Beredskapsanalyse - Klima

DET NORSKE VERITAS 

Rapport 

Beredskapsanalyse (BA) for letebrønn 

6608/2-1 Sverdrup i PL330 i 

Norskehavet 

RWE Dea Norge AS 

Rapportnr./DNV Referansenr.: 2012-0828 / 140Z6N4-8 

Rev. 00, 2012-05-18


Rapport for RWE Dea Norge AS 

Beredskapsanalyse (BA) for letebrønn 6608/2-1 Sverdrup i PL330 i 

Norskehavet 

Innholdsfortegnelse 

DNV Referansenr.: 2012-0828 / 140Z6N4-8 

Revisjon nr.: 00 

Dato: 2012-08-22 Side ii av iii 

MANAGING RISK 

KONKLUDERENDE SAMMENDRAG................................................................................ 1 

FORKORTELSER OG DEFINISJONER............................................................................. 3 

1 INNLEDNING ................................................................................................................... 8 

1.1 Beskrivelse av letebrønn 6608/2-1 S i PL330............................................................ 8 

1.2 Utfordringer knyttet til oljevernberedskap................................................................. 8 

1.3 Prosjektomfang........................................................................................................... 9 

1.4 Rammeverk for oljevernberedskap ............................................................................ 9 

1.4.1 Myndighetskrav ................................................................................................... 9 

Lov om vern mot forurensninger og om avfall .......................................................... 9 

Forskrift om helse, miljø og sikkerhet i Petroleumsvirksomheten............................. 9 

Forskrift om styring i petroleumsvirksomheten ....................................................... 10 

Forskrift om utføring av aktiviteter i petroleumsvirksomheten ............................... 10 

1.4.2 Industristandard fra NOFO og OLF .................................................................. 10 

NOFO/OLF beredskapsstrategi................................................................................ 11 

NOFO/OLFs krav til beredskapens kapasitet, effektivitet og responstid................. 11 

1.5 Selskapskrav............................................................................................................. 12 

1.6 Rapportstruktur......................................................................................................... 13 

2 DIMENSJONERENDE UTBLÅSNINGS- OG UTSLIPPSCENARIOER................ 14 

3 OLJETYPE MORVIN .................................................................................................... 16 

4 VÆR OG MILJØDATA................................................................................................. 18 

4.1 Strømforhold ............................................................................................................ 18 

4.6 Miljøsensitive områder............................................................................................. 25 

4.7 Sammendrag av værdata .......................................................................................... 26 

5 RESSURSER OG OLJEVERNBEREDSKAP ............................................................. 28 

5.1 Operatør.................................................................................................................... 28 

5.2 NOFO....................................................................................................................... 28 

5.3 Myndigheter (stat og kommune) .............................................................................. 29 

6 NOMINELT SYSTEMBEHOV ..................................................................................... 30 

6.1 Mekanisk systembehov ............................................................................................ 30 

6.2 Inngangsdata til beregning av nominelt systembehov ............................................. 30 

6.3 Nominelt systembehov – resultater.......................................................................... 31 

7 OSCAR-MODELLERING ............................................................................................. 33 

7.1 Modellverktøy .......................................................................................................... 33




Norskehavet 



Dato: 2012-08-22 Side iii av iii 

MANAGING RISK 

7.2 Inngangsdata............................................................................................................. 33 

7.3 Data generert i OSCAR............................................................................................ 35 

7.6 Resultater fra kjemisk dispergering.......................................................................... 51 

7.6.1 Massebalanse (kjemisk dispergering)................................................................ 51 

7.6.2 Strandet emulsjon (kjemisk dispergering)......................................................... 54 

8 DIMENSJONERINGSANALYSE KYST- OG STRAND (BARRIERE 3 OG 4) ..... 55 

8.1 Generelt .................................................................................................................... 55 

8.2 Inngangsdata til dimensjoneringsanalysen............................................................... 55 

8.3 Dimensjoneringsanalyse Barriere 3 ......................................................................... 55 

8.3.1 Ytelseskrav barriere 3........................................................................................ 55 

8.3.2 Systembehov barriere 3 ..................................................................................... 56 

8.4 Barriere 4.................................................................................................................. 58 

9 EFFEKT AV BERESKAPSTILTAK RELATERT TIL MILJØRISIKO................. 61 

10 KONKLUSJON ............................................................................................................... 64 

11 REFERANSER ................................................................................................................ 67 

Vedlegg 1 Metodebeskrivelse - beredskapsanalyse 

Vedlegg 2 Generelt om oljeegenskaper og forvitring




Norskehavet 

KONKLUDERENDE SAMMENDRAG 



Side 1 av 68 

MANAGING RISK 

RWE Dea Norge AS (RWE Dea) planlegger boring av letebrønn 6608/2-1 S Sverdrup i 

Norskehavet i PL330. Brønnens posisjon ligger ca. 160 km fra nærmeste land (øy) som er Røst i 

Nordland. Brønnen skal bores på 311 meters dyp, med boreriggen Transocean Winner. Boringen 

har planlagt oppstart i mars/april 2013. 

I forbindelse med denne aktiviteten har DNV fått i oppdrag av RWE Dea å gjennomføre en 

oljevernberedskapsanalyse for letebrønnen. Norwegian Petro Services AS har gjennomført en 

dimensjoneringsanalyse for oljevernberedskap i barriere 3 og 4 (kystog strandsone). 

Det utblåsningsscenarioet som er analysert er; en overflateutblåsning med en rate på 4361 

Sm 3 /døgn og en varighet på 12,7 døgn. Morvin råolje har blitt brukt som referanseolje i analysen. 

DNV har beregnet nominelt systembehov i henhold til NOFO’s retningslinjer for dimensjonering 

av tilstrekkelig mekanisk opptakskapasitet i barriere 1 og 2 (åpent hav). Det har også blitt 

gjennomført modelleringer ved bruk av SINTEF’s numeriske modell OSCAR for å analysere 

effekter av mekanisk opptak og kjemisk dispergering. 

Resultatene fra de nominelle behovsberegningene indikerer 3 NOFO-systemer om sommeren og 

4 NOFO-systemer om vinteren gitt et overflateutslipp. 

Resultatene fra OSCAR modelleringen viser at 3 NOFO-systemer om sommeren og 4 NOFOsystemer 

om vinteren gitt et overflateutslipp vil ha en betydelig effekt når det gjelder opptak av 

olje på åpent hav (26 % sommer og 20 % vinter), men at en kan oppnå god tilleggseffekt ved å 

dimensjonere med flere systemer både sommer og vinter. DNV anbefaler, basert på de 

inngangsdata og modelleringsresultatene som er oppsummert i inneværende rapport, at det for 

boringen i Sverdrup dimensjoneres med 6 systemer i vinterperioden og 5 systemer i 

sommerperioden for mekanisk opptak i barriere 1 og 2 for å håndtere en eventuell 

overflateutblåsning. Modelleringsresultatene viser at opptakseffekten er betydelig bedre ved 

innsats av flere systemer enn det de nominelle beregningene angir (3 systemer sommer og 4 

systemer vinter). Tilleggseffekten minker med økende antall systemer i aksjonen, men inntil 5 

systemer sommer og 6 systemer vinter gir en god opptakseffekt, og vurderes som tilstrekkelig i 

foreliggende analyse. En oppnår også en betydelig reduksjon i strandingsmengden ved 5 systemer 

i sommerperioden kontra 3 systemer (beregnet systembehov sommer), og ved 6 systemer i 

vinterperioden kontra 4 (beregnet systembehov vinter). 

Første system er RWE Dea standby fartøy, med responstid på 9 timer (inkludert gangtid for 

slepefartøy og tid for utsetting av lenser). Responstid og lokasjon for dette og de fem neste 

systemene som ankommer er angitt i tabellen nedenfor. 

OR-FARTØY AVSTAND[km] Totalresponstid Totalresponstidinkludert 

[timer] slepefartøy[timer] 

RWEDeaSBVORstandard 1 1 9 

NOFOHaltenbanken 209 10 17 

NOFOSandnessjøensystem1 219 20 24 

NOFOKristiansund system1 432 28 28 

NOFOTampen 709 30 30 

NOFOTroll 1 (Havilla Runde) 721 30 30 

Gitt de spesifiserte utblåsnings- og olje parameterne, vil inntil 99 % av oljen enten fordampe, 

dispergere, oppløses i vannsøylen eller bli biologisk nedbrutt innen 15 døgn etter endt utslipp.




Norskehavet 



Side 2 av 68 

MANAGING RISK 

Selv om mesteparten av utsluppet olje ikke blir værende på overflaten over lengre tid vil oljen 

fortsatt kunne påvirke organismer i vannsøylen, noe som vil reduseres ved mekanisk oljeopptak 

gitt et overflateutslipp. 

Forvitringsegenskapene til Morvin olje har vist at det ved rolige vindforhold og 

sommertemperaturer kan ta inntil 2 døgn før olje på havoverflaten når en viskositet på 1000 cP, 

som anses som en teoretisk grense for når oljen er mulig å samle opp mekanisk. I så tilfelle vil 

kjemisk dispergering kunne være en mer effektiv bekjempelsesstrategi. Basert på referanseoljens 

egenskaper og gjennomføring av modellsimuleringer kan en forvente at dispergering vil kunne 

redusere mengden olje på havoverflaten under gitte værforhold. Dispergering bør derfor særlig 

vurderes som tiltak ved en eventuell hendelse i perioder der ressurser på havoverflaten/i 

kystområdene er særlig sårbare for påvirkning, og ressurser i vannsøylen vurderes som mindre 

sårbare. 

Dimensjoneringsanalysen for kyst (barriere 3) viser at ett kystsystem av typen Current Buster 4 

vil være dekkende for å samle opp det volumet av oljeemulsjon som tilflyter kystsonen for både 

sommer og vinterperioden. I barriere 4 er det beregnet behov for ett innsatslag (6 personer) i 

akuttfasen for å håndtere dimensjonerende strandet oljeemulsjon (både i sommerperiode og 

vinterperiode). Videre vil det være behov for 3 innsatsgrupper à 40 personer – totalt 120 personer 

i 61 dager for å håndtere vinterscenarioet som er det mest ressurskrevende. Sommerscenarioet 

krever 2 innsatsgrupper à 40 personer – totalt 80 personer i 47 dager.




Norskehavet 

FORKORTELSER OG DEFINISJONER 

Absolutt effekt Prosentandel av totalt utsluppet mengde som bekjempes 

(dispergeres kjemisk eller samles opp mekanisk). 



Side 3 av 68 

MANAGING RISK 

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 (eng.) 

Astronomisk tussmørke 

(ATM) 

Lysforholdene fra når solsenteret står mer enn 12 grader, men 

mindre enn 18 grader under horisonten. 

Bakgrunnsbelastning Med bakgrunnsbelastning menes operasjonelle utslipp fra egen 

innretning og andre utslipp i regionen, og deres bidrag til den totale 

miljørisikoen. 

Barriere Fellesbetegnelse for en samlet aksjon i et avgrenset område; kan 

inkludere ett eller flere system. 

Barriereeffektivitet 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. 

Barrierekapasitet Summen av systemkapasitetene i en barriere. På samme måte som 

for systemkapasitet vil oppnåelse av barrierekapasiteten forutsette 

at tilgangen til olje (mengde og tykkelse av flak) er tilstrekkelig til 

at systemets kapasitet kan utnyttes fullt. 

Barriereoppsamlingsrate Reelt forventet oppsamlet volum i m3/døgn for barrieren som 

helhet. Ved rikelig tilgang på olje skal denne være lik 

barrierekapasiteten. 

Barrieretap Reduksjonsfaktor i barriereeffektivitet fra en barriere til 

etterfølgende barriere, grunnet spredning av olje. 

Bekjempelse 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 re-mobilisert (Carroll m.fl.l.1999)). 

Bestand Gruppe individer innen en art som er reproduktivt isolert innen et 

bestemt geografisk område. 

BOP Blow Out Preventor (eng.) 

Borgerlig tussmørke 

(BTM) 

Lysforholdene fra solen står 6 grader under horisonten til 

soloppgang (demring), samt fra solnedgang til solen står 6 grader 

under horisonten (skumring). 

Centipoise (cP) Enhet for dynamisk viskositet. 

ContAct/ActLog Web- og GIS-basert beslutningsstøttesystem for miljøberedskap. 

Dagslys Lysforholdene fra soloppgang til solnedgang. 

DFU Definerte fare- og ulykkeshendelse(r).




Norskehavet 



Side 4 av 68 

MANAGING RISK 

Dimensjonerende område 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. 

DNMI Det norske meteorologiske institutt (tidl. navn på Meteorologisk 

Institutt) 

ECMWF European Centre for Medium range Weather Forecasting 

Effektnøkkel For VØK bestander (sjøfugl, sjøpattedyr, fisk) benyttes en 

effektnøkkel for relasjon mellom oljemengde i en 10 x 10 km rute 

og akutte effekter (dødelighet) i den samme ruten for de 

bestandsandeler som er tilknyttet ruten. 

Eksempelområde Til bruk i beredskapsplanleggingen er det definert arealer kalt 

eksempelområder. Disse er karakterisert ved at de ligger i ytre 

kystsone, har høy tetthet av miljøprioriterte lokaliteter og som også 

på andre måter setter strenge krav til oljevernberedskapen. Disse 

eksempelområdene er derfor forhåndsdefinert som 

dimensjonerende for oljevernberedskapen. 

Eksponeringsgrad Benyttes for å beskrive hvorvidt kysten er eksponert, moderat 

eksponert eller beskyttet mht. bølgeeksponering. 

Gangtid Tiden det tar å frakte personell og utstyr med fartøy fra hentested 

(base) til stedet der aksjonen skal gjennomføres. 

GIS Geografisk informasjonssystem 

GOR Gass-olje forhold 

Habitat Et avgrenset område der flere arter lever i samspill, eks. en strand 

HTHP ”High Temperature High Pressure” - Dype petroleumsbrønner med 

høye temperaturer og trykk (over 150°C og 690 bar) 

Influensområde Området med større eller lik 5 % sannsynlighet for forurensning 

med mer enn 1 tonn olje innenfor en 10x10 km rute, iht. 

oljedriftsberegninger. 

KLIF Klima og forurensningsdirektoratet (tidl. SFT) 

IGSA Innsatsgruppe Strand Akutt - gruppe som skal bekjempe akutt 

oljesøl i strandsonen ved eventuell oljeutslipp fra operasjoner på 

norsk sokkel. 

IUA Interkommunalt utvalg mot akutt forurensning 

MD Miljøverndepartementet 

MI Meteorologisk Institutt 

Miljøfølsomme områder 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. 

Miljøprioritert lokalitet En stedfestet lokalitet hvor det forekommer verneverdige 

miljøressurser som er sårbare for oljeforurensning.




Norskehavet 



Side 5 av 68 

MANAGING RISK 

Miljøskade Miljøskade kategoriseres i hhv. mindre, moderat, betydelig eller 

alvorlig, med utgangspunkt i restitusjonstid. Mindre miljøskade 

betyr restitusjonstid fra 1 mnd til 1 år, moderat miljøskade betyr 

restitusjonstid fra 1 til 3 år, betydelig miljøskade betyr 

restitusjonstid fra 3 til 5 år, og alvorlig miljøskade betyr 

restitusjonstid over 10 år 

Minste drivtid Tiden det tar fra utslippets start til den første oljen når kystog 

strandsonen. 

MIPOM Meteorologisk Institutt sin utgave av POM (Princeton Ocean 

Modell, eng.) (Engedahl 1995) 

MIRA Metodikk for gjennomføring av miljørettet risikoanalyse 

MOB Metode for prioritering av ressurser i oljevernberedskap. 

Kriteriesamling og dokumentasjon publisert av SFT & DN (1996) 

Mobiliseringstid Tiden fra varsel er gitt til personell og utstyr er klart for transport 

fra mobiliseringsstedet. 

MRA Miljørettet risikoanalyse 

MRABA Miljørettet risiko- og beredskapsanalyse 

MRDB Marin Ressurs Data Base 

Nautisk tussmørke (NTM) Lysforholdene når solsenteret er mer enn 6 grader, men mindre enn 

12 grader under horisonten. 

NOFO Norsk Oljevernforening for Operatørselskap 

NOFOs regionale 

planverk 

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. En ny versjon er under 

utvikling og denne vil publiseres på 

http://www.oljevernportalen.no/nofo. 

Nominell systemkapasitet Forventet oppsamlingsrate i m 3 /d for et NOFO system; medregnet 

lossetid, ineffektiv tid, fritt vann, osv. For Transrec er denne 

normalt satt til 2400 m 3 /d, mens for HiWax er kapasiteten satt til 

1900 m 3 /d. Systemkapasiteten forutsetter tilstrekkelig tilgang på 

olje (i praksis overskudd av olje). Nominell systemkapasitet tar 

ikke hensyn til operasjonelle kapasitetsbegrensninger som 

lysforhold og bølgehøyde. 

NPS Norwegian Petro Services AS 

OLF Oljeindustriens landsforening 

Operasjonslys Lysforholdene under dagslys og borgerlig tussmørke, dvs. når solen 

står mindre enn 6 grader under horisonten. 

OR Oil recovery 

OSCAR/OS3D OSCAR er en 3-dimensjonal oljedrifts- og beredskapsmodell som 

beregner oljemengde på sjøoverflaten, på strand og i sedimenter 

samt konsentrasjoner i vannsøylen. 

Overvåking 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).




Norskehavet 

OWM 



Oil Weathering Model 

Side 6 av 68 

MANAGING RISK 

Persentil p % persentil betyr at p prosent av observasjoner er nedenfor. 

En 25 % persentil er da slik at 25 % av data/observasjoner er under 

den gitte verdien, mens 75 % er over. 

Persentil rate Hver hendelse, med tilhørende rate, som inngår i analysen har en 

gitt sannsynlighet. Denne sannsynligheten kan uttrykkes som en 

andel av den totale sannsynligheten av alle hendelsene. Når 

sannsynlighetsandelene fra hver enkelt hendelse summeres, rangert 

fra hendelse med laveste rate til hendelse med høyeste rate, får vi 

en samlet kumulativ sannsynlighet på 100 %. 

Persentil rate angir hvilken rate som rommes av den gitte 

persentilen. 

PL Utvinningstillatelse (Production Licence, eng.) 

ppb Parts per billion 

ppm Parts per million 

Relativ effekt Prosentandel av olje på overflaten som bekjempes (dispergeres 

kjemisk eller samles opp mekanisk). 

Responstid Sammenlagt mobiliseringstid og gangtid. 

Restitusjonstid Restitusjon er oppnådd når det opprinnelige dyre- og plantelivet i 

det berørte samfunnet er til stede på tilnærmet samme nivå som før 

utslippet (naturlig variasjon tatt i betraktning), og de biologiske 

prosessene fungerer normalt. Bestander anses å være restituert når 

bestanden er tilbake på 99 % av nivået før hendelsen. 

Restitusjonstiden er tiden fra et oljeutslipp skjer og til restitusjon er 

oppnådd 

Risiko I denne sammenheng en kombinasjon av sannsynlighet for at 

miljøskade oppstår og alvorlighetsgraden av denne skaden. 

SBV Standby Vessel 

Sannsynlighet for treff Prosentvis sannsynlighet for at olje vil treffe et bestemt geografisk 

område etter et utslipp. I dette tilfellet er det basert på alle 

simuleringene fra 1980 til 2007. 

Sekundærforurensning Remobilisering av olje til nye områder, eller til områder som har 

vært rammet tidligere. 

SFT Statens forurensningstilsyn 

Sidesteg Boring ut fra en allerede eksisterende brønnbane mot nytt brønnmål 

Skadenøkkel En fordelingsnøkkel for å fastsette restitusjonstid som funksjon av 

skadegrad for VØK bestander og VØK habitater. Skadenøkkelen 

for bestander gir relasjoner mellom akutt bestandsreduksjon og 

restitusjonstid, mens skadenøkkelen for habitater gir relasjoner 

mellom strandet oljemengde og restitusjonstid. Det er i prinsippet 

separate skadenøkler for bestand og habitat for ulike sårbarheter 

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. I et system kan 

også inngå en HiWax opptager for opptak av høyviskøse oljer.




Norskehavet 



Side 7 av 68 

MANAGING RISK 

Systemeffektivitet (Throughput efficiency, eng.) Prosentandel av sveipet overflateolje 

som samles opp av ett system. 

Systemkapasitet Se ”nominell systemkapasitet” 

Systemoppsamlingsrate Reelt forventet oppsamlet volum i m3/d for et system. Ved rikelig 

tilgang på olje skal denne være lik systemkapasiteten. 

Systemtap Prosentandel av sveipet overflateolje som unnslipper et system 

(primært lensetap, dvs.: 100 % - systemeffektivitet). 

Sårbarhet For alle potensielt berørte ressurser er sårbarhet for akutt 

oljeforurensning klassifisert ut fra anerkjente modeller for 

sårbarhetsinndeling 

THC Total Hydrocarbon (total hydrokarbon) 

Ubetydelig skade Negative effekter som gir beregnet miljøskade for identifiserte 

ressurser, som medfører mindre enn 1 mnd restitusjonstid 

VØK Verdsatt økosystemkomponent. Ressurs som velges som 

dimensjonerende ressurs for analyse av miljørisiko pga. sårbarhet 

overfor oljeforurensning, samt høy grad av tilstedeværelse i aktuell 

periode, og som derfor har høy sannsynlighet for å ville kunne gi 

utslag i analysen. 

WRA Well Risk Assessment




Norskehavet 

1 INNLEDNING 

1.1 Beskrivelse av letebrønn 6608/2-1 S i PL330 



Side 8 av 68 

MANAGING RISK 

DNV har fått i oppdrag av RWE Dea Norge AS (heretter RWE Dea) å gjennomføre en 

oljevernberedskapsanalyse for letebrønn 6608/2-1 S i Sverdrup prospektet i PL330, lokalisert i 

Norskehavet. 

Den planlagte letebrønnen ligger i Nordland III (se Figur 1-1). Brønnen er lokalisert i sentrale 

deler av Norskehavet ca. 100 km nord for de Statoil-opererte feltene Norne, Urd og Alve, sørvest 

for Røst, ytterst i Lofoten. Den korteste avstanden fra brønnen til land (inkludert øyer) er 161 km 

til Røst, og 168 km til øyene på Træna. Havdypet på lokasjonen er 311 meter. De geografiske 

koordinatene for brønnen er 66º 58’ 30,663” N, 08º 22’ 55,925” Ø. 

Brønnen skal bores med riggen Transocean Winner. 

Leteboringen har som formål å undersøke forekomst av hydrokarboner i Sverdrup prospektet. I 

tilfellet funn, kan forekomsten være enten gass eller olje. 

Primærmålet for boreoperasjonen er Garn- og Ileformasjonene i mellomjura alder 

(Fangstgruppen), mens sekundærmålet er sandstein i Niseformasjonen og Tofte- og 

Tiljeformasjonene (nedre jura), på ca. 4400-4800 meters reservoardyp. 

Figur 1-1 Beliggenhet av letebrønn 6608/2-1 S Sverdrup i forhold til nærmeste landområder, felt 

i produksjon og funn. 

1.2 Utfordringer knyttet til oljevernberedskap 

Den største beredskapsmessige utfordringen knyttet til boring i PL330 er beliggenheten i et 

miljøsårbart område i tilknytting til fuglefjell og gyteområder. Værforholdene i området kan også




Norskehavet 



Side 9 av 68 

MANAGING RISK 

skape vanskeligheter for en vellykket oljevernaksjon i og med at effektiviteten til 

oljevernsystemene blir betydelig redusert i perioder med mye vind og høye bølger, samt redusert 

operasjonslys i deler av året. 

1.3 Prosjektomfang 

DNV har beregnet oljevernberedskapsbehovet i tilknytning til aktiviteten for letebrønnen i 

PL330. Det mekaniske systembehovet er beregnet for åpent hav (barrierene 1 og 2) ved bruk av 

følgende to metoder: 

a) nominelt kapasitetsbehov (NOFO/OLF, 2007) og 

b) modellering av oljedrift og effekter av beredskapssystemer og etterfølgende statistiske 

beregninger ved bruk av SINTEF’s OSCAR modell. 

Effekt av kjemisk dispergering er modellert ved bruk av OSCAR modellen. 

Beregninger for mekanisk opptak i kystog strandsonen (barriere 3 og 4) er gjennomført av 

Norwegian Petro Services (NPS), basert på OSCAR beregnede oljemengder inn i barrierene 3 og 

4. 

Til grunn for beregningene/analysene ligger inngangsdata fra RWE Dea med henblikk på brønnog 

utblåsningsrelatert informasjon kombinert med olje spesifikke data, vær- og miljødata og 

informasjon om tilgjengelige oljevernfartøyer og tilhørende utstyr. 

1.4 Rammeverk for oljevernberedskap 

1.4.1 Myndighetskrav 

Myndighetskrav omfatter regelverk både i forhold til forurensingsloven, rammeforskriften, 

styringsforskriften og aktivitetsforskriften. En nærmere beskrivelse av noen av kravene er gitt i 

påfølgende underkapitler. 

Lov om vern mot forurensninger og om avfall 

Formålet med Lov om vern mot forurensninger og om avfall (Forurensningsloven § 1) er å verne 

det ytre miljø mot forurensning og å redusere eksisterende forurensning, å redusere mengden av 

avfall og å fremme en bedre behandling av avfall. I § 7 beskrives det at når det er fare for 

forurensning i strid med loven, eller vedtak i medhold av loven skal den ansvarlige for 

forurensning sørge for tiltak for å hindre at den inntrer. Har forurensningen inntrådt skal han 

sørge for tiltak for å stanse, fjerne eller begrense virkningen av den. Den ansvarlige plikter også å 

treffe tiltak for å avbøte skader og ulemper som følge av forurensningen eller av tiltakene for å 

motvirke den. Plikten etter dette ledd gjelder tiltak som står i et rimelig forhold til de skader og 

ulemper som skal unngås. 

Forskrift om helse, miljø og sikkerhet i Petroleumsvirksomheten 

Forskrift om helse, miljø og sikkerhet i Petroleumsvirksomheten (Rammeforskriften) er en 

overordnet forskrift som gir overordnede føringer for helse-, miljø- og sikkerhet i




Norskehavet 



Side 10 av 68 

MANAGING RISK 

petroleumsindustrien. I § 11 presenteres prinsipper for risikoreduksjon. Foruten en pålagt 

minstestandard identifisert i regelverket, skal risikoen reduseres ytterligere så langt det er mulig. 

Ved reduksjon av risiko skal den ansvarlige velge de tekniske, operasjonelle eller organisatoriske 

løsningene som etter en enkeltvis eller samlet vurdering av skadepotensialet og nåværende og 

fremtidig bruk gir de beste resultater, så sant kostnadene ikke står i et vesentlig misforhold til den 

risikoreduksjonen som oppnås. I § 26 henvises det til når en skal søke om samtykke og hva en 

slik søknad skal inneholde (herunder miljørisiko- og beredskapsanalyser). § 20 poengterer at en 

operatør skal sikre at beredskapen er samordnet når det brukes flere innretninger eller fartøy 

samtidig. Operatørens beredskapstiltak skal også være egnet til å samordnes med offentlige 

beredskapsressurser. Det er operatøren som skal lede og koordinere innsatsen av 

beredskapsressursene ved fare og ulykkessituasjoner. Samarbeid om beredskap er temaet for § 

21. Operatørene skal samarbeide om beredskapen mot akutt forurensning. Det skal etableres 

regioner med felles beredskapsplaner og felles beredskapsressurser. 

Forskrift om styring i petroleumsvirksomheten 

I Forskrift om styring i petroleumsvirksomheten (Styringsforskriftens) § 4 beskrives det hvordan 

en skal redusere sannsynligheten for at det oppstår feil- og ulykkessituasjoner. Ved reduksjon av 

risiko skal den ansvarlige velge tekniske, operasjonelle og organisatoriske løsninger som 

reduserer sannsynligheten for at det oppstår feil og fare- og ulykkessituasjoner. I tillegg skal det 

etableres barrierer som reduserer sannsynligheten for at slike feil og fare- og ulykkessituasjoner 

utvikler seg, og som begrenser mulige skader og ulemper. Der det er nødvendig med flere 

barrierer, skal det være tilstrekkelig uavhengighet mellom barrierene. De løsningene og 

barrierene som har størst risikoreduserende effekt, skal velges ut fra en enkeltvis og samlet 

vurdering. I § 5 stilles krav til barrierer. Operatøren eller den som står for driften av en 

innretning, skal fastsette de strategiene og prinsippene som skal legges til grunn for utforming, 

bruk og vedlikehold av barrierer, slik at barrierenes funksjon blir ivaretatt gjennom hele 

innretningens levetid. Det skal være kjent hvilke barrierer som er etablert og hvilken funksjon de 

skal ivareta, samt hvilke krav til ytelse som er satt til de tekniske, operasjonelle eller 

organisatoriske elementene som er nødvendige for at den enkelte barrieren skal være effektiv. Det 

skal være kjent hvilke barrierer som er ute av funksjon eller er svekket. Den ansvarlige skal sette i 

verk nødvendige tiltak for å rette opp eller kompensere for manglende eller svekkede barrierer. 

Forskrift om utføring av aktiviteter i petroleumsvirksomheten 

Forskrift om utføring av aktiviteter i petroleumsvirksomheten (Aktivitetsforskriften) § 73 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. Paragrafen innebærer en sammenheng mellom miljørisiko og 

beredskapsnivå, høy miljørisiko tilsier høyere beredskapsnivå enn lav miljørisiko. 

1.4.2 Industristandard fra NOFO og OLF 

NOFO er en forening for operatørselskap på norsk sokkel. NOFO ivaretar operatørselskapenes 

oljevernberedskap knyttet til leting etter- og produksjon av olje og gass. NOFO har som formål å 

administrere og vedlikeholde en beredskap som inkluderer personell, utstyr og fartøy mot akutt




Norskehavet 



Side 11 av 68 

MANAGING RISK 

forurensing, og disponerer omfattende oljevernressurser. Disse ressursene skal, sammen med 

statlige og kommunale ressurser, redusere miljøskade ved eventuelle oljeutslipp fra 

petroleumsvirksomheten. 

OLF er en interesse- og arbeidsgiverorganisasjon for oljeselskaper og leverandørbedrifter knyttet 

til utforsking og produksjon av olje og gass på norsk kontinentalsokkel. OLF arbeider for å gi 

industrien framtidsrettede og levedyktige vilkår og med et godt omdømme i relasjon til 

myndigheter, aksjonærer, og samfunnet generelt. 

NOFO og OLF har vært medvirkende i å lage retningslinjer for hvordan Miljørettet 

Risikoanalyser (MIRA) og Beredskapsanalyser (BA) skal utføres. 

(http://www.lovdata.no/all/hl-19810313-006.html) 

NOFO/OLF beredskapsstrategi 

Hovedstrategien for beredskap mot akutt forurensning på norsk sokkel er mekanisk oppsamling 

nær utslippskilden ved hjelp av NOFOs havgående systemer (barriere 1 og 2). Hvis enten 

utslippets egenskaper eller andre forhold gjør at mekanisk oppsamling ikke er effektivt blir 

dispergering også vurdert. Dette har blitt mer aktuelt i den senere tid ettersom tynne oljetyper og 

kondensater er mer vanlig nå enn tidligere. I tillegg til bekjempelse på åpent hav, er strategien å 

bekjempe eventuell olje i kystområder som er påvirket av utslippet og bekjempelse av olje som 

har strandet på land (barriere 3 og 4). De fire 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 fjordområdene og beskyttelse av sårbare 

naturressurser 

Barriere 4 Bekjempelse på strand 

NOFO/OLFs krav til beredskapens kapasitet, effektivitet og responstid 

Åpent hav 

Hovedfokus i forbindelse med boreoperasjonen er å ha tilstrekkelige beredskapsressurser for 

bekjempelse av olje for å redusere skade på ytre miljø. Krav til dimensjonering i barriere 1 og 2 

er som følger: 

Barriere 1 og 2 skal ha en barrierekapasitet tilsvarende den mengde oljeemulsjon som 

tilflyter barrieren, beregnet ut fra vektet rate. 

Barriere 1 skal etableres ut fra best oppnåelig responstid, og skal være fullt utbygd senest 

innen korteste drivtid til land. 

Responstid for barriere 2 settes til 95 % persentil av korteste drivtid til kyst og strandsone, 

fratrukket 6 timer.




Norskehavet 



Side 12 av 68 

MANAGING RISK 

Kyst og strand 

Det skal være fokus på fleksible og robuste løsninger for beskyttelse av sårbare naturressurser. 

Krav til beredskapens effektivitet i barriere 3 og 4 er som følger: 

I barriere 3 skal det være tilstrekkelig kapasitet til opptak av den mengde emulsjon som 

passerer barriere 1 og 2. Med hensyn til mengde benyttes resultater fra 

oljedriftsberegninger for et scenario som tilsvarer 95 % persentil i utfallsrommet for 

strandet mengde, korrigert for ytelsen i barriere 1 og 2. 

Responstid for barriere 3 settes til 95 % persentil av korteste drivtid til kyst og strandsone. 

Beredskap i barriere 3 og 4 skal også dimensjoneres med hensyn til eksempelområder, 

både med tanke på emulsjonsmengde og responstid. Beredskapen skal ha kapasitet til å 

håndtere en størst strandet oljemengde tilsvarende 95 % persentilen i utfallsrommet for 

størst strandet mengde til eksempelområdet samt en responstid tilsvarende 95 % 

persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til eksempelområdet. 

1.5 Selskapskrav 

RWE Dea har utviklet operasjonsspesifikke målsetninger for PL330 for å sikre miljøet. Det skal 

være et standby fartøy med fullt oljevernutstyr på lokasjonen under boring i potensielt 

hydrokarbonførende soner.




Norskehavet 

1.6 Rapportstruktur 

Figur 1-2 viser hvordan denne rapporten er bygget opp. 

Innledningogbakgrunn 

Oppdragogomfang, 

PL330og myndighetskravfor oljevernberedskapi Norge 

Figur 1-2 Rapportstruktur med kapittelhenvisning. 



Identifiseringogspesifiseringav 

inngangsdata 

Oljespesifikasjoner, 

vær-ogmiljødatasamtberedskapsressurser 

Beregningog modellering 

1. Beregnet 

beredskapsbehov 

(NOFO/OLFmetodikk) 

2. OSCARmodelleringog 

statistiskeberegninger 

Konklusjon 

Effektav 

oljevernberedska på 

miljørisiko 

Side 13 av 68 

Kap 

9-10 

MANAGING RISK 

Kap 

6-8 

Kap 

2-5 

Kap 

1




Norskehavet 



Side 14 av 68 

MANAGING RISK 

2 DIMENSJONERENDE UTBLÅSNINGS- OG UTSLIPPSCENARIOER 

De fleste former for uhellsutslipp knyttet til leteboring er begrensede og med små mengder. 

Hendelsene som har de største potensielle miljøkonsekvensene er oftest ukontrollerte utslipp fra 

brønnen under boring (utblåsning). Slike hendelser er dimensjonerende for beredskapen og 

betegnes dimensjonerende fare- og ulykkeshendelse (DFU). 

I henhold til NOFO/OLF‘s veileder (NOFO/OLF, 2007) beregnes det mekaniske 

beredskapsbehovet på bakgrunn av vektede rater og varigheter. Ratene for Sverdrup er angitt i 

Blowout and Kill Study (Add Energy, 2012). Vektet rate for Sverdrup er basert på data fra en well 

risk assessment (WRA) gjennomført av DNV (2012) for brønnen for boring i hovedformasjonen 

(primary target) og Nise formasjonen. 

Full rate- og varighetsmatrise for letebrønnen er angitt i Tabell 2-1. Vektet utblåsningsrate er 

angitt i Tabell 2-2, henholdsvis 4361 Sm 3 /døgn for overflateutblåsning, og 4278 Sm 3 /døgn for 

sjøbunnsutblåsning. Vektede varigheter er henholdsvis 12,7 døgn (overflate) og 17,8 døgn 

(sjøbunn). Overflateutblåsning er valgt som dimensjonerende DFU for beredskapsanalysen fordi 

denne har størst potensial for større oljemengder på havoverflaten og stranding av olje. En 

sjøbunnsutblåsing kan bli mer langvarig enn en overflateutblåsning (lengre vektet varighet), men 

ved utblåsning fra om lag 300 meters dyp vil mindre olje nå havoverflaten, og filmen av olje på 

havoverflaten vil bli tynnere. Strandingspotensialet og oljemengden som må håndteres på 

havoverflaten blir således mindre enn ved overflateutblåsning, og overflateutblåsning anses 

derfor som dimensjonerende for beredskapsbehovet. 

Tabell 2-1 Full rate- og varighetsfordeling for en utblåsning ved letebrønn 6608/2-1 S Sverdrup 

med Morvin olje (Add Energy 2012, DNV 2012). 

Utslippssted 

Sannsynlighetsfordeling 

utslippssted [%] 

Overflate 18 % 

Sjøbunn 82 % 

Utblåsningsrater (blowout) 

og tilhørende 

sannsynlighet 

Rate 

[m 3 /d] 

Sannsynlighet 

[%] 

1775 19,8 % 

2238 31,7 % 

3257 3,6 % 

6920 43,3 % 

10700 1,7 % 

15800 0,1 % 

1764 19,8 % 

2167 31,7 % 

3265 3,6 % 

6732 43,3 % 

12100 1,7 % 

Utslippsvarighet [døgn]og tilhørende 

sannsynlighetsfordeling [%] 

2 5 15 50 102 

53,6 % 18,5 % 16,6 % 6,3 % 5,0 % 

44,7 % 17,4 % 19,3 % 11,3 % 7,3 %




Norskehavet 



15800 0,1 % 

Side 15 av 68 

MANAGING RISK 

Tabell 2-2 Vektet rate og varighet for letebrønnen 6608/2-1 S med hensyn til dimensjonering av 

beredskap. 

Dimensjonerende utslippspunkt: Overflateutslipp Sjøbunnsutslipp 

Dimensjonerende rate: 4361 m 3 /d 4278 m 3 /d 

Dimensjonerende varighet: 12,7 døgn 17,8 døgn




Norskehavet 

3 OLJETYPE MORVIN 



Side 16 av 68 

MANAGING RISK 

Morvin råolje fra Morvin feltet på Haltenbanken er spesifisert av RWE Dea som den oljen som 

antas å ha egenskaper som den forventede oljetype i tilknytning til leteboringen i PL330. Med 

bakgrunn i dette er Morvin råolje anvendt som referanseolje i miljørisiko- og 

beredskapsanalysen. Forvitringsstudie av egenskapene til Morvin råolje er gjennomført av 

SINTEF (SINTEF 2007). 

Morvin råolje er en lett oljetype med tetthet på 817 kg/m 3 , lavt asfalteninnhold (0,05 vekt-%), og 

moderat voksinnhold (5,4 vekt-%). Morvin har et høyt innhold av lette komponenter og 

tilhørende høyt fordampningstap. I fersk tilstand, ved en sjøtemperatur på 5 ºC og vind 

tilsvarende 10 m/s vil oljen ha en viskositet på 15 cP, et flammepunkt på




Norskehavet 



Side 17 av 68 

MANAGING RISK 

Tabell 3-1 Endring av oljeegenskaper over tid, basert på forvitringsdata fra laboratorium 

(SINTEF 2007). 

Tid etter utslipp Viskositet 

[cP] 

Vanninnhold 

[%] 

Flammepunkt 

[ºC] 

Stivnepunkt 

[ºC] 

Vinterforhold: Sjøtemperatur: 5 °C, Vind: 10 m/s 

2 timer 580 34 60 8 

12 timer 2200 64 105 26 

24 timer 3000 70 119 31 

Sommerforhold: Sjøtemperatur: 15 °C, Vind: 5 m/s 

2 timer 200 26 50 4 

12 timer 620 66 100 24 

24 timer 740 74 115 29 

Tabell 3-2 Tidsvindu for dispergering av Morvin olje. 

Kommentar 

Kjemisk 

dispergerbar, ingen 

eksplosjonsfare 

Kjemisk 



Kjemisk 



Kjemisk 

dispergerbar, 

eksplosjonsfare ved 

tanking 

Kjemisk 



Kjemisk 



Tidsvindu for 

dispergering(timer) 1 2 3 6 9 12 24 48 72 96 120 

Morvin - sommer 

2 m/s 

5 m/s 

10 m/s 

15 m/s 

Morvin - vinter 

2 m/s 

5 m/s 

10 m/s 

15 m/s 

Kjemiskdispergerbar 

Redusertkjemisk dispergerbarhet 

Lav/dårlig dispergerbarhet




Norskehavet 

4 VÆR OG MILJØDATA 



Side 18 av 68 

MANAGING RISK 

Sammen med oljens forvitringsegenskaper er det vær- og miljøforholdene i området som er 

avgjørende for hva som skjer med oljen etter et utslipp. Dette gjelder spesielt parametere som 

bølge- og vindforhold, temperatur og strøm. Lysforhold er av betydning for fotooksidasjon av 

olje, men dette anses å være en mindre viktig forvitringsprosess. 

For oljevernberedskap er derimot lysforhold en svært viktig parameter, da effektiviteten av 

mekanisk opptak av olje begrenses med avtakende dagslys. NOFO indikerer en effektivitet på 65 

% ved operasjoner i mørke sammenliknet med operasjoner i fullt dagslys. Vind- og bølgeforhold 

er også av stor betydning når det gjelder opptak av olje, ettersom et mekanisk oppsamlingssystem 

normalt får en meget redusert effekt ved vindhastigheter over 10-12 m/s og en signifikant 

bølgehøyde over 3-3,5 m (Fiskeri- og kystdepartementet, 2012). 

I beredskapsanalysen er det valgt å dele inn året i to sesonger, henholdsvis vinterhalvåret fra 

november til og med april, og sommerhalvåret fra mai til og med oktober. Dette for å vise 

muligheten for noe variasjon gjennom året hva angår temperaturer og vindhastighet, som påvirker 

opptakseffektiviteten ved en oljevernaksjon. 

4.1 Strømforhold 

PL330 befinner seg i Norskehavet utenfor kysten av Nordland. Figuren nedenfor viser strømmer 

og dybdeforhold i området rundt den aktuelle borelokasjonen. Strømforholdene i Norskehavet 

bestemmes i stor grad av bunntopografien. Den undersjøiske ryggen mellom Skottland og Island 

markerer sørlig grense for Norskehavet, og er hovedsakelig grunnere enn 500 meter. Varmt og 

salt vann fra Atlanterhavet strømmer inn i Norskehavet mellom Færøyene og Shetland, og 

mellom Færøyene og Island. I det sørvestlige Norskehavet kommer det inn kaldere og ferskere 

vann inn fra Islandshavet. Det øvre vannlaget er derfor relativt kaldt i det sørvestlige Norskehavet 

mens det i resten av Norskehavet er relativt varmt. Det varme atlanterhavsvannet avgir mye 

varme til atmosfæren og er avgjørende for det milde klimaet, og medfører at Norskehavet er 

isfritt (MD, 2008/2009). Nærmere kysten er strømforholdene mer variable med kystvann og 

lokale virvelstrømmer. 

Fugro GEOS Ltd har på oppdrag fra RWE Dea gjennomført strømmålinger på 3 lokasjoner i 

blokk 6608/2 fra november 2011 til april 2012 (Fugro, 2012). Måleinstrumentene ble satt ut på de 

tre lokasjonene, og målte strømhastighet og strømretning i vannsøylen. Strømningsmønsteret var 

likt på alle de tre lokasjonene. Det ble observert sterkest strøm ved overflaten, og strømmen avtok 

gradvis nedover i vannsøylen. Det ble observert en nordøstlig strøm i de øverste vannlagene, og 

en øst-nord-øst retning på strømmen lavere ned i vannmassene. Maksimale strømhastigheter i 

overflatevannet ble registrert 1. januar 2012 på alle de tre punktene A, B og C med hhv. 1,01 m/s, 

1,03 m/s og 0,87 m/s (Fugro, 2012).




Norskehavet 



Side 19 av 68 

MANAGING RISK 

Figur 4-1 Illustrasjon av dominerende strømforhold ved PL 330. Pilene i figuren viser de ulike 

strømmenes retning. 

4.2 Sjøtemperatur 

I denne analysen benyttes sjøtemperaturer fra Norne (Figur 4-2 og Tabell 4-1) som referanse for 

representative klimatiske forhold ved brønnlokasjonen. Målepunktet ved Norne ligger ca. 100 km 

sørvest for PL330.




Norskehavet 



Side 20 av 68 

MANAGING RISK 

Figur 4-2 Områdets månedlige gjennomsnittlig sjøtemperatur (°C) basert på data fra 

målestasjon Norne (eKlima, 28.05.2012). 

Tabell 4-1 Gjennomsnittlig sjøtemperatur i området basert på data fra målestasjon Norne. 

Mai-Okt. Nov.-April 

Gjennomsnittlig sjøtemperatur (°C): 9,9 4,4 

Sjøtemperaturer avrundet til nærmeste temperaturer brukt i 

forvitringsstudiene: 

(15 °C)* (5 °C) 

* Selv om temperatur 5 °C er nærmest er det valgt å runde opp for å fange opp variasjon sommersesongen versus 

vintersesongen. Tre av seks måneder i denne sesongen har gjennomsnittstemperaturer over 10 °C. 

4.3 Vind 

I denne analysen benyttes vinddata fra Norne som referanse for representative klimatiske forhold 

ved brønnlokasjonen. Dataene representerer midlere verdier for perioden 2002-2011, se 

Figur 4-3. I analyseperiode sommer er midlere vindhastighet 7,1 m/s, mens den i analyseperiode 

vinter er 8,9 m/s. Målepunktet ved Norne ligger ca. 100 km sør for PL330.




Norskehavet 



Side 21 av 68 

MANAGING RISK 

Figur 4-3 Gjennomsnittlig vindstyrke ved Norne (eKlima, 28.5.2012) oppgitt i m/s. 

Tabell 4-2 Gjennomsnittlig vindhastighet i analyseområdet basert på data fra målestasjon på 

Norne. 

Sommer Vinter 

Gjennomsnittlig vindhastighet (m/s): 7,1 8,9 

Vindhastighet avrundet til nærmeste verdier brukt i 

forvitringsstudiene (2, 5, 10 or 15 m/s): 

5 10 

I tillegg til vindhastighet vil vindretning påvirke oljedrift og eventuelle influensområder. 

Figur 4-4 viser de dominerende vindretningene gjennom året for målestasjon Norne (eKlima 

2012). Dominerende vindretning gjennom året er vest, sørvest. Vindretning fra vest gir størst 

sannsynlighet for vindstyrker over 15 m/s.




Norskehavet 

Figur 4-4 Dominerende vindretning gjennom året (2011). 

4.4 Lysforhold 



Side 22 av 68 

MANAGING RISK 

Lysforhold er estimert i ActLog basert på den planlagte aktivitetens lokasjon. Operasjonslys er 

summen av dagslys og borgerlig tussmørke (BTM). Se Figur 4-5.




Norskehavet 

100% 

90 % 

80 % 

70 % 

60 % 

50 % 

40 % 

30 % 

20 % 

10 % 

0 % 



Side 23 av 68 

MANAGING RISK 

Figur 4-5 Lysforhold ved lokasjonen til letebrønnen. Benyttede kategorier er dagslys, borgerlig 

tussmørke (BTM), Nautisk tussmørke (NTM), astronomisk tussmørke (ATM) og mørke i henhold 

til Pollurec (1993). 

For analyseperiode vinter er det i gjennomsnitt 10,3 timer (= 43 %) operasjonslys pr. døgn, mens 

det i analyseperiode sommer er i gjennomsnitt 19,7 timer (=82 %) operasjonslys. En 

oppsummering av antall timer gjennomsnittlig operasjonslys pr måned er vist i Figur 4-6. 

24 

18 

12 

6 

0 

Jan Feb Mar Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Des 

Figur 4-6 Antall timer med operasjonslys i døgnet, fordelt på måneder. 

4.5 Bølgehøyde 

Mørke 

I denne analysen benyttes bølgedata fra målepunktet ”HSMD 1223” som referanse for 

representative klimatiske forhold ved brønnlokasjonen, se Figur 4-7 og Figur 4-8. Målepunktet 

”HSMD 1223” ligger ca. 80 km sør for letebrønn PL330 Sverdrup. Uavhengig av lysbegrensning 

vil et NOFO system kunne levere gjennomsnittlig 62 % av nominell opptakseffektivitet i 

ATM 

NTM 

BTM 

Dagslys 

BTM 

NTM 

ATM 

Mørke 

Jan Feb Mar Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Des




Norskehavet 



Side 24 av 68 

MANAGING RISK 

analyseperiode sommer (mai-oktober) og 44 % i analyseperiode vinter (november-april) som 

resultat av bølgehøydebegrensing. 

Figur 4-7 Lokasjon av nærmeste målepunkt for bølgedata (hsmd1223) i forhold til Sverdrup. 

Figur 4-8 Frekvensfordeling av signifikant bølgehøyde ved målepunktet HDSM 1223 (MI 2008a).




Norskehavet 

4.6 Miljøsensitive områder 



Side 25 av 68 

MANAGING RISK 

Eksempelområder 

Gjennom utarbeidelsen av NOFOs regionale planverk mot akutt forurensning ble det identifisert 

et sett eksempelområder langs norskekysten. Områdene karakteriseres av høye 

treffsannsynligheter av olje, er beliggende i ytre kystsone, har høy tetthet av miljøprioriterte 

lokaliteter, vanskelig atkomst og er beredskapsmessig utfordrende. Antallet eksempelområder har 

de senere år blitt utvidet gjennom beredskapsplanlegging for leteaktiviteter. Eksempelområder i 

analyseområde er presentert i Figur 4-9. Eksempelområdene brukes videre i analysen til å 

dimensjonere barriere 3 og 4, både med tanke på emulsjonsmengde og responstid. I henhold til 

veilederen skal beredskapen ha kapasitet til å håndtere en størst strandet oljemengde tilsvarende 

95 % persentilen i utfallsrommet for størst strandet mengde til eksempelområdet samt en 

responstid tilsvarende 95 % persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til eksempelområdet. 

Figur 4-9 Eksempelområder i analyseområdet til den planlagte letebrønn 6608/2-1 S Sverdrup.




Norskehavet 



Side 26 av 68 

MANAGING RISK 

MOB områder 

Når akutt oljeforurensning skjer, er det behov for å prioritere mellom ulike miljøressurser som 

kan skades av forurensningen. Hvilke tiltak som skal iverksettes, i hvilken rekkefølge og i hvilket 

omfang. MOB er en modell for miljøprioritering i forbindelse med akutt forurensning, og 

innebærer at det foretas en innbyrdes vekting av ulike miljøressurser etter bestemte kriterier (SFT 

& DN 1996). Ressursene inndeles i kategorier som beskriver prioritet i en oljevernaksjon. De 

høyest prioriterte miljøressursene (kategori A og B) i analyseområdet er presentert i Figur 4-10. 

MOB-verdiene i Nordland er fylkesprioriterte (MRDB 2010). Det er høy tetthet av beregnede 

MOB A og B områder i analyseområdet. 

Figur 4-10 MOB områder i analyseområdet til den planlagte letebrønn 6608/2-1 S Sverdrup 

(MRDB 2010). 

4.7 Sammendrag av værdata 

Dominerende strømforhold gir en indikasjon på hvor et utslipp vil drive. Forventet sjøtemperatur 

og vindstyrke innvirker på oljens forvitring og nedblanding, og er utgangspunktet for å kunne 

vurdere mulighetene for mekanisk oppsamling og alternative oppsamlingsstrategier. Andel 

operasjonslys og bølgehøydebegrensning avgjør hvilken effekt et opptakssystem har. En 

oppsummering av forventede miljøforhold ved PL330 er gitt i tabellen nedenfor.




Norskehavet 



Side 27 av 68 

MANAGING RISK 

Tabell 4-3 Oppsummering av sesongmessige miljøforhold ved PL330. Verdiene er et 

gjennomsnitt for hver sesong. 

Strøm 

Vår Sommer Høst Vinter 

dominerende 

strømretning fra 

sørvest 

dominerende 


sørvest 

dominerende 


sørvest 

dominerende 


sørvest 

Sjøtemperatur ( C) 5,2 11,2 8,3 4,0 

Vindstyrke (m/s) 7,5 9,1 9,0 8,2 

Operasjonslys (timer pr døgn) 18,5 22,6 11,4 7,5 

Opptakseffektivitet for NOFOsystem 

pga. bølgehøydeforhold (%) 

56 68 50 38 

Operasjonen har tidligst oppstart i februar 2012, men det er valgt å analysere for hele året, inndelt 

i to analyseperioder (sommer – mai-oktober og vinter – november-april) for å ta høyde for 

eventuelle forskyvninger og forsinkelser i boreprogrammet. Dersom boreoperasjonen starter i 

februar vil det være operasjonslys 10 timer i døgnet. Dette øker hurtig utover senvinter og vår til 

24 timer operasjonslys i mai. Gjennomsnittlig tid med signifikant bølgehøyde over 4 meter er 34 

% av tiden i februar og reduseres gradvis til 5 % av tiden i mai. Oljevern antas å ha ingen effekt 

ved bølgehøyder over 4 meter. Normalt vil bølgeenergi ved slike bølgehøyder bidra til naturlig 

nedblanding av oljen.




Norskehavet 

5 RESSURSER OG OLJEVERNBEREDSKAP 



Side 28 av 68 

MANAGING RISK 

Dette kapittelet beskriver det nåværende/generelle ressursgrunnlaget som analysen tar 

utgangspunkt i ved beregning av beredskapsbehov. 

5.1 Operatør 

RWE Dea har planlagt å benytte seg av ett standbyfartøy i forbindelse med boringen på PL330. 

Fartøyet vil i perioden hvor det bores i potensielt oljeførende soner være fullt utrustet med 

beredskapsutstyr om bord. Utstyret består av standard NOFO opptaksutstyr. Sammen med et 

slepefartøy vil fartøyet utgjøre et fullverdig NOFO oljeopptakssystem. 

Tabell 5-1 Plassering av RWE Dea oljeopptaksfartøy (RWE Dea 2012). 

Plassering RWE Dea fartøy Fartøyets navn 

Områdeberedskap ved PL330 Standbyfartøy 1 

5.2 NOFO 

NOFO opererer mellom 15 og 20 oljeopptaksfartøy plassert ved ulike lokaliteter ved land (faste 

baser) og til havs (områdeberedskap). I tillegg til oljeopptaksfartøyene har NOFO avtaler med 

Redningsselskapet og andre aktører /fartøy som vil fungere som slepebåt for trekking av lense 

sammen med opptaksfartøyene. Nivået og den geografiske plasseringen av NOFO fartøyene er 

basert på dagens behov gitt av de produserende feltene på sokkelen, og vil derfor variere. I 

analysen tas det utgangspunkt i en ressursfordeling av NOFO fartøyene som er tilnærmet den 

plasseringen som forventes under boringen. Utstyrsplasseringen som er grunnlag for analysen er 

presentert i Tabell 5-2.




Norskehavet 



Side 29 av 68 

MANAGING RISK 

Tabell 5-2 Plassering av NOFO oljeopptaksfartøy benyttet i OSCAR modelleringene av ulike 

oljeverntiltak ved letebrønn Sverdrup. Høyre kolonne viser total responstid for det enkelte 

opptakssystem. Orange farge indikerer fartøy som inngår i NOFO områdeberedskap, mens grønn 

er fartøy fra NOFO base. 

OR-FARTØY AVSTAND[km] Totalresponstid Totalresponstidinkludert 

[timer] slepefartøy[timer] 

RWEDeaSBVORstandard 1 1 9 

NOFOHaltenbanken 209 10 17 



NOFOTampen 709 30 30 

NOFOTroll 1 (Havilla Runde) 721 30 30 

NOFOGjøa 662 31 31 

NOFOTroll 2 (Havilla Troll) 751 31 31 

NOFOMongstadsystem1 708 39 39 

NOFOHammerfestsystem1 739 40 40 


NOFOBalder 913 43 43 

NOFOSleipner 1015 44 44 

NOFOStavangersystem1 905 46 46 


NOFOHammerfestsystem2 739 60 60 

NOFOMongstadsystem2 708 61 61 

5.3 Myndigheter (stat og kommune) 

Norge har etablert en omfattende statlig oljevernberedskap som skal ivareta beredskapsbehov ved 

akutt forurensning langs kysten. Beredskapen består av en nasjonal enhet (Kystvakten), og 

regionale enheter, såkalte IUAer (Interkommunalt utvalg for akutt forurensning). Beregning av 

beredskapsbehovet i kystog strandsonen er i forbindelse med letebrønn Sverdrup utarbeidet av 

NPS (2012).




Norskehavet 

6 NOMINELT SYSTEMBEHOV 

6.1 Mekanisk systembehov 



Side 30 av 68 

MANAGING RISK 

Beregning av nominelt mekanisk systembehov er utformet med hensyn til å tilfredsstille kriteriet 

om at det skal være tilstrekkelig oppsamlingskapasitet i barrierene 1 og 2 gitt et oljesøl 

(NOFO/OLF 2007). Tilstrekkelig kapasitet innebærer en systemkapasitet som er lik eller overgår 

mengden emulsjon som forventes inn til den enkelte barriere. 

Beregningene for nominelt systembehov foretas i henhold til NOFO/OLF industristandard (2007) 

og gjennomføres i forkant av OSCAR modelleringen. 

Nedenfor presenteres inngangsdataene benyttet som grunnlag for de nominelle beregningene og 

resultatene. 

6.2 Inngangsdata til beregning av nominelt systembehov 

Informasjonen som er lagt til grunn for beregningene er beskrevet nærmere i kapitlene 2-5. 

En vektet utslippsrate på 4361 Sm 3 /d fra overflate med Morvin råolje er dimensjonerende 

(Kapittel 3) for beredskap. Fra det tidspunktet oljen er sluppet ut foregår en forvitring og 

emulgering fram til oljen når barriere 1 (2 timer gammel olje), og videre inn i barriere 2 (12 timer 

gammel olje). Volumendringen beregnes på bakgrunn av de forventede miljøforholdene i 

analyseperioden (vind og sjøtemperatur), og hvordan disse påvirker oljen. For dimensjonering av 

beredskapen i barriere 2 er det også tatt hensyn til en forventet systemeffektivitet av barrierene 

gitt av lys- og bølgeforhold i analyseperioden (se Tabell 6-3).




Norskehavet 



Side 31 av 68 

MANAGING RISK 

Tabell 6-1 Informasjon lagt til grunn for beregningene av nominelt systembehov for mekanisk 

oppsamling for letebrønnen Sverdrup. 

Parameter 

Sommer 

mai-okt 

Overflate 

Vinter 

nov-apr 

Sjøtemperatur 15 C 5 C 

Vindstyrke 5 m/s 10 m/s 

Barriere 1, 2 timer (ny olje) 

Forvitring: forventet vanninnhold 26 % 34 % 

Forvitring: forventet andel olje på overflate 64 % 70 % 

Rate emulsjon som ankommer barriere 1 3772 4625 

Rate emulsjon som forlater barriere 1 1565 3007 

Barriere 2, 12 timer (tykkest olje) 

Forvitring: forventet vanninnhold 66 % 64 % 

Forvitring: forventet andel olje på overflate 8 % 40 % 

Rate emulsjon som ankommer barriere 2 

(inkludert effekt av barriere 1) 

426 3150 

Rate emulsjon som forlater barriere 2 301 2599 

6.3 Nominelt systembehov – resultater 

Utregningen viser at det største systembehovet er forventet ved en overflateutblåsning i 

vinterhalvåret. Planlagt boreperiode starter i denne perioden, men vil etter tid bevege seg over i 

sommerhalvåret. Systembehovet er beregnet til 2_2 NOFO-systemer i de sjøgående barrierene 

(Tabell 6-2). I sommerhalvåret er det beregnede systembehovet 2_1 NOFO-systemer. Det er 

viktig å presisere at barriere 1 og barriere 2 ikke er uavhengige i denne utregningen. 

Tabell 6-2 Systembehov (NOFO-system, tradisjonelt utstyr, nominell kapasitet på 2 400 m 3 /d) 

fordelt på barriere 1 og 2 for sommer og vinter for overflateutblåsning i tilknytning til 

letebrønnen Sverdrup. 

Sommer Totalt systembehov 

for 

barrierene 1 og 2 

Overflate B1: (2 system) (1,6) 

B2: (1 system) (0,2) 3 

Vinter Totalt systembehov 

for 

barrierene 1 og 2 

B1: (2 system) (1,9) 

B2: (2 system) (1,3) 4 

Når det gjelder systemeffektiviteten er denne beregnet til å være høyest i barriere 1 om 

sommeren. Laveste effektivitet er om vinteren i barriere 2 (Tabell 6-3).




Norskehavet 



Side 32 av 68 

MANAGING RISK 

Tabell 6-3 Beregnet systemeffektivitet for barrierene 1 og 2 fordelt på sommer og vinter for 

overflateutblåsning i tilknytning til letebrønnen Sverdrup. 

Sommer 

(mai-okt) 

Overflate 

Vinter 

(nov-apr) 

Beregnet systemeffektivitet i barriere 1 59 % 35 % 

Beregnet systemeffektivitet i barriere 2 29 % 17 % 

Beregnet samlet effekt av barriere 1 og 2 71 % 46 %




Norskehavet 

7 OSCAR-MODELLERING 

7.1 Modellverktøy 



Side 33 av 68 

MANAGING RISK 

OSCAR 

OSCAR er en 3-dimensjonal oljedrifts- og beredskapsmodell som beregner oljemengde på 

sjøoverflaten, på strand og i sedimenter samt konsentrasjoner i vannsøylen (SINTEF & DNV 

2009). Output fra OSCAR er beregnet i tre fysiske dimensjoner og tid. 

Beredskapsmodelleringen av dimensjonerende DFU for beredskap består av simuleringer for 

overflateutblåsning, gitt dimensjonerende rate (vektet) og varighet (vektet) for letebrønn 

Sverdrup (ref. Tabell 2-2). Resultatene fra modelleringene er fordelt mellom sommer og vinter. 

I beredskapsmodelleringen er effekten av ulike tiltaksalternativer basert på egenskapene til 

NOFO-systemene. Modellen beregner effektivt opptak av olje på bakgrunn av responstiden til 

NOFOs oljevernsystemer, operativ slepefart med oljevernutstyr, begrensninger i effektivitet som 

følge av bølgehøyde, skimmerkapasitet, tankkapasitet på oljevernfartøy og redusert effekt ved 

operasjon i mørke. 

Postprosesseringsverktøy 

Postprosesseringsverktøyet brukes sammen med resultatene fra OSCAR og knytter en 

sannsynlighet til hvert enkelt scenario. For dimensjonerende hendelse i beredskapsmodelleringen 

benyttes kun en rate og en varighet. De to scenarioene inndelt i sommer og vinter simuleres 

separat, der hvert hovedscenario har en total sannsynlighet på 1. 

7.2 Inngangsdata 

Vektet utblåsningsrate og vektet utblåsningsvarighet er modellert fra letebrønn Sverdrup inndelt i 

to sesonger (sommer/vinter). En oppsummering av viktige inngangsparametere til 

oljedriftssimuleringen i OSCAR er gitt i Tabell 7-1.




Norskehavet 

Tabell 7-1 Inngangsparametere til oljedriftsmodelleringen 



Side 34 av 68 

MANAGING RISK 

Posisjon 66º 58’ 30,663” N, 8º 22’ 55,925” Ø (geografiske koordinater) 

Oljetype Morvin olje (Sintef 2007) 

Rater, varigheter 

og utslippspunkt 

Overflateutslipp vektet rate (4361 Sm 3 /d), vektet varighet (12,7 d) 

Initial filmtykkelse Ved modellering av overflateutblåsning er initial filmtykkelse satt til 2 

mm. 

Havdyp ved posisjon 311 m 

Utstrømningsareal (sjøbunn) 0,217 m 2 

Gasstetthet ved gassløft 0,97 kg/m 3 

Analyseperiode Hele året delt i sommer (mai-okt) og vinter (nov-april) 

Antall enkeltsimuleringer pr år 11 

Antall partikler i modelleringene 5000 

Tidssteg i beregningene 

Nedre grense, oljefilmtykkelse, for 

½ time 

mekanisk opptak og kjemisk 

dispergering 

0,1 mm




Norskehavet 

7.3 Data generert i OSCAR 



Side 35 av 68 

MANAGING RISK 

Når en modellering blitt kjørt i OSCAR genereres det en stor mengde data, både underveis og 

etter avsluttet modellering. Når det gjelder presentasjonen av resultatene i en beredskapsanalyse 

så er det særlig dataen over oljens massebalanse som er i fokus. Oljens massebalanse viser 

andelene av totalt utsluppet olje som ved angitt tidspunkt befinner seg i ulike definerte kategorier. 

En definisjon av disse kategorier vises i Tabell 7-2. En massebalanse viser således hva som har 

skjedd med den olje som opptil angitt tidspunkt for presentert massebalanse, er blitt sluppet ut og 

eksponert for de naturlige forvitringsprosessene og/eller menneskelig påvirkning i form av 

oljeverntiltak. 

Tabell 7-2 De kategorier som oljens masse fordeler seg på og som presenterer i form av en 

“massebalanse”. 

Navn på kategori Definisjon 

Overflate Andelen olje på sjøoverflaten 

Dispergert Andelen olje som er dispergert i vannsøylen, enten på grunn av naturlig dispergering 

eller kjemisk dispergering 

Oppløst Andelen olje som er oppløst i vannsøylen 

Strandet Andelen olje som strandet (må ikke forveksles med strandet emulsjon) 

Fordampet Andelen olje som fordampet 

Nedbrutt Andelen olje som er blitt biologisk nedbrutt 

Oppsamlet Andelen olje som er blitt tatt opp med mekaniske NOFO-systemer 

Utenfor grid Andelen olje som har endt opp utenfor det geografiske rutenettet som defineres ved hver 

modellering (jo større rutenett jo mer tidskrevende vil beregningene være) 

Massebalanseresultatene som presenteres viser normalt gjennomsnittlige verdier for alle 

enkeltsimuleringer (560 i denne analysen) som er jevnt distribuerte i perioden 1980 til 2007. 

Figur 7-1 viser en skisse over modelleringsprosessen. En utblåsning er markert med 0 i figuren 

og oljeforvitring og -drift av olje begynner. Denne forvitring og drift modelleres i OSCAR, med 

eller uten oljeverntiltak. Når utblåsningen har blitt stoppet fortsetter OSCAR og simulere oljens 

forvitring og drift i ytterligere 15 døgn til simuleringen stopper og OSCAR blant annet genererer 

data over massebalansen ved dette tidspunktet. Massebalansen viser et øyeblikksbilde av i hvilke 

tilstander den totale mengden utsluppet olje befinner seg ved øyeblikket for avsluttet simulering. 

Figur 7-1 viser en simulering av en utblåsning med en varighet på 13 døgn og en 

simuleringsvarighet på 28 døgn (utblåsningsvarighet + 15 døgn), tilsvarende simuleringen av et 

overflateutslipp fra Sverdrup. Output data om massebalanse er også mulig å ta ut underveis i en 

modellering på spesifiserte tidspunkt.




Norskehavet 



Side 36 av 68 

MANAGING RISK 

Figur 7-1 Konseptuell skisse som viser tidslinjer for de ulike prosessene ved modellering av et 

oljeutslipp. Utblåsningen skjer ved punkt 0. 

I tillegg til massebalanse så er de viktigste dataene for en beredskapsanalyse den geografiske 

utbredelsen av utsluppet olje, dvs. oljens influensområde. Det er viktig å notere at det som her 

refereres til som influensområde ikke representerer oljedriften i en enkeltsimulering i OSCAR. 

Influensområdet viser en statistisk sammenstilling av alle simuleringene over tid. Dette betyr at et 

influensområde viser de 10 x10 km ruter som har mer enn 5 % sannsynlighet for treff av olje gitt 

en utblåsning fra feltet, basert på alle simuleringer fra 1980 til 2007. Ved å kombinere geografisk 

data og modellering av oljedrift og forvitringsprosesser er det mulig å få fram den mengde 

emulsjon som kan forventes å strande. Dette kalles strandet emulsjon og angis normalt i tonn. 

Strandet emulsjon er en av de viktigste parameterne ettersom olje som når kysten ofte berører 

miljøressurser og krever mye og vanskelig arbeid når den må samles opp fra for eksempel et 

rullesteinssubstrat eller en sandstrand. NPS (2012) gir mer inngående detaljer om oljevern i kystog 

strandsone, og deres analyse er basert på data fra OSCAR modelleringene om mengde strandet 

emulsjon og den tid det tar for emulsjonen å nå kyst og strand. 

7.4 Resultater fra oljedrift uten effekt av beredskap 

7.4.1 Oljedriftstatistikk og strandet emulsjon 

Det er modellert totalt 280 enkeltsimuleringer for sommerhalvåret og 279 for vinterhalvåret. I 

Tabell 7-3 presenteres et statistisk sammendrag basert på samtlige oljedriftsimuleringer uten bruk 

av mekaniske opptakssystemer. Resultatet med hensyn til strandingsmengder, drivtid til land og 

antall berørte kystruter er sortert og presentert i forhold til kumulativ sannsynlighet for de angitte 

mengder og tider. Verdiene her definerer ytelseskravene for oljevernberedskapen, som beskrevet 

i Seksjon 1.4.




Norskehavet 



Side 37 av 68 

MANAGING RISK 

Med hensyn til drivtid er et overflateutslipp i vinterhalvåret dimensjonerende for mobilisering av 

beredskapsressurser til barrierene 1, mens sommer er dimensjonerende for barriere 2 i henhold til 

NOFO veilederen. Korteste drivtid til land for 100-persentilen er 13 døgn og 2 timer (vinter), 

mens den for 95-persentilen er 16 døgn og 7 timer (sommer). 

Tabell 7-3 Sammendrag av persentiler for stranding av oljeemulsjon og drivtid i henhold til 

fullstendig utfallsrom av oljedriftssimulering for det dimensjonerende scenarioet (2), 

overflateutblåsning med vektet rate og varighet. Verdiene er angitt uten effekt av beredskap. 

Oljeemulsjon til kyst og strandsone 

uten effekt av beredskap 

[tonn emulsjon] 

Drivtid [døgn] 

Antall 10×10 km berørte kystruter 

uten effekt av beredskap [# ruter] 

Overflateutblåsning 

sommer vinter 

100-persentil 2634 4741 

95-persentil 774 718 


100-persentil 13,9 13,1 

95-persentil 16,3 17,2 

90-persentil 18,0 18,6 




Andel scenarioer som strander [%] 55,7 58,1 

7.4.2 Illustrasjon av enkeltsimulering 

Tabellene nedenfor illustrerer én utvalgt enkeltsimulering for sommerperioden og én for 

vinterperioden, for ulike tidssteg gjennom utslippsperiode (13 døgn) og følgetid (15 døgn), 

henholdsvis 5 døgn, 10 døgn, 15 døgn, 20 døgn og 25 døgn. Enkeltsimuleringene som er valgt å 

presentere er de som ligger nærmest 95 % persentil av strandingsmengden, henholdsvis 

simulering nr. 181 for sommerperioden og nr. 184 for vinterperioden. Figurene viser hvordan et 

utslipp potensielt kan spres på havoverflaten, og potensielle strandingsområder. Olje på 

havoverflaten er vist som tykkelse (mm) av oljefilmen, mens strandet olje er vist som 

konsentrasjon (kg/m 2 ).




Norskehavet 



Sommerscenario – simulering nr. 181 

5 døgn 10 døgn 


25 døgn 

Side 38 av 68 

MANAGING RISK




Norskehavet 



Vinterscenario – simulering nr. 184 



25 døgn 

Side 39 av 68 

MANAGING RISK




Norskehavet 

7.4.3 Influensområde 



Side 40 av 68 

MANAGING RISK 

Figur 7-2 og Figur 7-3 viser influensområdene ( 5 % treffsannsynlighet) med gjennomsnittlige 

emulsjonsmengde per grid rute (basert på alle modellerte simuleringer), for dimensjonerende 

overflatescenario, sommer- og vinterstid, uten effekt av beregnet beredskap, og med effekt av 

henholdsvis 4_1 systemer i sommersesongen og 5_1 systemer i vintersesongen, til 

sammenlikning. Mulige berørte kystområder strekker seg fra Moskenesøya til Nordkvaløya- 

Rebbenesøya. 10×10 km ruter med gjennomsnittlig emulsjonsmengder på > 1000 tonn befinner 

seg utelukkende nær utslippspunktet. Med effekt av beredskapstiltakene ser en at 

emulsjonsmengdene på havoverflaten er redusert.




Norskehavet 



Side 41 av 68 

MANAGING RISK 

Figur 7-2 Overflateutblåsning. Oljemengder per 10x10 km grid rute, vist uten effekt av 

beredskap (øverst) og med effekt av totalt 5 beredskapssystemer (4 i barriere 1 og 1 i barriere 2) 

i sommersesongen. Figuren viser tidsmidlet emulsjon i havruter. NB, treffsannsynligheten er >= 

5 % i den enkelte rute.




Norskehavet 



Side 42 av 68 

MANAGING RISK 

Figur 7-3 Overflateutblåsning. Oljemengder per 10x10 km grid rute, vist uten effekt av 

beredskap (øverst) og med effekt av totalt 5 beredskapssystemer (4 i barriere 1 og 1 i barriere 2) 

i vintersesongen. Figuren viser tidsmidlet emulsjon i havruter. NB, treffsannsynligheten er >= 5 

% i den enkelte rute. 

7.4.4 Massebalanse 

Figur 7-4 viser massebalanse for vinter- og sommerhalvår etter simulert utblåsning fra 

havoverflaten. De er kun mindre forskjeller i massebalansen for de ulike periodene.




Norskehavet 



Side 43 av 68 

MANAGING RISK 

Fordampningsgraden er noe høyere i sommerperioden, mens noe mer av oljen blandes ned i 

vannmassene i vinterperioden og brytes ned biologisk i vinterperioden, grunnet forskjeller i vær 

og vind. Andelen olje som befinner seg på vannoverflaten vil være svært liten etter henholdsvis 

28 døgns forvitring, henholdsvis 0,6 % i sommerperioden og 0,4 % i vinterperioden. 

Andelen olje som strander er tilnærmet 0. Dette innebærer ikke at ingen olje vil ha strandet etter 

28 døgn, men at det er en meget begrenset andel av totalt utsluppet olje som vil strande. Det kan 

derfor ikke utelukkes at mengden kan være signifikant. 

100% 

90 % 

80 % 

70 % 

60 % 

50 % 

40 % 

30 % 

20 % 

10 % 

0 % 

Massebalanse28 døgnetter utslipp uten tiltak 

Mai-Okt Nov-Apr 

Nedbrutt 14.9% 17.3% 

Fordampet 52.2% 47.8% 

Strandet 0.1% 0.1% 

Oppløst 0.8% 1.6% 

Dispergert 30.7% 31.9% 

Overflate 0.6% 0.4% 

Figur 7-4 Massebalanse 28 døgn etter utslipp for sommer- og vintersesong. 

Figur 7-4 viser massebalansen ved slutten av tidsseriene. Figur 7-5 er en fremstilling av 

massebalansen over tid gitt et overflateutslipp. Diagrammet viser hvordan oljen relativt hurtig vil 

enten fordampe eller dispergere naturlig. Allerede etter tre døgn vil andelen utsluppet olje på 

havoverflaten blitt redusert med omtrent halvparten sammenliknet med andelen etter tre timer, 

noe som gjelder for både sommer og vinter. I vintersesongen vil det på ethvert tidspunkt være en 

litt mindre andel olje på overflaten sammenlignet med sommersesongen. Dette fordi høyere 

vindstyrke og større bølger vil øke den naturlige dispergeringsprosessen.




Norskehavet 

100% 

90 % 

80 % 

70 % 

60 % 

50 % 

40 % 

30 % 

20 % 

10 % 



Side 44 av 68 

MANAGING RISK 

0 % 

3 timer 6 timer 12 timer 1 døgn 2 døgn 4 døgn 8 døgn 13 døgn 

Figur 7-5 Massebalanse over tid for et overflateutslipp, sommer og vinter. Varigheten for 

utslippet er 13 døgn og figuren viser hvor massebalansen forandrer seg fra 3 timer etter 

utblåsningens start frem til og med 13 døgn etter utblåsningens start. Vær oppmerksom på skala 

på x-aksen. 

7.5 Resultater fra mekanisk opptak 

Utslipp sommeruten tiltak 

Overflate Dispergert Oppløst Strandet Fordampet Nedbrutt 

Utslipp vinter uten tiltak 

100% 

90 % 

80 % 

70 % 

60 % 

50 % 

40 % 

30 % 

20 % 

10 % 

0 % 

3 timer 6 timer 12 timer 1 døgn 2 døgn 4 døgn 8 døgn 13 døgn 

Overflate Dispergert Oppløst Strandet Fordampet Nedbrutt 

Beredskapsmodelleringen i OSCAR har vært gjennomført med opptil 9 mekaniske 

opptakssystemer fordelt på barrierene 1 og 2 (se Tabell 7-4). Hvert enkelt system er spesifisert i 

oversikten i 5.2. For scenarioene med to systemer i første barriere og med et eller to systemer i 

andre barriere er det modellert to ganger per scenario; en gang med bruk av NOFOs ordinære




Norskehavet 



Side 45 av 68 

MANAGING RISK 

slepefartøy, og en gang hvor det forutsettes at det finnes tilgjengelig og anvendelig slepefartøy på 

feltet. Responstiden ved bruk av slepefartøy på feltet blir således kortere enn angitt i Tabell 5-2, 

og de benyttede kortere responstidene i denne «sensitivitetsanalysen» er angitt i Tabell 7-5. De 

sistnevnte modelleringene er merket med «kort» i oversikten i tabellen under. Analysen av effekt 

med responstid som angitt i Tabell 7-5 er utført kun for å gi en indikasjon på om det kan være 

hensiktsmessig å få satt i gang en oljevernaksjon hurtigere enn hva NOFO kan garantere i 

henhold til dagens situasjon, noe som videre kan vurderes i et kost-nytte perspektiv. Et standby 

fartøy på feltet kan i så tilfelle benyttes som slepefartøy inntil et ordinært slepefartøy blir 

tilgjengelig. 

Tabell 7-4 Oversikt over det mekaniske systemoppsettet benyttet i OSCAR modellering. 

Tiltaksalternativ Barriere 1 Barriere 2 

Total antall systemer i 

barriere 1 og 2 

0_0 (ingen tiltak) 0 system 0 system 0 system 

1_0 1 system 0 system 1 system 

2_0 2 system 0 system 2 systemer 

2_1 2 systemer 1 system 3 systemer 

2_1 kort 2 systemer 1 system 3 systemer 

2_2 2 systemer 2 systemer 4 systemer 

2_2 kort 2 systemer 2 systemer 4 systemer 










Tabell 7-5 Responstider for de fire først ankommende fartøyene benyttet i en sensitivitetsanalyse 

av kortere responstid. 

Modellerer i tillegg kortere responstid for henhold svis 2_1 og 2_2 systemer 

antar egen slepebåt til SBV 

responstid (t) 

RWE Dea SBVOR standard 2 egen sleper 

NOFO Sandnessjøen system 1 20 sleper Måløy 

NOFO Haltenbanken 10 sleper Rørvik 

NOFO Kristiansund system 1 28 sleper Kleppestø




Norskehavet 

7.5.1 Massebalanse og opptakseffekt 



Side 46 av 68 

MANAGING RISK 

Massebalansen for de antall systemer som fremkommet i de nominelle beregningene (Kapittel 6) 

for overflate- og sjøbunnutslipp vises i Figur 7-6. Modelleringsresultatene viser at mekanisk 

opptak vil ha en betydelig effekt når det gjelder opptak av olje etter et utslipp, for både vinter og 

sommer. Effekten er forventet å være noe høyere i sommerperioden enn for vintermånedene. 

Oppsamlet oljemengde er modellert til henholdsvis 26 % for sommerperioden og nærmere 20 % 

for vinterperioden. Gjenværende oljemengde på overflate etter implementering av 

beredskapstiltak tilsvarer halvparten sammenlignet med et modellert utblåsningsscenario uten 

tiltak, mens strandingsmengdene er redusert til under 0,05 % av totalt utsluppet mengde. 

En oversikt over opptakseffekten for hvert av de modellerte oppsettene med inntil 9 systemer 

vises i Figur 7-7. Generelt øker det totalt oppsamlede volumet olje gitt et overflateutslipp ved 

tillegg av NOFO-systemer, men med en tendens til avtakende effekt per nytt system som blir lagt 

til i modellen. Opp til 5-6 systemer er det god tilleggseffekt av å introdusere ett og ett system, 

mens tilleggseffekten avtar for det 7., 8. og 9. systemet. 

100% 

90 % 

80 % 

70 % 

60 % 

50 % 

40 % 

30 % 

20 % 

10 % 

0 % 

Massebalanse28døgnetter utslipp med tiltak 

Mai-Okt(2-1systemer) Nov-Apr(2-2systemer) 

Oppsamlet 25.9% 19.6% 

Nedbrutt 10.3% 13.8% 

Fordampet 44.5% 44.2% 

Strandet 0.0% 0.0% 

Oppløst 0.5% 0.6% 

Dispergert 18.1% 20.9% 

Overflate 0.3% 0.2% 

Figur 7-6 Massebalanse 28 døgn etter utslipp ved bruk av mekanisk opptak sommer (mai-okt) og 

vinter (nov-apr). Systemoppsettene er de som fremkom i de nominelle systemberegningene.




Norskehavet 

40% 

35% 

30% 

25% 

20% 

15% 

10% 

5% 

0% 

35% 

30% 

25% 

20% 

15% 

10% 

5% 

0% 

0_0 1_0 2_0 2_1 2_2 3_0 3_1 4_0 4_1 5_0 5_1 6_1 7_1 8_1 



Sommer 

Vinter 

0_0 1_0 2_0 2_1 2_2 3_0 3_1 4_0 4_1 5_0 5_1 6_1 7_1 8_1 

Side 47 av 68 

MANAGING RISK 

Oljeopptak 

Marginaleffekt 

Oljeopptak 

Marginaleffekt 

Figur 7-7 Andel oppsamlet olje og marginaleffekten for de ulike mekaniske tiltaksalternativene 

28 døgn etter et overflateutslipp. 

Som en sensitivitet ble det valgt å kjøre tiltaksalternativene med henholdsvis 2_1 system og 2_2 

system med kortere responstid enn den best oppnåelige med den nåværende utstyrsplasseringen 

(inkludert ett OR-fartøy på lokasjonen inkl. RWE SBV). Resultatene er vist i Figur 7-8. Figuren




Norskehavet 



Side 48 av 68 

MANAGING RISK 

viser at en vil oppnå en liten tilleggseffekt i oppsamlet oljemengde dersom oljevernaksjonen 

kommer hurtigere i gang (2 timer responstid på første system versus 9 timer opprinnelig), men at 

forskjellene er små. 

35% 

30% 

25% 

20% 

15% 

10% 

5% 

0% 

Sommer 

2_1 2_1(kort) 2_2 2_2(kort) 

Oljeopptak Marginaleffekt 

Figur 7-8 Andel oppsamlet olje og marginaleffekten for tiltaksalternativene 2_1 og 2_2 systemer 

28 døgn etter et overflateutslipp, med opprinnelige responstid, og dersom fartøyene ankommer 

hurtigere («kort»). 

Tabell 7-6 viser mengden strandet emulsjon for antall systemer identifisert i den nominelle 

systemberegningen sammenlignet med mengden strandet emulsjon uten tiltak. Mengden 

presenteres som 95-persentiler i henhold til NOFO’s retningslinjer, hvilket innebærer at den 

verdien som oppgis er 95-persentilen av enkeltsimuleringene for hvert systemoppsett. 

35% 

30% 

25% 

20% 

15% 

10% 

Tiltakene (2_1 og 2_2 systemer) reduserer mengden strandet olje med ca. 52 % i 

sommerperioden og ca. 28 % i vinterperioden. 

5% 

0% 

Vinter 

2_1 2_1(kort) 2_2 2_2(kort) 

Oppsamletolje Marginaleffekt




Norskehavet 



Side 49 av 68 

MANAGING RISK 

Tabell 7-6 Strandet emulsjon uten tiltak sammenlignet med strandet emulsjon med tiltakene fra 

nominell systemberegning. 

Utslippsscenario og 

tiltak 

Overflateutslipp uten 

tiltak 

Overflateutslipp med 

tiltak 2_1 

Overflateutslipp med 

tiltak 2_2 

Sesong 

Sommer 

Totalt antall 

systemer 

Strandet emulsjon [tonn] 

95-persentil (100persentil) 

Sammenlignet med 0 

NOFO-systemer (95persentil) 

0 774,0 (2634) n/a 

Vinter 0 718,3 (4741) n/a 

Sommer 

Vinter 

3 370,7 (1151) -403,3 

4 520 (4019) -198,3 

Effekten av hvordan antall systemer påvirker 95-persentilen av mengden strandet olje i 

modelleringsarbeidet vises i Figur 7-9. På grunn av måten OSCAR modelleringsverktøyet er 

konstruert vil endringer i modelleringsoppsettet i form av eksempelvis antall NOFO-systemer, 

påvirke oljens (modellert som partikler) videre drift. Dette innebærer at selv om andelen og 

mengden olje som blir tatt opp øker for hvert ekstra NOFO-system som legges inn i modellen vil 

ikke dette direkte korrelere med mengden strandet emulsjon. Det er også viktig å observere at 

strandet emulsjon angis som 95-persentilen av 280 og 279 enkeltsimuleringer, hvilket medfører at 

den simulering som tilsvarer 95-persentilen for tiltaket 2_2 ikke er den samme simuleringen i tid 

som tilsvarer 95-persentilen for tiltak 2_1. Kort forklart, 95-persentilen for 2_1 kan være en 

simulering med værforhold fra 1985 og simuleringen som representerer 95-persentilen for 2_2 

kan være fra 1999. 

Figur 7-10 viser de samme data som Figur 7-9, men presentert som plott- og trendlinjer, noe som 

gir et tydeligere bilde av hvordan mengden strandet emulsjon forandres med økt antall NOFOsystemer.




Norskehavet 

800 

700 

600 

500 

400 

300 

200 

100 

0 



Side 50 av 68 

MANAGING RISK 

Figur 7-9 Mengde strandet emulsjon (95-persentilen) målt i tonn med antall NOFO-systemer 

900 

800 

700 

600 

500 

400 

300 

200 

100 

0 

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 

0 2 4 6 8 10 

Sommer 

Vinter 

Sommer 

Vinter 

Expon.(Sommer) 

Expon.(Vinter) 

Figur 7-10 Mengde strandet emulsjon (95-persentilen) målt i tonn med antall NOFO-systemer 

plottet som punkter med definerte trendlinjer. 

Basert på modelleringsresultatene av oljeopptak og strandet emulsjonsmengde med innsats av 

varierende antall NOFO-systemer, kan en argumentere med at beregningen av nominelt 

systembehov (3 (2_1) systemer sommer og 4 (2_2) systemer vinter) ikke uten videre vil være 

tilstrekkelig for å håndtere oljemengden på havoverflaten ved utblåsning fra letebrønn 6608/2-1 

Sverdrup. Modelleringen viser at en kan oppnå en god tilleggseffekt ved å dimensjonere med




Norskehavet 



Side 51 av 68 

MANAGING RISK 

inntil 5 systemer i sommerperioden, og 6 systemer i vinterperioden. Ytterligere systemer ut over 

dette gir mindre tilleggseffekt. En oppnår også en betydelig reduksjon i strandingsmengden ved 5 

systemer i sommerperioden kontra 3 systemer (beregnet systembehov sommer), og ved 6 

systemer i vinterperioden kontra 4 (beregnet systembehov vinter). 

7.6 Resultater fra kjemisk dispergering 

I tillegg til mekanisk opptak har effekt av kjemisk dispergering blitt sett på og modellert ved bruk 

av OSCAR modelleringsverktøy. Kun ett systemoppsett har blitt modellert for å se på mulig 

effekt ved påføring av dispergeringsmiddel. Det er modellert med båter med dispergeringsmiddel 

(det vil si at dispergeringsmidlet påføres oljefilmen fra båt), og ett Hercules fly med 

dispergeringsmiddel (som vil påføre dispergeringsmiddel fra luften) som NOFO har avtale med. 

Dispergeringsmidlet som brukes i modelleringen er Dasic NS. 

Modelleringene med bruk av kjemisk dispergering i OSCAR er satt opp på samme måte som 

mekanisk dispergering med henblikk på responstid og grenseverdi for oljefilm på 0,1 mm, noe 

som innebærer at tykkelse < 0,1 mm ikke gir effekt. En forskjell er likevel at kjemisk 

dispergering ikke vil finne sted nattestid, sammenlignet med mekaniske systemer som i dette 

tidsrommet vil operere med redusert effektivitet. Tabell 7-7 viser de havgående systemene som er 

brukt i modelleringene, samt deres avstander fra Sverdrup og responstider. 

Herculesflyet vil bli fløyet inn fra base i Storbritannia. Avtalen NOFO har inngått innebærer at 

flyet skal ha en responstid på maksimalt 24 timer fra basen. Deretter tilkommer tid til fylling av 

dispergeringsmiddel på tanken, og flyvningstiden. Total responstid vil således være et sted 

mellom 24-48 timer. I modelleringen er det valgt å benytte 36 timer som responstid. 

Tabell 7-7 Oversikt over havgående systemer som er blitt brukt ved modellering av kjemisk 

dispergering. Orange farge indikerer fartøy som inngår i NOFO områdeberedskap, mens grønn 

er fartøy fra NOFO base. 

OR-FARTØY Avstand[km] Totalresponstid 

NOFOOMR.Haltenbanken(Stril Poseidon)- Statoil 209 10 

NOFOBASEKristiansund system1 432 27 

NOFOOMR.Tampen(Stril Herkules) 709 29 

NOFOBASEStavangersystem1 905 45 

NOFOBASEMongstadsystem1 708 38 

NOFOOMR.Troll-Oseberg1 (Havilla Runde) 721 29 

NOFOOMR.Troll-Oseberg2 (Havilla Troll) 751 30 

7.6.1 Massebalanse (kjemisk dispergering) 

Resultatene fra OSCAR modelleringene av kjemisk dispergering ved et overflateutslipp viser at 

kjemisk dispergering kan ha en effekt.




Norskehavet 



Side 52 av 68 

MANAGING RISK 

Figur 7-11 viser forskjellen i massebalansen mellom bruk av 7 kjemiske dispergeringssystemer 

og ingen tiltak. Det er viktig å huske at kategorien dispergering i massebalansen ikke gjør 

forskjell på kjemisk eller naturlig dispergering. Når det gjelder effekten på massebalansen etter 

28 døgn er ikke forskjellen spesielt stor. Likevel har mengden olje på havoverflaten etter bruk av 

kjemisk dispergering minsket fra 0,6 % til 0,4 % (sommer) og 0,4 % til 0,2 % (vinter). 

Rett etter utslippsslutt (dvs. 13 døgn) er forskjellene større, da de naturlige 

nedbrytningsprosessene ikke har kommet like langt. Da er oljemengden på havoverflaten 

henholdsvis 12,6 % mot 10,7 % uten og med dispergering i sommersesongen, mens den er 6,8 % 

mot 5,5 % uten og med dispergering i vintersesongen. Mengden olje som er nedbrutt naturlig er 

større ved kjemisk dispergering fordi olje som dispergeres blir tilgjengelig for organismer i 

vannsøylen som bryter ned oljen. 

Kjemisk dispergering ser ut til å ha effekt både i sommer- og vinterhalvåret. 

Figur 7-11 Massebalanse 28 døgn (simuleringsslutt) og 13 døgn (utslippsslutt) etter et 

overflateutslipp, med kjemisk dispergering (7 systemer) og uten tiltak. 

Figur 7-12 viser tidsutvikling av olje på havoverflaten med og uten dispergering som tiltak fra 0 

timer (utslippsstart) til 312 timer (=13 døgn, dvs. slutt på utblåsningen). Grafene viser at det vil 

være mindre olje på havoverflaten gjennom hele utslippstiden dersom en velger å dispergere 

oljen. Over tid er for øvrig forskjellene mindre, trolig fordi det er modellert med at dispergering 

kun pågår inntil fartøyene er tomme for dispergeringsmiddel, altså uten etterfylling. I 

sommerperioden ser det ut til at effekten av dispergering avtar etter ca. 4-8 døgn ut i utslippet.




Norskehavet 



Side 53 av 68 

MANAGING RISK 

Dette kunne trolig være unngått ved å fortsette dispergeringen helt til utslippet er stanset (dvs. 

etter 13 døgn i foreliggende analyse). 

Figur 7-12 Andel (%) av utsluppet olje på overflaten over tid (timer) etter utslippsstart for 

henholdsvis sommerperioden (øverst) og vinterperioden (nederst).




Norskehavet 

7.6.2 Strandet emulsjon (kjemisk dispergering) 



Side 54 av 68 

MANAGING RISK 

Effekten av kjemisk dispergering blir enda tydeligere når man ser på resultatene av strandet 

emulsjon. Det er valgt å se på 95 % persentil av strandingsmengde. Figur 7-13 viser en 

signifikant reduksjon av mengden strandet olje i både sommerperioden og vinterperioden. I både 

sommer- og vinterperioden reduseres 95 % persentil strandingsmengde med om lag 48 %. 

Figur 7-13 Forandring av mengden strandet emulsjon (95-persentilen) med og uten kjemisk 

dispergering.




Norskehavet 



Side 55 av 68 

MANAGING RISK 

8 DIMENSJONERINGSANALYSE KYST- OG STRAND (BARRIERE 3 

OG 4) 

8.1 Generelt 

NPS har på bakgrunn av inngangsdata fra DNV analysert behovet for oljevernberedskap i kystog 

strandsonen (barriere 3 og 4) for PL 330 Sverdrup. I analysen er NPS metodikk lagt til grunn. 

For detaljert beskrivelse av metoden henvises det til NPS (2011). 

8.2 Inngangsdata til dimensjoneringsanalysen 

Vektet rate for overflateutslipp er 4361 m 3 /døgn med en varighet på 12,7 døgn. Referanseolje i 

analysen er Morvin som har et maksimalt vannopptak på 75 % (sommer og vinter). Det er 

gjennomført analyser for hele influensområdet samlet og for berørte IUA-regioner. Ellers er 

følgende parametere benyttet i analysen. 

Barriere 3: 

Systemtype som er lagt til grunn for analysen er Kystsystem Current Buster 4 

høyhastighetslense. 

Maksimal opptakseffektivitet til systemene er satt til 50 % i tråd med NPS metodikk. 

Bølgedata er utledet fra vinddata fra Litløy fyr sentralt i influensområdet med basis i 

tabell gitt på NOFO database. Det er satt en grense for effektiv oppsamling på 1,5 m 

signifikant bølgehøyde, tilsvarende en vindstyrke mindre eller lik BF 4. 

Lysforhold er hentet fra NOFO database. Operasjonslys er definert som dagslys og 

borgerlig tussmørke. For operasjoner i tiden utenfor denne perioden er effektiviteten 

redusert med 35 %. 

Gjennomsnittlig tykkelse på den delen av oljeflaket som er bekjempbar er satt til 2 mm 

med basis i inngangsdata for analysen mottatt fra DNV. 

Tidsandel aktiv bekjempelse av olje (kontakttid) er satt til 5 %. 

Barriere 4: 

Strandtypefordeling er basert på fordeling av strandtyper for NOFO eksempelområder 

innenfor influensområdet. 

Innsats i akuttfasen (aksjonering mot frittflytende og nylig strandet olje) er basert på en 

standard ytelse på 10 m 3 /døgn per arbeidslag. 

8.3 Dimensjoneringsanalyse Barriere 3 

8.3.1 Ytelseskrav barriere 3 

Det er lagt til grunn et ytelseskrav om at det skal være tilstrekkelig døgnkapasitet i barriere 3 for 

hvert område som analyseres. I dette tilfelle for influensområdet samlet og berørte IUA regioner. 

Dimensjonerende døgnrate (tonn/døgn) er beregnet ut fra 95-persentilen av mengden som tilflyter 

analyseområdet fra de gjennomførte drivbanemodelleringene, med effekt av beredskap i barriere




Norskehavet 



Side 56 av 68 

MANAGING RISK 

1 og 2, dividert med varigheten av strandingsperioden. Strandingsperioden er satt lik utslippets 

varighet og er 12,7 døgn for begge analyseperioder. 

Videre er det lagt til grunn et ytelseskrav at systemene skal kunne være i aksjon i hvert enkelt 

miljøfølsomt område innen 95 persentilen av korteste drivtid til land, hentet fra 

drivbanemodelleringene for analyseområdet (influensområdet og IUA-region). 

8.3.2 Systembehov barriere 3 

Tabell 8-1 viser en oversikt over systembehovet basert på dimensjonerende mengde oljeemulsjon 

for influensområdet til PL330 Sverdrup for sommer- og vinterperioden. Strandingsperiode og 95 

persentilen av korteste drivtider er også oppgitt. 

Tabell 8-1 Systembehov for influensområdet samlet (sommer- og vinterperiode) PL330 Sverdrup. 

Scenario Barriere 3 

Dimensjonerende Strandingsperiode Korteste drivtid Systembehov: 

emulsjonsmengde (døgn) 

95 persentil Current Buster 4 

95 persentil 

(døgn) /mengde opptatt 

(tonn) 

(tonn) 

Sommer 2012 370,7 12,7 16,3 1 / 185 

Vinter 2012 520,8 12,7 17,2 1 / 261 

Som det fremgår av Tabell 8-1 vil det være tilstrekkelig med ett kystsystem av typen Current 

Buster 4 for å samle opp det volumet av oljeemulsjon som tilkommer kystsonen for både sommer 

og vinterperioden. Dette skyldes døgnkapasiteten til systemet overstiger gjennomsnittlig 

innkommende mengde per døgn med en strandingsperiode på henholdsvis 12,7 døgn for begge 

analyseperiodene. Døgnkapasiteten for et kystsystem er etter korrigering for fratrekksfaktorer, på 

henholdsvis 188 tonn/døgn i sommerperioden og 103 tonn/døgn i vinterperioden. 

Tabell 8-2 viser systembehovet fordelt på den enkelte IUA-region i influensområdet til PL330 

Sverdrup, som det er beregnet stranding av oljeemulsjon.




Norskehavet 

Tabell 8-2 Systembehov fordelt på berørte IUA regioner. 


Dimensjonerende 

emulsjonsmengde 

95 persentil 

(tonn) 



Lofoten og Vesterålen IUA 

Strandingsperiode 

(døgn) 

Side 57 av 68 

MANAGING RISK 

Korteste drivtid 95 

persentil 

(døgn) 

Systembehov 

Current Buster 4 

/mengde opptatt 

(tonn) 

Sommer 2012 328,6 12,7 17,2 1/164 

Vinter 2012 495,4 12,7 17,8 1/248 



emulsjonsmengde 95 

persentil 

(tonn) 

Midt- og Nord-Troms IUA 

Strandingsperiode 

(døgn) 

Korteste drivtid 95 

persentil 

(døgn) 

Systembehov 

Current Buster 4 

/mengde opptatt 

(tonn) 

Sommer 2012 42,1 12,7 22,9 1/21 

Vinter 2012 25,4 12,7 23,4 1/13 

Fordelingen av systembehov mellom IUA-regionene viser at det er dekkende rent volummessig 

med ett kystsystem Current Buster 4 for alle scenarioene av samme årsak som for 

influensområdet samlet. Videre ser man av analysen at Lofoten og Vesterålen IUA har de største 

emulsjonsmengdene. 

En robustgjøring av beredskapens ytelse vil være å dedikere flere systemer til beskyttelse av 

spesielt miljøsensitive områder (MOB A/B, NOFO eksempelområder). Dette kan bestå i å 

dimensjonere med ett system ekstra pr. eksempelområde pr. IUA-region. Slik Figur 8-1 under 

viser vil dette innebære 4 ekstra systemer til Lofoten og Vesterålen IUA slik at det totalt blir 1+4 

systemer, totalt 5. For Midt- og Nord-Troms vil det være dekkende med 1+1 systemer, totalt 2. 

Samtidig bør antallet systemer tilpasses drivtidene som legges til grunn. Med de drivtider som her 

gjelder vil det være mulig med en gradvis mobilisering og omdirigering av systemene. På grunn 

av dette vil NPS anbefale å dimensjonere beredskapen med å ha 5 systemer tilgjengelig innen den 

korteste drivtiden som er lagt til grunn, det vil si ca. 16 døgn. Disse vil kunne ivareta oppsamling, 

beskyttelse av miljøsensitive områder, samt forflytninger mellom områdene.




Norskehavet 



Side 58 av 68 

MANAGING RISK 

Figur 8-1 Fordeling av NOFO eksempelområder og tilhørende IUA-regioner i influensområdet 

til Sverdrup 

Med en drivtid på ca. 16 døgn vil det være mulig å mobilisere systemene fra utstyrsdepoter som 

er lokalisert i større avstand fra aksjonsområdet om nødvendig. Aktuelle depoter som har Current 

Buster 4 er NOFO-basen i Kristiansund, Sandnessjøen og Hammerfest, samt Kystverkets depoter 

i Bodø, Lødingen og Tromsø. 

8.4 Barriere 4 

Lofotenog 

VesterålenIUA 

Vertskommune: 

Sortland 

Midt- ogNord- 

TromsIUA 

Vertskommune: 

Tromsø 

Dimensjoneringen av ressursbehovet i barriere 4 fremkommer i Tabell 8-3 og Tabell 8-4. 

Tabellene viser dimensjonerende mengde, opptak i akuttfase, samt dagsverkbehov/dager og antall 

innsatsgrupper for gjennomføringen av strandrensearbeidet. 

NPS har dimensjonert barriere 4 med et anbefalt ytelseskrav om å samle opp 95 persentilen av 

strandet mengde oljeemulsjon korrigert for effekt av opptak i barriere 3. I tillegg er det gjort et 

fratrekk i oljemengden på 50 % (strandingsandel) basert på empiri fra de siste 

strandrenseaksjoner i Norge (oljeregnskapene viser at strandrensing i disse aksjonene reelt sett 

har tatt hånd om ca. 22 – 40 % av emulsjonsmengdene som har mulighet til å strande og ikke er 

håndtert på annen måte). Det er derfor valgt å forutsette at 50 % av emulsjonen som passerer den 

kystnære beredskapen dimensjonerer ressursbehovet for strandrensing. Det er NPS sin vurdering




Norskehavet 



Side 59 av 68 

MANAGING RISK 

at 50 % er et konservativt tall og derved kan benyttes selv med den usikkerhet som er knyttet til 

denne analysen. 

Aksjonering i strandsonen er delt i to faser. Det beregnes derfor ressursbehov for akuttfasen 

(aksjonering mot frittflytende og nylig strandet olje) og for strandrensefasen. 

For akutt strandingsfase legger beregningen til grunn en forventet respons/ytelse (av NOFO og 

NOFO avtalepartnere) basert på erfaringer fra kystnære aksjoner. 

Ressursenheten/systemdefinisjonen i akuttstrandingsfase er innsatslag (6 personer) med en 

standard ytelse på 10 m 3 /døgn per arbeidslag for generelle ressurser og 20 m 3 /døgn for 

spesialtrente ressurser (IGSA/Goliat Standard). Grenseverdi for maksimal ytelse av akuttfase 

strand settes maksimalt til 50 % av innkommende emulsjonsmengde, eller lavere dersom 

ressurstilgangen i det berørte området tilsier det. Resterende olje på stranden etter innsats i 

akuttfasen håndteres i strandrensefasen. I dette tilfelle kan det forventes innsats fra IUA-styrker i 

akuttfasen. Det er derfor benyttet standard ytelse på 10 m 3 /døgn per arbeidslag. 

Tabell 8-3 Dimensjoneringsanalyse barriere 4 for hele influensområdet til Sverdrup. 




etter effekt av 

opptak i barriere 3. 

(tonn) 

Opptak 

Akuttfase 

(tonn/anta 

ll lag) 

Opptak 

strandrens 

(tonn) 

Dagsverk/ 

varighet 

(døgn) 

Antall innsatsgrupper/ 

Personell pr. 

innsatsgruppe 

Sommer 

2012 

93 46/1 47 2350/47 2/40 

Vinter 2012 130 65/1 65 3268/61 3/40 

Som det fremgår av Tabell 8-3 er det for begge scenarioene behov for ett innsatslag i akuttfasen 

for å håndtere dimensjonerende oljeemulsjon i barriere 4. Videre vil det være behov for 3 

innsatsgrupper à 40 personer – totalt 120 personer i 61 dager for å håndtere vinterscenarioet som 

er det mest ressurskrevende. 

Tabell 8-4 viser dimensjoneringsbehovet fordelt på berørte IUA-regioner for sommer og 

vinterscenarioene. Det er vinterscenarioet for Lofoten og Vesterålen IUA som er det mest 

krevende ressursmessig med et personellbehov på ett innsatslag i akuttfasen, samt 160 personer i 

44 dager i den påfølgende strandrensefasen. For Midt- og Nord-Troms IUA vil det mest 

ressurskrevende være sommerscenarioet med et behov for ett innsatslag i akuttfasen og 20 

personer i 22 dager.




Norskehavet 



Side 60 av 68 

MANAGING RISK 

Tabell 8-4 Dimensjoneringsanalyse barriere 4 fordelt på berørte IUA-regioner i influensområdet 

til Sverdrup for sommer- og vinterscenarioet. 

Scenario Planområde Barriere 4 

Sommer Lofotenog 


Sommer Midt- ogNord 

TromsIUA 

Vinter Lofotenog 


Vinter Midt- ogNord 

TromsIUA 



etter effekt av 

opptak i barriere 

3. 

Strandingsandel 

er 50 % 

(tonn) 

Opptak 

Akuttfase 

(tonn/lag) 

Opptak 

strandrens 

(tonn) 

Dagsverk/ 

Varighet 

(døgn) 

Antall IG/ 

Personell 

pr. IG 

82 41/1 41 2100/42 4/20 

11 5/1 6 275/22 1/20 

124 62/1 62 3143/44 4/40 

6 3/1 3 161/18 1/20 

Dersom man legger til grunn fordelingen av NOFO eksempelområder i IUA-regionene (Se 

Figur 8-1) vil det være relevant å robustgjøre ytelseskravet i akuttfasen med å øke antallet 

innsatslag tilsvarende antall eksempelområder i IUA-regionen. Det vil si å ha 4 innsatslag (24 

personer), i Lofoten og Vesterålen IUA og ett innsatslag (6 personer) for Midt- og Nord-Troms 

IUA. 

Antallet innsatsgrupper til strandrensefasen gjør det mulig å fordele disse til hvert 

eksempelområde om nødvendig, basert på en vurdering av det konkrete situasjonsbilde under en 

aksjon. 

Når det gjelder tilgang på innsatspersonell i barriere 4 vil dette dekkes gjennom avtaler NOFO 

har med berørte IUA og andre avtalepartnere. En oversikt over disse finnes på NOFO’s 

hjemmeside.




Norskehavet 



Side 61 av 68 

MANAGING RISK 

9 EFFEKT AVBEREDSKAPSTILTAKRELATERTTIL MILJØRISIKO 

For å relatere effekt av beredskapstiltak til beregnet miljørisiko for den planlagte aktiviteten, er 

det modellert miljørisiko for dimensjonerende DFU (vektet rate og varighet av fullt utfallsrom) 

med og uten effekt av beredskapstiltak i barriere 1 og 2. Miljørisiko er vist som sannsynlighet for 

bestandstap av den arten (VØKen) som er dimensjonerende for risikonivået i åpent hav og 

kystnært i henhold til resultatene av miljørisikoanalysen (DNV 2012). Lunde, både i åpent hav og 

kystnært, er valgt ut som dimensjonerende VØK i analysen, basert på resultatene i 

miljørisikoanalysen. 

Resultatene av analysen er vist i Figur 9-1 for åpent hav og Figur 9-2 for kyst. «0» er bestandstap 

beregnet for de utvalgte VØKene (i åpent hav og i kystområdet) uten effekt av beredskapstiltak, 

mens tallene fra «3» til «7» angir bestandstap med effekt av fra 3 opp til 7 systemer i en 

oljevernaksjon. 

Resultatene viser at en særlig i sommerperioden (mai-oktober) kan redusere miljørisikonivået ved 

å sette inn tiltak i form av mekanisk oppsamling. Ved innsats av 3 systemer er sannsynligheten 

for 10-20 % bestandstap av lunde i åpent hav eliminert, og sannsynligheten for 5-10 % 

bestandstap reduseres videre med innsats av 4 og 5 systemer. I vinterperioden ser en liten effekt 

ved innsats av 3 systemer, men ved 4 systemer er sannsynligheten for 10-20 % bestandstap 

eliminert. Bestandstap av denne størrelsen vil kunne medføre langvarig restitusjonstid (> 10 år, 

skadekategori alvorlig i henhold til MIRA metodikk (DNV 2012)). Ved videre innsats av 

beredskapssystemer holdes bestandstapet stabilt. 

Det er viktig å merke seg at reanalyse av miljørisiko er en svært unøyaktig parameter å forholde 

seg til når det kommer til beslutningsgrunnlag for beredskapsløsning. Dette kommer av at 

metodikken for miljørisikoberegning benytter store oljemengdekategorier i tapsberegningen. 

Laveste kategori går fra 1-100 tonn olje per 10 x 10 km grid celle, noe som innebærer at en kan 

redusere oljemengden fra 99 tonn til 1 tonn uten å se noen modellert bedring hva angår fugledød. 

Samtidig kan oljen som følge av oljeverntiltak få endret sin drivbane i modelleringen, og kanskje 

treffe et område med stor sjøfuglaggregering i en periode av året, som ikke ble truffet i den 

opprinnelige modelleringen uten beredskapstiltak. I en faktisk oljevernaksjon ville innsats være 

satt inn for særlig å forhindre tilflyt av olje til sårbare områder. 

For sjøfugl kystnært (lunde) ses en reduksjon i sannsynlighet for tapsandeler med supplerte 

system i sommerperioden. I vinterperioden er variasjonene store, og noen nedgang i miljørisiko 

er vanskelig å måle. Resultatene viser kun en reduksjon i sannsynlighet for 10-20 % bestandstap, 

som dog varierer. Som Figur 9-2Figur 9-2 viser er det større sannsynlighet 10-20 % tapsandel 

ved innsats av 5 systemer, enn om en kun benytter 4 systemer. Dette kan forklares rent 

modellteknisk med at flere av scenarioene med 5 systemer treffer et område med mye sjøfugl 

med noe større oljemengde (> 1 tonn) enn hva scenarioene med 4 systemer gjør, som da heller 

kanskje treffer en annen 10 x 10 grid celle med mindre sjøfugl. For å synliggjøre at 

oljevernsystemene faktisk har effekt er det valgt å illustrere oljemengden på havoverflaten ved 5 

systemer og ved 4 systemer for vinterperioden i Figur 9-3. Figuren viser tidsmidlet oljemengde 

på havoverflaten for de nevnte systemoppsett 3_1 og 4_1. Som figuren viser er det mindre olje på 

havoverflaten ved innsats av 5 systemer enn ved 4 systemer. Det er for øvrig viktig å merke seg 

at fargekategoriene her ikke samsvarer med de angitt i influensområdene uten effekt av beredskap 

vist i Figur 7-3, og at de dermed ikke er sammenliknbare med disse.




Norskehavet 

100% 

90 % 

80 % 

e 

t 

70 % 

h 

lig 60 % 

n 

sy 50 % 

n 40 % 

S 

a 

n 

30 % 

20 % 

10 % 

0 % 



Lunde-åpent hav 

0 3 4 5 6 7 0 3 4 5 6 7 

Sommer Vinter 

>30% 20-30% 10-20% 5-10% 1-5% 30% 20-30% 10-20% 5-10% 1-5%




Norskehavet 



Side 63 av 68 

MANAGING RISK 

Figur 9-3 Tidsmidlet oljemengde på havoverflaten for systemoppsett 3_1 (øverst) og 4_1 

(nederst) i vinterperioden.




Norskehavet 

10 KONKLUSJON 



Side 64 av 68 

MANAGING RISK 

Basert på dimensjonerende utslippsrater, lokale vær- og vindforhold rundt lokasjonen til 

letebrønn 6608/2-1 S Sverdrup i Norskehavet, samt forvitringsegenskaper for referanseoljen 

Morvin, er behovet for og effekten av ulike oljevernberedskapstiltak søkt belyst gjennom 

simuleringer i modellen OSCAR. Vektet utslippsrate for brønnen er beregnet til 4361 Sm 3 /d for 

en overflateutblåsning, og 12,7 døgn varighet. 

For et overflateutslipp, gitt de spesifiserte utblåsnings- og oljeparameterne, vil i gjennomsnitt (av 

alle oljedriftssimuleringer) 98,6 % av oljen være fordampet, dispergert, oppløst i vannsøylen og 

biologisk nedbrutt på naturlig vis innen 15 døgn etter at utslippet stopper. Likevel utgjør 1,4 % av 

den gjenstående oljen om lag 750 tonn olje. 5 % av alle simuleringer gir en strandet emulsjon på 

henholdsvis 774 tonn (sommer) og 718 tonn (vinter). Det er også viktig å poengtere at selv om 

mesteparten av utsluppet olje i utblåsningshendelse ikke blir værende på overflaten særlig lenge 

så vil oljen fortsatt kunne påvirke organismer i vannsøylen, noe som kan reduseres ved mekanisk 

oljeopptak. 

NOFO’s retningslinjer for beregning av nominelt systembehov (mekaniske systemer) resulterer i 

et behov for 3 NOFO systemer (2 i barriere 1 og 1 i barriere 2) for sommer (mai-oktober) og 4 

NOFO systemer (2 systemer i barriere 1 og 2 systemer i barriere 2) for vinterperioden 

(november-april). 

Kapasitetskrav barriere 1 og 2 

I henhold til NOFO/OLFs veiledning skal barriere 1 og 2 ha en barrierekapasitet tilsvarende den 

mengde oljeemulsjon som tilflyter barrieren, beregnet ut fra vektet rate. 

Kapittel 6 tok for seg beregning av tiltak, som har tilstrekkelig kapasitet i hver hovedbarriere 

basert på utregninger gjort i forkant av beredskapsmodellering. Tiltaket består av totalt 3 

systemer i sommerperioden og fire systemer i vinterperioden. 

Resultater for modellering av mekanisk opptak i modelleringsverktøyet OSCAR og etterfølgende 

statistiske beregninger viser at man for dimensjonerende scenario i foreliggende analyse forventer 

å ta opp henholdsvis 25,9 % og 19,6 % ved dimensjonering med nominelt systembehov sommer 

og vinter. I modelleringene økte andelen olje som ble tatt opp med hvert NOFO-system som ble 

lagt til opp til inntil 9 systemer (=høyeste modellerte antall systemer). Tilleggseffekten for hvert 

system minker for øvrig jo flere systemer som legges til. Inntil 5 systemer sommer og 6 systemer 

vinter synes å gi god tilleggseffekt, mens ytterligere systemer gir mindre tilleggseffekt. Det må 

også presisere at jo flere systemer som inngår i tiltaksalternativet, jo mer robust vil operatøren 

være med tanke på mulige operative omdisponeringer. 

Responstidskrav til barriere 1 

I henhold til NOFO/OLFs veiledning skal barriere 1 være fullt utbygd senest innen korteste 

drivtid til land. 

Korteste drivtid til land er i 13,9 døgn i sommerperioden og 13,1 døgn i vinterperioden. Inntil 9 

systemer kan ankomme innen 38 timer etter varslet hendelse, og krav til responstid for barriere 1 

er dermed tilfredsstilt for alle tiltaksalternativ.




Norskehavet 



Side 65 av 68 

MANAGING RISK 

Responstidskrav til barriere 2 

I henhold til NOFO/OLFs veiledning skal barriere 2 være fullt utbygd senest innen 95 % persentil 

av korteste drivtid til kyst og strandsone, fratrukket 6 timer. 

95 % persentil av drivtid til land er henholdsvis 16,3 døgn (sommer) og 17,2 døgn (vinter), 

fratrukket 6 timer blir responstidskravet for barriere 2 således 16 døgn i sommerperioden og 17 

døgn i vinterperiode. Inntil 9 systemer kan ankomme innen 38 timer etter varslet hendelse, og 

krav til responstid for barriere 2 er dermed tilfredsstilt for alle tiltaksalternativ. 

Andre vurderinger 

Effekten av kjemisk dispergering er modellert separat, også dette med bruk av OSCAR. 

Resultatene viser at kjemisk dispergering forventes å ha effekt, og vil kunne redusere 

oljemengden på havoverflaten. Mye av olje vil også bli naturlig dispergert, men kjemisk 

dispergering framskynder dispergeringsprosessen, slik at oljemengden på havoverflaten 

forsvinner hurtigere enn om kun de naturlige dispergeringsprosessene får virke. Forutsetningen er 

at det må være nok dispergeringsmiddel tilgjengelig gjennom hele utslippsperioden. 

DNV anbefaler, basert på de inngangsdata og modelleringsresultatene som er oppsummert i 

inneværende rapport, at det for boringen i Sverdrup dimensjoneres med 6 systemer i 

vinterperioden og 5 systemer i sommerperioden for mekanisk opptak i barriere 1 og 2 for å 

håndtere en eventuell overflateutblåsning. Modelleringsresultatene viser at opptakseffekten er 

betydelig bedre ved innsats av flere systemer enn det de nominelle beregningene angir (3 

systemer sommer og 4 systemer vinter). Tilleggseffekten minker med økende antall systemer i 

aksjonen, men inntil 5 systemer sommer og 6 systemer vinter gir en god opptakseffekt, og 

vurderes som tilstrekkelig i foreliggende analyse. En oppnår også en betydelig reduksjon i 

strandingsmengden ved 5 systemer i sommerperioden kontra 3 systemer (beregnet systembehov 

sommer), og ved 6 systemer i vinterperioden kontra 4 (beregnet systembehov vinter). Dette 

tilsvarer NOFO/OLFs retningslinjer for dimensjonering; tilstrekkelig kapasitet. 

Mekanisk oppsamling vil være primær bekjempelsesstrategi, så fremt at oljen er opptakbar. 

Forvitringsegenskapene til Morvin olje har for øvrig vist at det ved rolige vindforhold og 

sommertemperaturer kan ta inntil 2 døgn før olje på havoverflaten når en viskositet på 1000 cP, 

som anses som en teoretisk grense for når oljen er mulig å samle opp mekanisk. I så tilfelle vil 

kjemisk dispergering kunne være en mer effektiv bekjempelsesstrategi. Basert på referanseoljens 

egenskaper og gjennomføring av modellsimuleringer kan en forvente at dispergering vil ha en 

effekt under gitte værforhold. Dispergering bør derfor særlig vurderes som tiltak ved en eventuell 

hendelse i perioder der ressurser på havoverflaten/i kystområdene er særlig sårbare for 

påvirkning, og ressurser i vannsøylen vurderes som mindre sårbare. 

Kapasitetskrav til barriere 3 og 4 

Dimensjoneringsanalysen for kyst (barriere 3) viser at ett kystsystem av typen Current Buster 4 

vil være dekkende for å samle opp det volumet av oljeemulsjon som tilflyter kystsonen for både 

sommer og vinterperioden. Lofoten og Vesterålen IUA vil måtte håndtere de største 

emulsjonsmengdene. En robustgjøring av beredskapens ytelse vil være å dedikere flere systemer 

til beskyttelse av spesielt miljøsensitive områder (MOB A/B, NOFO eksempelområder). 

Systemene må være klare til aksjon innen korteste drivtid til land, dvs. ca. 16 døgn.




Norskehavet 



Side 66 av 68 

MANAGING RISK 

NPS har dimensjonert barriere 4 (strand) med et anbefalt ytelseskrav om å samle opp 95 

persentilen av strandet mengde oljeemulsjon korrigert for effekt av opptak i barriere 3. Det er 

valgt å forutsette at 50 % av emulsjonen som passerer den kystnære beredskapen dimensjonerer 

ressursbehovet for strandrensing (basert på empiri fra de siste strandrenseaksjoner i Norge). For 

begge scenarioene (sommerperiode og vinterperiode) er det beregnet behov for ett innsatslag (6 

personer) i akuttfasen for å håndtere dimensjonerende oljeemulsjon i barriere 4. Videre vil det 

være behov for 3 innsatsgrupper à 40 personer – totalt 120 personer i 61 dager for å håndtere 

vinterscenarioet som er det mest ressurskrevende. Sommerscenarioet krever 2 innsatsgrupper à 40 

personer – totalt 80 personer i 47 dager.




Norskehavet 

11 REFERANSER 

Add Energy (2012), Blowout and kill simulations - Sverdrup, 6608/2-1 



Side 67 av 68 

MANAGING RISK 

Carroll M., Evenset A., Kögeler J., Langfeldt J.N. and Johansson T. (1999) 

Sanering av akutt forurensning på strand, Del 1: Teoretisk grunnlag for 

anbefalt praktisk tiltak og organisering. SFT Veiledning 99:06, 90 sider, 

ISBN-nummer 82-7655-174-2, Statens forurensningstilsyn, Horten 

DNV (2012). Miljørisikoanalyse for letebrønn 6608/2-1 S Sverdrup i PL330 i 

Norskehavet. In prep. 

eKlima (2012). Online database. Tilgengelig på: 

http://sharki.oslo.dnmi.no/portal/page?_pageid=73,39035,73_39049&_dad= 

portal&_schema=PORTAL 

Engedahl H. (1995) Implementation of the Princeton ocean Model 

(POM/ECOM3D) at the Norwegian Meteorological Institute. Research 

Report No.5, ISSN 0332-9879, Norwegian Meteorological Institute. 

Fanneløp T.K., Sjøen K. (1980) Hydrodynamics of Underwater Blowouts, 

Norwegian Maritime Research, NO. 4. 

Fiskeri- og kystdepartementet (2005). På den sikre siden- sjøsikkerhet og 

oljevernberedskap. Se St.meld. nr. 14: 

http://www.regjeringen.no/Rpub/STM/20042005/014/PDFS/STM20042005 

0014000DDDPDFS.pdf 

Fiskeri- og kystdepartementet (2012). På den sikre siden- sjøsikkerhet og 

oljevernberedskap. Dokument publisert på hjemmeside. 

Fugro, 2012. Current Measurements at Block 6608/2. Reporting period: 12 

November 2011 to 15 April 2012. Report Number: C50924/7217/R0. Issue 

date: 16 May 2012. 

Levitus m.fl., (1994) Hydrografiatlas tilgjengelig via: 

http://ingrid.ldgo.columbia.edu/SOURCES/.LEVITUS94/.MONTHLY/.tem 

p [11.04.08] 

http://ingrid.ldgo.columbia.edu/SOURCES/.LEVITUS94/.MONTHLY/.sal 

[11.04.08] 

Miljøverndepartementet (2008-2009). Helhetlig forvaltning av det marine miljø 

i Norskehavet (forvaltningsplan). St.meld.nr.37 

MI (2007) Vindhastighet ved Fugløykalven fyr, tilgjengelig via 

http://www.oljevernportalen.no/nofo/Data/9090.txt 

MI (2008a) Bølgehøyde og frekvensfordeling fra Metrologisk Institutt. v./ 

Magnar Reistad. 

MI (2008b) Database av beregnede vind og bølgeparametre for Nordsjøen, 

Norskehavet og Barentshavet hver 6. time for årene 1976-2007. Det Norske 

Meteorologiske Insitutt. 

MRDB (2007) Marin Ressurs DataBase 2007., Database vedlikeholdt av DNV 

for NOFO, Kystverket SFT og Forsvaret, Se: www.mrdb.no




Norskehavet 



Side 68 av 68 

MANAGING RISK 

NOFO (2007) Temperaturer, Tilgjengelig via: 

http://planverk.nofo.no/temperatur.htm [28.06.07], Norsk Oljevernforening 

For Operatørselskap, Stavanger 

NOFO (2009). Geografisk plassering av NOFO OR-fartøy langs norskekysten pr 

9. januar 2009 (http://www.nofo.no/stream_file.asp?iEntityId=275) , Norsk 

Oljevernforening For Operatørselskap, Stavanger 

NPS (2011). Beredskapsplaner for kystog strandsone. Metodikk for 

dimensjonering av oljevernberedskap i kystog strandsonen (barriere 3 og 

4). 

OLF/NOFO (2007) OLF/NOFO Veileder for miljørettet beredskapsanalyser, 

DNV rapport nr. 2007-0934, rev., 16.juni 2007,37 sider, DNV Energy, 

Høvik 

Pollurec (1993) Effektivitet av oljevernberedskap ved oljesøl i Skagerrak og på 

midt-norsk sokkel. 

RWE Dea 2012 (eks. tabell 5-1) 

Saksehaug, Bjørge, Gulliksen, Loeng, Mehlum (1994). Økosystem 

Barentshavet. Universitetsforlaget AS. ISBN 82-00-03963-3. 

Scandpower (2009) Blowout and well release frequencies- Based on SINTEF 

Offshore Blowout Database, 2008. Report no. 80.005.003/2009/R2. 

SFT & DN (2000) Beredskap mot akutt forurensning. Modell for prioritering av 

miljøressurser ved akutte oljeutslipp langs kysten, 19 sider, Statens 

forurensningstilsyn, Horten, Direktoratet for naturforvaltning, Trondheim. 

SINTEF (2007) Weathering properties of the Morvin oil. 

SINTEF & DNV (2009). Oil spill modelling and oil spill response modelling, Oil Spill 

Contingency and Response (OSCAR) /Oil Spill 3D (OS3D). 

SINTEF 2011 (ref. vedlegg) 

Statens Kartverk (2008) Tidevann og vannstand for Norskekysten, Tilgjengelig 

via http://vannstand.statkart.no, Statens kartverk- sjøkartverk. [25.03.08] 

Statoil (2010) Innspill til vurdering av miljørisiko forbundet med utblåsning ved 

boring av letebrønn 7220/8-1, PL330. Teknisk notat fra Statoil, datert 

29. januar 2010. 

Sætre (1999). Features of the central Norwegian shelf circulation. Continental 

Shelf Research




Norskehavet 



Dato: 2012-08-22 Side 1 av 17 

MANAGING RISK 

VEDLEGG 

1 

Metodebeskrivelse - beredskapsanalyse




Norskehavet 

GENERELT OM OLJENS OPPFØRSEL PÅ HAVET 



Dato: 2012-08-22 Side 2 av 17 

MANAGING RISK 

Ved utslipp av olje til sjø gjennomgår oljen en rekke fysiske og kjemiske endringer, som er 

illustrert i Figur A-1. De viktigste forvitringsprosessene 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. Minimumskravet til beredskap er utformet slik at kapasiteten skal 

være tilstrekkelig til å bekjempe beregnet volum av oljeemulsjon, gitt av utslippsrate, vindforhold 

og oljetype. Dessuten settes det krav til responstid fra operatørselskapet, i tillegg til andre 

ytelseskrav (for eksempel tillatt mengde inn til kystog strandsone). 

Totaleffekten av beredskapstiltak kan uttrykkes på to måter, på bakgrunn av de prosessene som er 

nevnt tidligere. I sammenheng med barriereeffektivitet snakkes det gjerne om relativ effekt: 

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 hvorav 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. 

Dette spennet i mulige utfall danner grunnlag for den miljørettede beredskapsanalysen.




Norskehavet 



Dato: 2012-08-22 Side 3 av 17 

MANAGING RISK 

Figur A-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.




Norskehavet 



Dato: 2012-08-22 Side 4 av 17 

MANAGING RISK 

ELEMENTENE I BEREDSKAPSANALYSEN 

Gjennomføring av en beredskapsanalyse omfatter mange ledd, med til dels omfattende 

beregninger i enkelte av disse. Figur A-2 gir en overordnet illustrasjon av de viktigste leddene i 

analysen, og deres innbyrdes rekkefølge. En utfyllende beskrivelse av hvert enkelt ledd er gitt i 

de følgende vedleggskapitlene. 

Forutsetninger: 

Aktivitet og DFU 

posisjon 

top/sub 

rater 

varigheter 

Miljøfaktorer 

lys 

bølgehøyde 

vind 

temperatur 

Oljeegenskaper 

Forvitringsdata 

Eksisterende 

beredskap 

fartøyene 

Oppsett av 

tiltaksalternativ 

(beredskapsbehov) 

for beredskap i 

barriere 1 og 2 

Statistisk 

oljedriftsmodellering 

med effekt av 

beredskap 

(tiltaksalternativene) 

Vurdering av 

tiltaksalternativenes 

effekt på barrierene 

Oppsummering av 

beredskapsbehov i 

barriere 1, 2, 3, 4 og 

i eksempelområder 

i henhold til krav 

Effekt av 

beredskap mht. 

miljørisiko 

(innspill til MRA) 

Figur A-2 Elementer som kan inngå i en miljørettet beredskapsanalyse. 

Myndighetskrav 

Industrikrav 

Selskapskrav 

De senere års metodeutvikling innen beredskapsanalyse har ført til 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 høye krav til inngangsdata.




Norskehavet 



Dato: 2012-08-22 Side 5 av 17 

MANAGING RISK 

FORUTSETNINGER OG INNGANGSDATA 

I forbindelse med boring av letebrønner og produksjonsbrønner, er det en rekke potensielle 

hendelser som kan medføre store utslipp til sjø og som kan være dimensjonerende for miljørisiko 

og oljevernberedskapen. Som regel er det en ukontrollert utblåsning som er den dimensjonerende 

fare- og ulykkeshendelsen (DFU). Utblåsningen kan komme enten over boreriggen/ 

installasjonen eller fra havbunnen. 

Brønnteknisk informasjon utgjør viktige inngangsdata til analysen og blir gitt av operatøren. Et 

sentralt element er hvilken oljetype som det forventes funnet. Basert på informasjon om 

reservoaret og eventuelle kjente funn i nærheten, identifiseres en eller flere kjente råoljer som 

representative. Denne/disse legges sammen med annen teknisk informasjon, til grunn for 

modellering av utslippsrate og varighet. 

Viktige inngangsdata til beredskapsanalysen mht. DFU er: 

Utslippsposisjon 

Sannsynlighetsfordeling mellom en overflate- og sjøbunnsutbåsning 

Utslippsrater- og tilhørende sannsynligheter 

Utslippsvarigheter- og tilhørende sannsynligheter 

Oljetype 

I tilfelle hvor DFU er en ukontrollert utblåsning fra sjøbunn er også følgende data nødvendige for 

modellering: 

Utslippsdyp 

GOR (Gas-Oil-Ratio) 

Utslippstemperatur 

Utstrømningsareal




Norskehavet 



Dato: 2012-08-22 Side 6 av 17 

MANAGING RISK 

OLJEDRIFT (OSCAR/OS3D) 

OS3D er en 3-dimensjonell oljedrifts- og beredskapsmodell som beregner oljemengde på 

sjøoverflaten, på strand og i sedimenter samt konsentrasjoner i vannsøylen (SINTEF & DNV 

2009). Output fra OS3D er beregnet i tre fysiske dimensjoner og tid. Modellen inneholder 

databaser for ulike oljetyper, vanndyp, sedimenttype, økologiske habitater og strandtyper. OS3D 

kan anvende både 2- og 3-dimensjonale strømdata. Vindata benyttet i modellen er historiske fra 

perioden 1980 - 2007 med en oppløsning på 20 × 20 km. 

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. 

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. 

Hver enkeltsimulering har en bestemt historisk startdato og etterfølgende historisk vær. Antall 

enkeltsimuleringer som er tilstrekkelig i en stokastisk simulering (gitt en utslippsrate) avhenger 

av utslippsvarigheten. Målet er å ha tilstrekkelig antall enkeltsimuleringer slik at perioden det 

modelleres for (måned, årstid eller hele året) er dekket av variabiliteten i strøm og vind. 

I en beredskapsanalyse utføres først en ren oljedriftsmodellering i OS3D basert på 

dimensjonerende utfallsrom uten effekt av beredskap for å danne et bakgrunnsgrunnlag. 

Oljedriftsmodellering i OS3D med effekt av beredskap basert på forskjellige tiltaksalternativer 

blir så utført for å si noe om effekten av de forskjellige tiltaksalternativene. 

For å kunne beregne statistiske resultater er oljedriftsparametere rapportert for hver simulering i 

hver berørte gridrute. Disse resultatene fra OS3D er igjen brukt i modellverktøyet Miraculix for 

bl.a. å beregne treffsannsynligheter i en gitt rute (DNV). 

OS3D modellen beregner blant annet treffsannsynligheter, massefaktorer (fordampet, nedblandet 

og gjenværende andel olje) samt ankomsttider for olje i hver 10x10 km rute i rutenettet. I 

modelleringene benyttes strøm- og vinddata fra hindcast-databasen ved MI, som inneholder 

månedsvise klimatologiske strømfelter og tidsserier for vind i utvalgte posisjoner for perioden 

1976-2007 (MI 2008). De statistiske oljedriftssimuleringene er beregnet i et rutenett som har en 

horisontal oppløsning på 3 x 3 km for å få en bedre oppløsning mot rapporteringsformatet i 

Miraculix som er 10x10 km. 

Beregningene rapporteres statistisk og som enkeltsimuleringer i henhold til NOFOs standard. 

Resultater fra modelleringene blir brukt videre til å analysere effekt av beredskapstiltakene 

(tiltaksalternativene). 

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.




Norskehavet 



Dato: 2012-08-22 Side 7 av 17 

MANAGING RISK 

ANALYSE AV OLJEDRIFTSSTATISTIKK 

Resultatene fra de statistiske oljedriftsberegningene etterbehandles i flere trinn. For alle 

simuleringer modellert 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. 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 (vanligvis de første 10 døgn av hendelsen) 

Bølgeforhold - midlere bølgehøyde (vanligvis de første 10 døgn av hendelsen) 

Oljemengde inn til kystog strandsone – 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 6° under horisonten. Beregnes på 

grunnlag av starttidspunkt og borelokalitetens posisjon. 

Beredskapseffektivitet – gis av vindforhold og mørkeandel 

Restmengde – Mengde oljeemulsjon inn til kystog strandsone etter effekt av en fullt utbygd barriere 1A. 

Sannsynligheten for hendelsen av et enkelt scenario i simuleringen kan uttykkes som summen av 

sannsynlighet for følgende: 

Pscenario = Psimulering · Putslippspunkt · Prate|utslippspunkt · Pvarighet|utslippspunkt 

Pscenario: Sannsynlighet for et bestemt scenario 

Psimulering: Sannsynlighet for en bestemt simulering 

Putslippspunkt: Sannsynlighet for et bestemt utslippspunkt (overflate eller sjøbunn) 

Prate|utslippspunkt: Sannsynlighet for en bestemt utslippsrate gitt et utslippspunkt 

Pvarighet|utslippspunkt: Sannsynlighet for en bestemt utslippsvarighet gitt et utslippspunkt




Norskehavet 



Dato: 2012-08-22 Side 8 av 17 

MANAGING RISK 

ANALYSE AV BEREDSKAPSBEHOV 

Beredskapsbehov analyseres med utgangspunkt i illustrerende scenarioer og prinsipper beskrevet 

i kommende avsnitt. Ytelseskrav til beredskapen kan uttrykkes på systemnivå, barrierenivå og for 

beredskapen som helhet (absolutt, relativ effekt). 

Fastsettelse av ytelse på systemnivå 

En barriere vil normalt bestå av ett eller flere system. Figur A-3 illustrerer et standard system 

bestående av to fartøy, lense, oljeopptager og lagringskapasitet. 

Figur A-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, selve 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 øvelser har etablert kunnskap om hvilken oppsamlingseffektivitet 

som oppnås med et NOFO-system som funksjon av bølgehøyde. Figur A-4 gir en omtrentlig 

sammenheng mellom systemeffektivitet og bølgehøyde basert på dette erfaringsmaterialet.




Norskehavet 



Dato: 2012-08-22 Side 9 av 17 

MANAGING RISK 

Figur A-4 Sammenheng mellom signifikant bølgehøyde (meter) og systemeffektivitet (%). 

Øvelsene gir, til en viss grad, også kunnskap om hvordan oljens egenskaper påvirker 

oppsamlingseffektiviteten. Erfaringene har vist at det er fordelaktig å tillate at oljen flyter 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 vil kunne bli høyere i større avstand fra kilden 

enn nær kilden, men flakene vil kunne være spredt over et stort område. Dette medfører at 

aksjonen totalt sett blir mindre effektiv (pga. lav barriereeffektivitet). 

Systemkapasitet 

Verdier for systemkapasiteten er også etablert gjennom olje-på-vann-øvelser. Systemkapasiteten 

tar høyde for lossetid, mulig nedetid, drenering av fritt vann osv. Den uttrykkes derfor som en 

gjennomsnittlig døgnkapasitet. Ulike systemkapasiteter ar angitt i Veileder for miljørettet 

beredskapsanalyse (OLF/NOFO 2007). 

Fastsettelse av ytelse på barrierenivå 

Når ytelsen for systemene er fastsatt, vil dette inngå for å fastsette ytelsen for barrierene som 

systemene er en del av. Figur A-5 skisserer en mulig barriereløsning og viser hvordan et visst 

antall systemer til sammen utgjør en barriere. 

Barriere 1 skiller seg fra de øvrige barrierer ved at det fastsettes en beregningsmålsetning om at 

den i utgangspunktet skal danne en ”total” barriere mot utslippet nær utslippslokaliteten. 

Barrieren dimensjoneres dermed på bakgrunn av utblåsningsrater og forvitring i tidlig fase. 

Barriere 2 etableres langs drivbanen og dimensjoneres etter mengde emulsjon som forventes å 

slippe gjennom barriere 1 (en tar også hensyn til ytterligere forvitring av oljen). Barriere 3 består 

av kystog fjordsystemer. Disse settes inn for å bekjempe spredte oljeflak og har som primært




Norskehavet 



Dato: 2012-08-22 Side 10 av 17 

MANAGING RISK 

formål å hindre/redusere påslag av olje langs kysten. Barrieren dimensjoneres etter 

oljedriftsberegninger og en forventet effekt av tidligere barrierer. 

Barriereeffektivitet gir et uttrykk for den prosentvise andelen av overflateolje som samles opp av 

en barriere. Barriereeffektiviteten er derfor en funksjon av systemkapasitet, systemeffektiviteten, 

antall systemer og deres konfigurasjon, og oljens fordeling på overflaten. Barriereeffektiviteten er 

videre sterkt påvirket av lysforhold og muligheter for overvåkning/deteksjon. 

Figur A-6 viser tre mulige konfigurasjoner av to systemer 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. Dette 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. 

Figur A-5 En barriere består av ett eller flere systemer som utgjør en samlet aksjon i et 

avgrenset område.




Norskehavet 



Dato: 2012-08-22 Side 11 av 17 

MANAGING RISK 

Figur A-6 Illustrasjon av hvordan barriereeffektiviteten varierer med flakets utbredelse og 

konfigurasjon av en barriere bestående av to systemer. 

Ytelsespåvirkende faktorer / egnethet av beredskapsløsninger 

Ytelseskrav til beredskapen kan som vist uttrykkes på et 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 A-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.




Norskehavet 



Dato: 2012-08-22 Side 12 av 17 

MANAGING RISK 

Tabell A-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.




Norskehavet 

Tabell A-1 Eksempel på et barriereskjema 



Dato: 2012-08-22 Side 13 av 17 

MANAGING RISK




Norskehavet 

Tabell A-2 Viktige ytelsespåvirkende faktorer 

Ytelsesmåltall 


(lensetap) 

Ytelsespåvirkende faktorer 

Naturgitte Påvirkbare 



Dato: 2012-08-22 Side 14 av 17 

MANAGING RISK 

Kommentar / relaterte 

parametere 

Bølger, strøm Sammenheng etablert gjennom 

olje-på-vann øvelser. 

Oljens 

egenskaper ved 

tid for opptak 

Lensens dypgang, 

konstruksjon, 

hydrodynamiske egenskaper 

Oppsamlingsenhetens 

effektivitet 

Forvitringsstudier. Bølgeforhold. 

Utstyrsutvikling/testing foretatt. 

Påvirket av oljens egenskaper, 

oljelagets akkumulerte tykkelse 

osv. Se testresultater. 

Slepehastighet, operasjon Erfaring, strømforhold, 

manøvrerbarhet av fartøy. 

Øvelsesnivå. 

Systemkapasitet Oljeopptagerkapasitet Bølger, oljeegenskaper. 

Tid for lossing, dødtid osv. Operasjonelle forhold. Mørke. 

Effektivitet av olje/vann 

separasjon 

Oljeegenskaper, oppsett på fartøy. 

Systemoppsamlingsrate Tilgang på olje Systemeffektivitet Utslippets størrelse, emulgering, 

fordampning, nedblanding, tid 

/lokalitet for opptak. 

Systemkapasitet 

Barriereeffektivitet Antall system 

Konfigurasjon NOFO strategier, øvelser. 

Oljens spredning Oljens egenskaper, vind, bølger. 


”Treffsikkerhet” (hvor stor 

andel som treffer barrieren) 

Barrierekapasitet Systemkapasitet 

Antall systemer 

Barriereoppsamlingsrate Barrierekapasitet 

Barriereeffektivitet 

Tilgang på olje 

Lys, operasjon, overvåkning, 

antall systemer.




Norskehavet 



Dato: 2012-08-22 Side 15 av 17 

MANAGING RISK 

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. 

Barrierekrav 

I Tabell A-3 skisseres det hvordan barrierekrav kan formuleres. Barrierebehov for å etablere en 

komplett barriere 1 fastsettes med utgangspunkt i ytelsen på systemnivå, ytelsen for barrierene og 

de ytelsespåvirkende faktorene. Ved etablering av barriere 2 tar en i tillegg hensyn til effekt av 

barriere 1. Deretter analyseres virkningen av de ulike tiltaksalternativene i barriere 1 og 2 for det 

dimensjonerende scenarioet. I forhold til barriere 3 og 4 er det også fokusert på behov i NOFOs 

eksempelområder. 

Tabell A-3 Formulering av barrierekrav




Norskehavet 

Barriere 1A (Nærsone) 



Dato: 2012-08-22 Side 16 av 17 

MANAGING RISK 

Forutsetning 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. 

Målsetning 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. 

Krav 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 (Nærsone) 

Forutsetning Barriere 1B – Oppsamling i nærsonen til utslippet, men bak barriere 1A. Det antas at denne barrieren 

vil ha en 20 % redusert barriereeffektivitet 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 1A. Det antas et mer oppdelt 

flak og mindre ”oversiktlige forhold” for oppsamling i barriere 1B 

Målsetning Barrierens ambisjon er å danne en ny total barriere for oljeutslippet. Barriere 1B antas å ha samme 

systemeffektivitet som barriere 1A. 

Krav 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 (Nærsone) 

Forutsetning Tilsvarende som forrige barriere, men med ytterligere 20 % reduksjon i oppnåelig barriereeffektivitet 

for hver delbarriere. 

Målsetning Samme som 1B 

Krav Samme som 1B 

Barriere 2 (Mellomsone) 

Forutsetning Barriere 2 innebærer oppsamling nærmere kysten og dimensjoneres på bakgrunn av resultater fra 

oljedriftsberegninger korrigert for oppsamlet olje i barriere 1. 

Øket avstand til kilden vil trolig medføre større tap av olje mellom systemene. Samtidig vil en økt 

oljeviskositet trolig øke systemeffektiviteten. Totalt antas Barriere 2 å ha 50 % redusert 

barriereeffektivitet i forhold til første delbarriere i barriere 1. 

Målsetning 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.




Norskehavet 

Krav En komplett barriere 2 bør oppfylle følgende: 

Ha barrierekapasitet tilsvarende dimensjonerende mengde inn til barrieren 

Barriere 3 (Kystnært) 



Dato: 2012-08-22 Side 17 av 17 

MANAGING RISK 

Ha fleksibilitet og mobilitet som muliggjør hurtig forflytning innenfor forventet influensområde 

Forutsetning Barriere 3 innebærer beskyttelse av kystnære miljøressurser og strand/tidevannsonen. Den 

dimensjoneres på bakgrunn av resultater fra 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 Målsetningen til barrieren er å hindre/redusere olje inn i sårbare områder / stranding i sårbare 

områder. Her kan NOFOS eksempelområder benyttes. 

Krav 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 (Strand) 

Ha tilstrekkelig oppsamlingskapasitet. 

Forutsetning Barriere 4 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 og 3. 

Målsetning 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. 

Krav 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.

VEDLEGG 

2 

GENERELT OM OLJEEGENSKAPER OG FORVITRING

GENERELT OM OLJEEGENSKAPER OG FORVITRING 

Olje gjennomgår ulike forvitringsprosesser etter et utslipp ved at den påvirkes av vind og vær 

mens den sprer seg utover i vannsøylen og på overflaten. Prosessene medfører kjemiske og 

fysiske endringer i oljen, noe som igjen påvirker oljedriften og effektiviteten av ulike metoder 

for å mekanisk fjerne eller kjemisk dispergere oljen fra vannoverflaten. Forvitringsprosessene 

beror i stor grad på de rådende fysiske miljø- og værforholdene, men også på oljens 

sammensetning og tilhørende egenskaper. 

For en leteboring er det viktig å være klar over at oljetypen i reservoaret ikke er kjent, og den 

informasjon som fremkommer i forvitringsstudiet for en referanseolje er derfor av indikativ art. 

Ved et eventuelt utslipp vil strategi og dimensjonering for oljevernberedskapen avhenge av 

faktiske observasjoner og analyser av oljen. 

Flere ulike referanseoljer vil kunne ha egenskaper som er i samsvar med det som ligger til grunn 

for brønndesign og for beregning av utblåsningsrater. I foreliggende rapport er Morvin råolje lagt 

til grunn som referanseolje. Egenskapene til denne oljetypen er beskrevet i 3. 

I dette vedlegget presenteres de viktigste egenskapene hos råolje generelt. 

De viktigste fysiske og kjemiske parameterne 

Tetthet 

Egenvekten, kg/m 3 , er en av de mest sentrale fysiske parameterne for olje. Den har store 

konsekvenser for hvordan oljen beveger seg i sjøen, både i vannsøylen og på overflaten. Lettere 

oljer vil eksempelvis flyte raskere til vannoverflaten gitt en sjøbunnutblåsing samt spre seg som 

en tynnere film over et større areal på overflaten sammenlignet med tyngre oljer. 

Grunnen til at en olje er lett er hovedsakelig at oljen består av hydrokarboner med et lite antall 

karbonatomer. Da mindre og lettere hydrokarboner også er mer ubestandige, så henger oljens 

vekt også direkte sammen med viskositet og flammepunkt, som begge to generelt er lavere jo 

lettere oljen er. 

Tabell 1 angir den statistiske fordelingen av egenvekten for olje på norsk sokkel, basert på 

SINTEF’s database for norske råoljer. 

Tabell 11-1 Statistisk distribusjon av oljetetthet for norske råoljer (NOFO, 2011) 

Egenvekt 

(kg/m 3 ) 

Min. 10-persentilen Gjennomsnitt 90-persentilen Maks. 

745 798 841 882 951 

Viskositet 

Viskositet er et mål på en fluids motstand mot å bevege seg, det vil si hvor tykt- eller 

tyntflytende en væske (eller gass) er. Høy viskositet innebærer en tykk og seig konsistens, og en 

lav viskositet gir tyntflytende væske. Dette har stor betydning ved produksjon og håndtering av 

olje, spesielt når det gjelder hvilke metoder som er best egnet for å håndtere et oljeutslipp.

I oljesammenheng angis viskositet oftest i enheten centipoise (cP). For de fleste råoljer på norsk 

sokkel varierer viskositeten i ferskt tilstand fra mindre enn 10 cP opp til et par tusen cP, mens 

tung og ekstra tung olje normalt har en viskositet fra 2000 cP og opp (i Canadas 

oljesandreservoarer finnes det råolje med viskositet høyere enn 1 000 000 cP). 

Emulsjoner av vann og olje er generelt mer tyktflytende enn den opprinnelige råoljen, og 

viskositeten øker raskt med økende vanninnhold. Dannelsen av emulsjon skjer gjennom 

forvitring på havoverflaten der også fordampning er en betydningsfull prosess. Økt fordampning 

fører til at de tyngre og mer viskøse stoffene blir igjen i oljen. Med sterkere vind øker 

emulgeringsprosessen, hvilket altså gir en høyre viskositet, men hvis vindstyrken blir veldig 

sterk og passerer en viss grense vil de fleste oljer synke ned i vannsøylen. 

Når emulsjonen vel er dannet så vil den bli mer tyktflytende om vannforholdene er rolige eller 

hvis den ender opp på land. Slike forhold kan føre til at en emulsjon blir et semi-solid materiale. 

Viskositet er også sterkt temperaturavhengig, og jo lavere temperatur desto lavere viskositet. 

I tilknytning til oljevernberedskap er en viskositet på 1000 cP generelt ansett som en nedre 

grense for effektiv mekanisk oppsamling av olje med standardisert utstyr (lense og 

overløpsskimmer). Lavere viskositet vil resultere i at oljen beveger seg under oljelensene, og det 

blir dermed ikke mulig å etablere et tilstrekkelig tykt oljelag i lensen for at skimmeren skal 

fungere effektivt. Hvis oljen har en viskositet under 1000 cP så kan, avhengig av andre 

miljømessige faktorer, kjemisk dispergering være en bedre løsning. Den øvre grensen for 

mekanisk oppsamling er svært avhengig av utstyret, hvilken type av skimmer som brukes etc., 

men ved 20 000 cP vil normalt oppsamlingseffektiviteten bli redusert på grunn av at oljen ikke 

vil flyte fritt inn og gjennom den mekaniske oppsamlingsprosessen. En tommelfingerregel tilsier 

at man bytter ut vanlig overløpsskimmer med Hi-Wax/Hi-Wisc skimmer ved oljeemulsjon som 

overstiger 10 000 cP. 

Flammepunkt 

Flammepunktet er den laveste temperatur hvor gass eller damp fra en olje vil antennes. Dette 

punktet indikerer faren for brann og eksplosjon ved håndtering av oljen, ikke minst i 

sammenheng med oppsamlingsoperasjoner ved oljesøl. De fleste ferske råoljer har et lavt 

flammepunkt på mellom -40 °C og 30 °C, men naturlige forvitringsprosesser som fordamping og 

emulgering øker etter hvert flammepunktet. Den største faren for brann og eksplosjon er altså i 

begynnelsen av et oljesøl. Det samme gjelder for stille, varmt vær, da fordampningen blir stor og 

mye olje og kondensat samles på havoverflaten. Når olje fra en utblåsning ender opp i vannet vil 

oljen raskt bli kjølt ned til samme temperatur som vannet omkring. Det er altså utslipp av oljer 

som har flammepunkt lavere enn vanntemperaturen som innebærer størst risiko. 

Som et sikkerhetstiltak mot brann- og eksplosjonsrisiko har mange skip som brukes ved 

mekanisk oppsamling en nedre flammepunktsgrense på 60 °C for at oljen skal kunne lagres 

sikkert ombord. Sammen med den direkte brann- og eksplosjonsrisikoen av olje og gass på 

havoverflaten er dette en veldig begrensende faktor for oppsamling de første timene etter et 

oljespill. Til sammen kan dette påvirke hvilken avstand fra kilden barriere 1 kan operere i. 

Stivnepunkt 

Temperaturen når en olje slutter å flyte ved kjøling i et laboratorium under stille forhold kalles 

stivnepunktet, dvs. den temperaturen hvor viskositeten når en øvre grense. Ferske råoljer med

høyt voksinnhold har et stivnepunkt på typisk 30 °C, for lavviskøse oljer kan stivnepunktet være 

-40 °C. 

Destillasjonskurve (True Boiling Point curve- TBP) 

For å få frem en destillasjonskurve måles damptemperatur som en funksjon av destillert 

oljemengde. Molekyler bestående av komponenter med lav vekt har et høyt damptrykk, og 

dermed lavere kokepunkt, sammenlignet med liknende molekyler med høyre vekt. En 

destillasjonskurve vil derfor si mye om distribusjonen av ulike komponenter i en olje, og 

hvordan fordampningen av oljen vil være i tilfelle et utslipp. 

Oljefilmtykkelse 

Oljetykkelsen på overflaten er av stor betydning ved mekanisk opptak. Oljefilm med en tykkelse 

under 0,2 mm anses ikke egnet for mekanisk opptak da den ikke forventes å danne emulsjon og 

dermed unnslipper oljen under lensen. Ifølge NOFOs retningslinjer og effektivitetsberegninger 

på et standardisert NOFO-system så vil en oljefilmtykkelse under 0,7 mm være en begrensende 

faktor ved mekanisk opptak, selv med lenser og opptaker spesielt egnet for tynne oljefilmer vil 

opptaket være redusert (NOFO, 2007). Generelt har mekaniske systemer en veldig lav eller null 

effektivitet ved oljefilmtykkelser under 0,1 mm (Fiskeri- og kystdepartementet, 2012), og denne 

tykkelsen er satt som nedre grense ved modellering av mekanisk oljeopptak og kjemisk 

dispergering i OSCAR (se Seksjon 7.2). 

Generelt vil en olje med lav tetthet og lav viskositet spre seg mer utover vannoverflaten, og 

dermed danne en tynnere oljefilm. I tillegg til oljens fysiske og kjemiske egenskaper påvirkes 

oljefilmtykkelsen av utslippspunktet ettersom undervannsutblåsninger og -lekkasjer typisk vil 

danne en tynnere oljefilm på overflaten sammenlignet med et overflateutslipp. 

Nært kysten er det normalt at oljen forekommer som spredte flak på sjøen. Egenskapene til hvert 

flak er avhengige av oljetype, drivtid og miljø- og værforhold, men normalt vil oljeemulsjon kun 

utgjøre en veldig liten andel av totalt flakareal. En tommelfingerregel er at 90 % av oljen i et 

oljeflak er konsentrert til 10 % av flakets areal, hvilket betyr at oljefilmen lokalisert utenfor 10 % 

arealet vil være relativt tynn (Fiskeri- og kystdepartementet, 2005). 

Forvitring og oljedrift 

Fordampning, vann-i-olje emulgering, olje-i-vann dispersjon og frigjøring av oljekomponenter i 

vannsøylen, spredning, sedimentasjon, oksidasjon og biologisk nedbrytning er naturlige 

prosesser som settes i gang når oljen kommer i kontakt med vann. Prosessene kan studeres både i 

laboratorium og i felt hvor hensikten er å få fram tilstrekkelig informasjon for å kunne gjøre 

prediksjoner om hvordan oljen vil oppføre seg over tid i ulike forhold. I Norge er det 

forskningsstiftelsen SINTEF som foretar denne typen arbeid og de har en detaljert database hvor 

forvitringsegenskaper til både norske og utenlandske råoljer er kartlagt. Forvitringsstudier danner 

grunnlaget for å anslå oljeegenskaper som må spesifiseres ved beregninger av nominelle NOFOsystembehov 

samt ved modellering av oljedrift og -opptak i OSCAR. 

Hvordan oljen forvitrer og oppfører seg på sjøen er av stor betydning for hvilke konsekvenser et 

oljeutslipp vil få for miljøet, samt hvilken strategi som er best egnet for opptak av oljen. En lett 

olje med høy fordampning og lav evne til å danne emulsjon vil for eksempel resultere i en 

mindre risiko for at olje skal nå kyst og strand. Figur B-11-1 illustrerer den relative betydningen 

av de ulike oljedrifts- og forvitringsprosessene over tid.

Figur B-11-1 Relativ betydning av ulike oljedrifts- og forvitringsprosesser over tid 

(SINTEF2011/ revidert). 

Vann-i-olje emulgering 

En av de viktigste forvitringsprosessene når det gjelder oljevern er vann-i-olje emulgering. Oljen 

vil etter hvert ta opp vann, noe som fører til at oljens egenskaper forandres. Eksempelvis vil 

emulsjon med et vanninnhold på 80 % øke volumet 3-4 ganger i forhold til vannfri olje. I tillegg 

til selve volumøkningen av forurenset materiale er det også viktig å ta i betrakting 

lagringskapasiteten i tilknytning til opprydning. 

Vann-i-olje emulgering er mer stabil og holder seg i større grad på overflaten enn den 

opprinnelige oljen. Dette betyr at den kan være godt egnet for mekanisk opptak (så lenge den 

normalt økende viskositeten ikke blir problematisk), men samtidig kan vann-i-olje-emulsjon få 

alvorligere miljøkonsekvenser for dyr på overflaten samt i strandområder da stabiliteten og 

evnen til og holde seg på overflaten øker risikoen for at oljen vil nå land. En annen konsekvens 

av vann-i-olje emulgering er at den vil bremse eller stanse fordampning og naturlig dispergering. 

Det maksimale vannopptaket beror fremfor alt på oljens kjemiske egenskaper, men for at en 

emulsjon skal dannes kreves en minste tilførsel av energi i form av brytende bølger. Dette skjer 

ved en vindstyrke på 5 m/s, og emulgeringsraten øker normalt med økende vindstyrke, men hvis 

vindstyrken blir veldig sterk og passerer en viss grense vil oljen synke ned i vannsøylen.

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

Beredskapsanalyse - Klima

Create successful ePaper yourself

Delete template?

Save as template?