Brønn: 7121/1-2 S. Søknad om tillatelse etter forurensningsloven for boring av brønn 7121/1-2 S på PL 767 PL 767. Rigg: Leiv Eiriksson

Transkript

1 Søknad om tillatelse etter forurensningsloven for boring av brønn på Brønn: Rigg: Leiv Eiriksson Juli 28 Document number:

2 brønn i Title: Document no. Document date Version no. Document status Lundin Norway AS Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for boring av brønn i Well Final Authors: Name: Signature: Astrid Pedersen, Environmental Advisor Verified: Name: Signature: Axel Kelley, Environmental Advisor Approved: Name: Signature: Geir Smaaskjær, Drilling Operations Manager

3 brønn i Innholdsfortegnelse Innholdsfortegnelse Sammendrag Forkortelser og definisjoner Innledning Rammer for aktiviteten Aktivitetsbeskrivelse Generelt om aktiviteten Boreplan Boreprogram Boring av brønn Opsjon sidesteg Formasjonstest Formålet med formasjonstesten Beskrivelse av utstyret for formasjonstesten Tiltak for å minimere utslipp og sikre optimal forbrenning Barrierer for å hindre oljesøl under formasjonstesten Utslipp til sjø Vurdering av kjemikalier og utslipp Forbruk og utslipp av kjemikalier Borekjemikalier Sementeringskjemikalier Riggkjemikalier Borekaks Oljeholdig vann og sanitærvann Kjemikalier i lukket system Oversikt over beredskapskjemikalier Utslipp til luft Utslipp fra kraftgenerering Utslipp fra brønntesting Avfall Operasjonelle miljøvurderinger Naturressurser i influensområdet Kartlegging av svamp i brønnens nærområde Valg av borelokasjon Strategi for håndtering av kaks Vurdering av dynamisk posisjonering versus oppankring av boreriggen Effekt på sårbar bunnfauna ved oppankring Utslipp til luft ved oppankring og DP Operasjonell risiko Valgt løsning for posisjonering av riggen Miljøvurdering av utslippene under boreoperasjonen... 41

4 brønn i 8.7 Miljøvurdering av operasjonelle utslipp under en eventuell formasjonstest Kvantifisering av sot- og oljenedfall Miljøkonsekvenser av sot og oljenedfall Miljørisiko Etablering og bruk av akseptkriterier Inngangsdata for analysene Metode for miljørettet risikoanalyse Lokasjon og tidsperiode Oljens egenskaper Definerte fare og ulykkessituasjoner Drift og spredning av olje Naturressurser inkludert i miljørisikoanalysen Miljørisiko knyttet til aktiviteten Beredskap mot akutt forurensning Krav til oljevernberedskap Analyse av dimensjoneringsbehov Foreslått beredskap for deteksjon og overvåkning av utslipp Forslag til beredskap mot akutt forurensning Utslipps- og risikoreduserende tiltak Referanseliste Vedlegg Oppsummering av forbruk og utslipp av kjemikalier Planlagt forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier Planlagt forbruk og utslipp av sementeringskjemikalier Planlagt forbruk og utslipp av riggkjemikalier Beredskapskjemikalier... 72

5 brønn i 1 Sammendrag I henhold til aktivitetsforskriften 66 og forurensningsforskriften kapittel 36, søker Lundin Norway AS (LNAS) om tillatelse etter forurensningsloven vedrørende boring og tilbakeplugging av letebrønn i, samt opsjon for sidesteg og formasjonstesting. Brønnen skal bores med boreriggen Leiv Eiriksson. Tidligste oppstart av boreoperasjonen er desember 28. Foreliggende søknad gir en oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier planlagt benyttet under operasjonen, samt utslipp til luft, miljørisiko og foreslått oljevernberedskap for operasjonen. Kjemikalieforbruket inkluderer en opsjon for sidesteg og inntil to formasjonstester. Det er ikke planlagt utslipp av røde eller sorte bore- og brønnkjemikalier til sjø under aktiviteten og det er ikke planlagt for bruk av oljebasert borevæske. Samtlige bore- og riggkjemikalier som benyttes er i kategori grønn eller gul ihht. Aktivitetsforskriften 63, og det er ingen Y2 kjemikalier i borevæsken foruten ett beredskapskjemikalie. Kaks med vedheng av vannbasert borevæske vil slippes til sjø. Det vil ikke forekomme utslipp av annet enn gule og grønne kjemikalier til sjø fra boreoperasjonen. En oversikt over omsøkte mengder grønne og gule kjemikalier er vist i Tabell 1-1. Tabell 1-1. Estimert forbruk og utslipp til sjø av kjemikalier (målt som stoff) knyttet til boring, formasjonstesting og tilbakeplugging av brønn, inkludert opsjon for sidesteg. Forbruk (tonn) Utslipp (tonn) Aktivitet Gult stoff Gult stoff Grønt stoff Grønt stoff Gul/ Y1 Gul/ Y2 Gul/ Y1 Gul/ Y2 Boring og P&A av hovedbrønn ,2 Formasjonstest (opsjon) ,0 Boring og P&A av sidesteg (opsjon) ,0 Totalt ,2 Utslipp til luft kommer fra kraftgenerering om bord på riggen samt i forbindelse med formasjonstesten. En oversikt over omsøkte utslipp til luft er vist i Tabell 1-2. Tabell 1-2. Estimerte utslipp til luft knyttet til boring av hovedbrønn og sidesteg (opsjon) samt inntil to formasjonstester (opsjoner) av for brønn. Aktivitet Kraftgenerering for hovedbrønn Kraftgenerering for sidesteg (opsjon) Kraftgenerering under formasjonstesting (opsjon) Forbrenning under formasjonstesting (opsjon) Varighet (døgn) Forbruk av diesel (tonn) Utslipp i tonn CO2 NOX nmvoc SOX CH ,3 2, , ,8 1, ,4 0,09 Totale utslipp ,9 0,09

6 brønn i Brønnen er lokalisert sentralt i Troms I, avstanden til land er ca. 121 km (Bondøya nord for Sørøya). Vanndypet på lokasjonen er 315±1 m og sjøbunnen består hovedsakelig av leire med varierende innhold av sand og grus med spredt forekomst av mindre stein (cobbles). Blokken der det skal bores er ikke underlagt noen fiskeri- eller miljøvilkår som begrenser aktiviteten. Det er gjennomført en detaljert borestedsundersøkelse rundt brønn. Denne avdekket til dels høy forekomst av svamp. Det er ikke identifisert ytterligere sårbare bunnorganismer i området. Svampsamfunnet i området er hensyntatt ved vurdering av borelokasjon og denne er flyttet til et område med mindre tetthet av svamp enn opprinnelig planlagt. Utslipp av borekaks fra den nye borelokasjonen forventes å ha en lokal effekt på maksimum 100 m fra utslippspunktet og antas derfor å gi minimal påvirkning av bunnhabitatet i området (se kapittel 8.4). Det er gjennomført en miljørettet risiko- og beredskapsanalyse for prøveutvinningen av brønn 7121/1-2 S. Miljørisikoanalysen for brønn konkluderer med at pelagisk sjøfugl er utsatt for høyest miljørisiko. Høyeste miljørisiko for aktiviteten utgjør 34 % av akseptkriteriet for alvorlig miljøskade, for lunde i sommersesongen. Risikoen for øvrig sjøfugl, marine pattedyr, fisk og strandhabitat er vesentlig lavere. Beregningene i beredskapsanalysen gir behov for maksimalt 6 NOFO-systemer for å håndtere tilflyt av olje til barriere 1a og 1b. Første system vil være på plass innen 2 timer, og fullt utbygget barriere vil være på plass innen 55 timer.

7 brønn i 2 Forkortelser og definisjoner BOP Blowout preventor IR kamera Infrarødt kamera HOCNF Harmonized Offshore Chemicals Notification Format - økotoksikologisk dokumentasjon for kjemikalier til bruk i offshorebransjen Lisens Utvinningstillatelse. Lisens er i denne sammenheng synonymt med utvinningstillatelse. MD Målt dybde MIRA Metode for miljørettet risikoanalyse (OLF, 2007) MEG Monoetylenglykol MSL Mean sea level gjennomsnittlig havnivå OLF Oljeindustriens landsforening (nytt navn Norsk olje og gass, NOROG) NOFO Norsk Oljevernforening for Operatørselskap NORSOK-standard Industristandarder for operasjoner på norsk sokkel NOROG Norsk olje og gass P&A Plug and abandonment PL Utvinningstillatelse (Production License). RKB Rotary kelly bushing - mål for posisjon på boredekk RMR Riserless mud recovery ROV Remotely Operated Vehicle SAR Search And Rescue - redningstjeneste SEAPOP «Seabird populations» er et landsdekkende program for overvåking av sjøfugl langs hele kysten av Norge og i tilstøtende havområder SVO Særlig Verdifulle Områder TD Totalt dyp TVD Totalt vertikalt dyp TVD RKB Totalt vertikalt dyp under boredekk VØK Verdsatt Økosystem Komponent

8 brønn i 3 Innledning I henhold til aktivitetsforskriften 66 og forurensningsforskriften kapittel 36, søker Lundin Norway AS (LNAS) om tillatelse etter forurensningsloven til boring, formasjonstesting og tilbakeplugging av brønn i utvinningstillatelse (heretter PL) 767. Brønnen skal bores med boreriggen Leiv Eiriksson. 3.1 Rammer for aktiviteten er lokalisert i region Troms I sentralt i Barentshavet (Figur 3-1). Lisensen er ikke underlagt noen boretidsbegrensninger eller andre spesielle krav for Barentshavet, som beskrevet i Stortingsmelding 10 (20-11) "Oppdatering av forvaltningsplanen for det marine miljø i Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten" (Miljøverndepartementet, 21). Lisensen ligger ca. 55 km nord for SVO «Tromsøflaket» og 135 km øst for SVO «Eggakanten» som er underlagt særskilte betingelser med hensyn til miljøovervåkning og særskilte krav om å unngå skade på sårbare områder (Miljøverndepartementet, 21). Brønnen ligger ca. 85 km nord for SVO «Kystbeltet langs Finnmarkskysten». Figur 3-1. Oversikt over brønnlokasjon for brønn.

9 brønn i 4 Aktivitetsbeskrivelse 4.1 Generelt om aktiviteten Letebrønnen er lokalisert i i region Troms I, den nordlige delen av Hammerfestbassenget i Barentshavet. Avstanden til land er ca. 121 km (Bondøya nord for Sørøya). Vanndypet på lokasjonen er 315±1 m og sjøbunnen består hovedsakelig av leire med varierende innhold av sand og grus med spredt forekomst av mindre stein (cobbles). Formålet med letebrønnen er å teste reservoaregenskapene og hydrokarbonpotensialet i to sandstensreservoarer, ett i 12 ¼" seksjonen og ett i 8 ½" seksjonen. Begge prospektene forventes å inneholde olje, men reservoaret i 12 ¼" seksjonen forventes i tillegg å ha en gasskappe. Basert på brønnresultatet vil boring av et sidesteg vurderes. Både hovedbrønnen og et eventuelt sidesteg vil bore gjennom begge prospektene. Begge reservoarseksjonene vil bli vurdert for formasjonstest. Hvorvidt disse vil bli foretatt i hovedbrønnen eller sidesteget, eller om det foretas en formasjonstest i hver brønnbane, vil avhenge av brønnresultatene. Formålet med formasjonstestene vil være å undersøke produksjonsegenskapene til reservoarene. Borevæsken som benyttes ved boring av reservoarseksjonene vil tilsettes et radioaktivt sporstoff (tritium). Søknad om tillatelse til forbruk og utslipp av radioaktive komponenter (tritium) i forbindelse med boring av brønn er sendt inn til Statens Strålevern parallelt med foreliggende søknad (Lundin Norway AS, 28). Basisinformasjon for brønn er vist i Tabell 4-1.

10 brønn i Tabell 4-1. Generell informasjon om letebrønn / 7220/11-T-5 S. Parameter Brønnidentitet Verdi Utvinningstillatelse Organisasjonsnummer for Lengde/breddegrad 21 07' 30.53" E 71 47' 38.40" N UTM koordinater (ED 1950, UTM Zone 34 Central Median 21º east) m m Vanndyp Avstand til land Planlagt boredyp Varighet på boreoperasjonen: - Hovedbrønn, inkludert tilbakeplugging - Sidesteg (opsjon), inkludert tilbakeplugging - Formasjonstest i 8½" seksjonen (i hovedbrønn eller sidesteg) - Formasjonstest i 6" seksjonen (i hovedbrønn eller sidesteg) 315 ± 1 m MSL ca. 121 km (Bondøya nord for Sørøya) 3341 m TVD RKB m MD RKB 60 dager 28 dager 16 dager 16 dager 4.2 Boreplan Boreoperasjonen er planlagt gjennomført med den halvt nedsenkede flyteriggen Leiv Eiriksson. Riggen er drevet av Ocean Rig. Tidligst forventede oppstart er i desember 28. Brønnen vil permanent plugges og forlates etter endt operasjon. Brønn skal bores ned til maksimalt dyp på 3355 m MD/ 3341 TVD RKB. En skisse av brønnen er vist i Figur 4-1. Estimert varighet for boring av hovedbrønnen er 60 dager. Dette inkluderer boring til TD samt tilbakeplugging. Estimert varighet for boreaktiviteten, inkludert opsjonene for sidesteg og to formasjonstester, er ca. 120 dager.

11 brønn i Figur 4-1. Brønnskisse for brønn.

12 brønn i 4.3 Boreprogram Et boreprogram for brønnen vil bli sendt Petroleumstilsynet som vedlegg til samtykkesøknaden. En kort beskrivelse av brønnseksjonene er gitt her Boring av brønn 36 x 42" hullseksjon Et 36 x 42" hull bores fra sjøbunn (340 m RKB) til 406 m RKB. Hullet bores med sjøvann og renses periodevis med høyviskøse bentonittpiller. Etter boring til planlagt dyp (TD) fortrenges hullet med 1.35 s.g. fortrengningsvæske. Lederøret (30" x 36") installeres og støpes med sement. Borekaks og overskytende sement slippes ut ved sjøbunn. 9 7 /8 pilothull Et 9 7 /8" pilothull bores fra 30" lederør sko på 406 m til ca. 806 m MD. Riserless mud recovery (RMR) vil bli benyttes for denne seksjonen. Hullet bores med 1.35 s.g. KCL/polymer vannbasert borevæske med retur til riggen. Borekaks med vedheng av borevæske separeres fra borevæsken på riggen og slippes til sjø. 26 seksjon Pilothullet åpnes opp til 26 hull fra 30" lederør sko på 406 m ned til ca. 806 m MD. RMR vil benyttes for denne seksjonen. Hullet bores med 1.35 s.g. KCL/polymer vannbasert borevæske med retur til riggen. Borekaks med vedheng av borevæske separeres fra borevæsken på riggen og slippes til sjø. Overflaterør (20") installeres fra sjøbunn ned til 800 m MD og støpes med sement. Etter installering av overflaterøret installeres BOP på brønnhodet og stigerør monteres fra BOP opp til riggen. 17 ½ seksjon 17 ½ seksjonen bores fra 800 m MD/TVD til 1906 m MD/1892 m TVD med 1.20 s.g. vannbasert borevæske med retur til riggen. Borekaks med vedheng av borevæske separeres fra borevæsken og slippes ut til sjø. Etter fullføring av seksjonen installeres 13 ⅜ forlengelsesrør og støpes med sement. 12 ¼ seksjon 12 ¼ seksjonen bores fra 1906 m MD til 2677 m MD/2663 m TVD RKB med 1.22 s.g. vannbasert borevæske med retur til riggen. Borekaks med vedheng av borevæske separeres fra borevæsken og slippes ut til sjø. Etter fullføring av seksjonen installeres 9 5/8 forlengelsesrør og støpes med sement. 8 ½ seksjon 8 ½ seksjonen bores fra 2677 m MD RKB til 3355 m MD/3341 m TVD RKB med s.g. vannbasert borevæske. Borevæsken sirkuleres i retur til riggen, hvor borekaks med vedheng av borevæske separeres og slippes ut til sjø. Hvis det besluttes å utføre en brønntest, vil et 7" forlengelsesrør installeres i brønnen. Forlengelsesrøret installeres og støpes med sement.

13 brønn i P&A Den nederste reservoarseksjonen blir plugget med sement i sin helhet inn i foregående 9 5/8" forlengelsesrør. Deretter installeres en mekanisk plugg i overgangene mellom 9 5/8" forlengelsesrør og 13 5/8" foringsrør, hvorpå barriereplugger sementeres på dette nivået. Så blir 13 5/8" foringsrøret kuttet og trukket i åpent hull under 20" sko. Det vil deretter bli installert en mekanisk plugg inne i 20" overflaterør og barriereplugg sementeres på dette nivået. Dersom det velges å bores et sidesteg vil en sement plugg blir installert i den åpne seksjonen som støtte for å bore brønnløp ut i ønsket retning, en såkalt Kick-off Plug. Overskudd av spacer og sement fra brønnen blir sluppet til sjø for alle seksjoner med vannbasert borevæsker Opsjon sidesteg 17 ½ seksjon 17 ½ seksjonen bores fra 800 m MD/TVD til 2306 m MD/1892 m TVD med 1.20 s.g. vannbasert borevæske med retur til riggen. Borekaks med vedheng av borevæske separeres fra borevæsken og slippes ut til sjø. Etter fullføring av seksjonen installeres 13 ⅜ forlengelsesrør og støpes med sement. 12 ¼ seksjon 12 ¼ seksjonen bores fra 2306 m MD til 3506 m MD/2663 m TVD RKB med 1.22 s.g. vannbasert borevæske med retur til riggen. Borekaks med vedheng av borevæske separeres fra borevæsken og slippes ut til sjø. Etter fullføring av seksjonen installeres og støpes et 9 5/8 forlengelsesrør. 8 ½ seksjon 8 ½ seksjonen bores fra 3506 m MD RKB til 4570 m MD/3341 m TVD RKB med s.g. vannbasert borevæske. Borevæsken sirkuleres i retur til riggen, hvor borekaks med vedheng av borevæske separeres og slippes ut til sjø. Hvis det besluttes å utføre en brønntest, vil et 7" forlengelsesrør installeres og støpes med sement. P&A 8 1/2" seksjonen blir plugget med sement i sin helhet inn i foregående 9 5/8" forlengelsesrør. Det vil deretter bli installert mekanisk plugg i overgangene mellom 9 5/8" forlengelsesrør og 13 5/8" foringsrør, barriereplugger sementeres på dette nivået. Så blir 13 5/8" foringsrøret kuttet og trukket i åpent hull under 20" sko. Det vil deretter bli installert en mekanisk plugg inne i 20" overflaterør og barriereplugg sementeres på dette nivået. Overskudd av spacer og sement fra brønnen blir sluppet til sjø for alle seksjoner med vannbasert borevæsker. 4.4 Formasjonstest Formålet med formasjonstesten Den planlagte aktiviteten inkluderer to formasjonstester. Hvorvidt de gjennomføres vil avhenge av resultatene fra kjerneprøver, kabellogging og væskeprøver. Testene vil enten gjennomføres i

14 brønn i hovedbrønnen eller i sidesteget, eller en test i hver brønnbane. Formål med formasjonstestene vil være å bestemme reservoarenes produksjonsegenskaper. En formasjonstest kan være avgjørende for antall borede brønner og aktivitetsnivået både i letefasen og avgrensningsfasen. Det poengteres at de dynamiske data som ble generert som følge av formasjonstestene på Edvard Grieg-feltet (16/1-10, 16/1-8 og 16/1-15) og på Johan Sverdrup-feltet (16/2-6, 16/3-4 og 16/2-11) var av avgjørende betydning for forståelsen av reservoarenes utstrekning og produksjonsegenskaper. Resultatene fra testene beviste kommersiell brønn-produktivitet i disse reservoarene. Feltene ville trolig ikke blitt erklært kommersielle uten formasjonstestene som ble gjennomført i lete- og avgrensningsfasen. En formasjonstest vil også i flere tilfeller kunne spare lisenser for avgrensningsbrønner. Formasjonstesten på 16/3-4 kombinert med 16/2-6 testen på Johan Sverdrup-feltet sparte minst én brønn ved at de viste at reservoarsanden her stod i kommunikasjon med hverandre Beskrivelse av utstyret for formasjonstesten Hensikten med en formasjonstest er å måle strømningsegenskapene til en hydrokarbonforekomst. Figur 4-5 viser et generisk formasjonstestanlegg. Valg av komponentene i testutstyret er i henhold til prinsippene for beste tilgjengelige teknikk (BAT). Beskrivelsen av hovedkomponentene er gitt nedenfor. De viktigste komponentene i anlegget er også beskrevet i Tabell 4-3. Figur 4-5. Generisk testanlegg. Hvite tekstbokser viser prosesskomponenter, gule viser målepunktene og rosa viser hvor forbrenningen foregår. Brønnstrømmen kommer til overflaten via produksjonsrøret i brønnen, som er koblet til overflatetesttreet på boredekket. Testtreet er utstyrt med sikkerhetsventiler. Fra testtreet blir brønnstrømmen koblet fra høytrykkslinjen til testområdet via armerte, fleksible slanger. Høytrykkslinjen fra boredekket går via en nødavstengningsventil til strupeventilen (choke-

15 brønn i manifolden) ved testanlegget. På strupeventilen kontrolleres åpningen på ventilen og derved strømningsraten. Væskestrømmen går fra strupeventilen via en varmeveksler til test-separatoren. Varmeveksleren justerer temperaturen på brønnstrømmen til ønsket nivå for å oppnå effektiv separasjon av hydrokarbonfasene og vann. I separatoren skilles olje, gass og eventuelt vann. Gassen går til høytrykks-fakkel på brennerbommen. Oljen går til brennerhodet på brennerbommen, mens vann samles i en lagertank. For å sikre best mulig forbrenning ved gjennomføring av testingen vil det bli benyttet oljebrenner av typen Environmentally Distinctive Burner. Denne brenneren anses for å være den beste tilgjengelige på markedet, med høy effektivitet og god forbrenning. Oljemålerne kalibreres under testen ved hjelp av en kalibreringstank. Denne etablerer en korreksjonsfaktor for bestemmelse av strømningsratene av olje under testen. Korreksjonsfaktoren benyttes for å få strømningsratene fra brønnen så korrekt som mulig. I tillegg til selve prosessutstyret brukes det også atmosfæriske lagertanker for å lagre vann og annen væske som ikke kan brennes. Volumet på lagertankene vurderes for hver enkelt jobb. Disse tankene har hjelpepumper koblet opp for væskeoverføring til transporttanker som frakter væsken til land Figur 4-6. Et typisk testanlegg om bord på riggen. Beskyttelsesburet rundt anlegget benyttes for å beskytte anlegget mot kollisjoner og kranløftuhell.

16 brønn i Tabell 4-2. Beskrivelse av hovedkomponentene i anlegget for formasjonstesten. Testtre Del av primærbarrieren i brønnen. Lokalisert på boredekk Dette er et ventiltre som monteres direkte på produksjonsrøret i brønnen. Treet kan variere i størrelse, alt etter størrelsen på produksjonsrøret. Testtreet har sikkerhetsventiler som kan stenge ned brønnen. Choke-manifold Lokalisert i brønntest-området Dette er en manifold med blokkeringsventiler og faste (utbyttbar) og justerbar strupeventil. Det er på denne enheten at brønnstrømmen reguleres. Varmeveksler Lokalisert i brønntest-området Hensikten med varmeveksleren er å kunne justere separator-temperaturen. De fleste gangene trenger vi oppvarming, men i noen tilfeller er det snakk om kjøling. Målet er å ha en optimal temperatur i separatoren for best mulig separasjon. Størrelsen på varmevekslerene varierer mye, alt etter energibehovet for å oppnå ønsket temperatur i separatoren. I de fleste tilfellene er det en enkelt varmeveksler som trengs, enten som en løs prosesskomponent montert inne i en modulærpakke modul (øverste bilde), eller i egen løfteramme (bildet i midten). De doble varmevekslerne (nederst) er normalt kun i bruk på høyrate jobber. Test-separator Lokalisert i brønntest-området I test-separatoren separeres olje, gass og eventuelt vann fra hverandre. Dette ved hjelp av gravitasjonsseparering. Separatoren inneholder bølgedempere, gass-utskillere, innløpsanordninger, overløpsplater, etc. Eksternt har enheten gass- og væskemålere, pluss normalt en enhet for å måle oljevolum-krymping. Kalibreringstank Lokalisert i brønntest-området Dette er en tank med kalibrert volum som brukes til å verifisere oljemålerne på testseparatoren under operasjon. Korreksjonsfaktorene benyttes direkte i målerapportene fra jobbene for å få best mulig målenøyaktighet under jobbene. Tanken finnes i to hovedtyper, enkelt kammer, og dobbeltkammer. (Venstre bilde viser tank med enkelt kammer, mens høyre bilde viser tank med to kamre). Bruken av enkelt- eller dobbeltkammer avhenger av brønnen sin beskaffenhet og operatørselskap preferanse.

17 brønn i Pumpe Lokalisert i brønntest-området Hovedpumpen brukes til å pumpe kalibreringstanken tom. Pumpen pumper normalt oljen til brennerhodene på brennerbommen. Pumpen har også mulighet for å pumpe oljen til lager- og transporttanker hvis behov for dette. Pumpestørrelsen varierer en del, alt avhengig av hvordan en aktuell brønn forventes å oppføre seg. Men, alle pumpene er av sentrifugal type, har girboks og elektromotor. Brennerbom 2 stk. lokalisert på begge sider av riggen. Brennerbommen benyttes til å montere oljebrennerne på, samt rigg-kjøleutstyr ved behov. I tillegg har bommen gass flare linjer (2 stk). Brenner-bommene er typisk ca. 25 meter lange og kan håndtere en vekt på kg ytterst (rigg spesifikt). Bildet til venstre viser brennerbomtuppen. Brennerbommene har normalt følgende linjer; oljelinje, høytrykksgass, lavtrykksgass, kjølevann, luft og på en del rigger en ekstra linje for sirkulering av olje til tank etter en jobb. Brennerhode Lokalisert på brennerbom (et på hver bom) Hovedbrenneren har vært brukt i Norge siden introduksjonen i Ca. 80% av aller jobbene i Norge siden den gang har blitt utført med denne brenneren i bruk. Brenneren er testet av tredjepart i USA og de omfattende dataene fra denne testen er brukt indirekte som basis for utslippsfaktorene som ligger i Norsk Olje og Gass sine retningslinjer. Bildet viser brenneren med transportrammen på. Den fjernes ved installering. Høytrykks-gass fakkel Lokalisert på brennerbom (en på hver bom) Selve høytrykks-fakkelen er normalt en del av det faste utstyret på en rigg, men i noen tilfeller leveres spesial-fakkel tupper fra leverandøren av utstyret for formasjonstesten. (ref. bilde) Alle høytrykks-faklene er av høyhastighets- eller supersonisk- type (mao. høyeffektive) Atmosfærisk lagertank Lokalisert i brønntest-området, eller i eget lagertankområde Lagertank for væske som ikke kan brennes. Antall tanker varierer fra jobb til jobb, alt etter behov. Væske innholdet blir pumpet over på små transporttanker for transport til lands. Tankene inneholde spylesystemer for å fjerne bunnsedimenter. Hjelpepumpe Lokalisert i brønntest-området, eller i eget lagertankområde Brukes til å overføre væske mellom lagertanker, og fra lagertank til transporttank. Denne typen pumper er alltid av membrantype, som tåler eksponering av urene væsker.

18 brønn i Lavtrykks væskeutskiller (knock-out pot) Valgfritt utstyr, lokalisert nedstrøms kalibreringstank. Benyttes som ekstra sikringstiltak mot mindre væskemengder som kan følge med gassen fra kalibreringstanken til lavtrykks-gass flare på brennerbommen, hvis oljen kan danne skum som nivåkontrollen på kalibreringstanken ikke kan fange opp. Lavtrykks væskeutskilleren skal normalt alltid være tørr innvendig. Hvis væske kommer ut av gassutløpet på kalibreringstanken vil en nivåbryter som sitter i bunnen av væskeutskilleren gi signal om overfylling av kalibreringstanken, slik at korrektivt tiltak kan iverksettes, eller anlegget stenges ned. Volumet i væskeutskilleren er tilpasset tiden det tar å stenge ned brønnen, slik at ingenting går til sjøen hvis overfylling skjer. Høytrykks olje-i-gass nivåkontroll Valgfritt utstyr, lokalisert nedstrøms gassutløpet på separatoren. Benyttes som ekstra sikring mot mindre væskemengder som kan følge med gassen fra separatoren til høytrykks-gass flare på brennerbommen, i tilfeller hvor oljen danner skum, eller store bølgebevegelser i riggen gir nivåkontroll-problemer. Utstyret egner seg best til tilfeller med relativt lave gass rater fra separatoren (som oftest vil være mest kritiske). Dette er nyutviklet utstyr som fremdeles er under utprøving offshore Tiltak for å minimere utslipp og sikre optimal forbrenning For å minimalisere utslippene i forbindelse med formasjonstesten vil operasjonen gjennomføres med fokus på å minimalisere mengden olje og gass som forbrennes, samt på å sikre så effektiv forbrenning som mulig. Nedihullsensorer i brønnen formidler sanntidsdata (reservoartrykk og temperatur) til riggen. Dette muliggjør optimalisering av strømningen slik at produksjonsperioden kan avsluttes så snart nødvendige data er innsamlet. Kortere testvarigheter betyr mindre volum av faklet olje og gass med tilhørende reduksjon i utslipp til luft. Oljebrennere av typen Environmentaly Distinct Burner vil bli benyttet for å sikre best mulig forbrenning av oljen. Denne typen brenner har høy effektivitet og god forbrenning. Konstruksjonen av brennerdyser på brennehodet sikrer best mulig luftinntak noe som muliggjør dannelse av svært små oljedråper, hurtigere forbrenning og redusert risiko for oljeutfall til sjø. Brenneren har angitt forbrenningseffektivitet på >99.993% (dvs <0,007% oljenedfall). Dette er vesentlig lavere enn Norsk Olje og Gass sin anbefalte standardfaktor for oljenedfall fra tester (0,05%). Det er et overordnet mål å gjennomføre formasjonstesten med så små utslipp som praktisk mulig, inkludert å minimalisere sotdannelse. Forbrenningen på brennerbommen overvåkes kontinuerlig for å sørge for optimal forbrenning og umiddelbar deteksjon av eventuelt oljesøl. Forbrenningsparametrene justeres underveis for å optimalisere forbrenningen. Skulle oljenedfall til sjø eller sotdannelse inntreffe, vil forbrenningsparameterne bli justert for å optimalisere forbrenningen. Om dette ikke umiddelbart kan gjøres, vil produksjonen stanses og ikke gjenopptas før problemet er løst. Forbrenningsparametrene som overvåkes inkluderer:

19 brønn i Lufttilførselen. Den må være tilstrekkelig høy Kontinuerlig drift av pilotflammene på fakkel Oljeraten. Den skal være innenfor brennerhodet sin spesifikasjon (justerbart ved åpning og stenging av brennerhoder) Mottrykket på oljen som forbrennes. Det må være tilstrekkelig høy. Temperaturen på oljen optimaliseres under testen ved bruk av varmevekseler (multi-tube heater) for å unngå voksutfelling og redusert forbrenning Barrierer for å hindre oljesøl under formasjonstesten Det er en rekke barrierer på plass for å forhindre oljesøl på dekk og utslipp av olje til sjø under formasjonstesten. De viktigste barrierene er som følger: Automatisk prosess-nedstengingssystem. Dersom eventuell hydrokarbonlekkasje til dekk ikke blir oppdaget av det automatiske prosessnedstengingssystemet, nedstenges brønnen umiddelbart manuelt. Rutine for tømming av kalibreringstanken for ikke-brennbar væske før pumping av olje til brennerbom og oppstart av formasjonstest Lavtrykks væskeutskiller (knock-out pot) forhindrer overfylling av kalibreringstanken og eventuelt utslipp til sjø Nitrogenspylte avlastningsventiler. Disse hindrer utslipp til luft og sjø ved oppstart av prosessanlegget Kontinuerlig bemanning av testanlegget i drift. Dette betyr fysisk tilstedeværelse til enhver tid og strengere enn for eksempel ved produksjonsplattformene. Brennerne og kompressorene vil til enhver tid overvåkes av en brennerspesialist fra Halliburton for å sikre optimal operasjon av brennerne Spillkant rundt hele testområdet. Dette kan håndtere et utslipp som tilsvarer minst 110% av volumet til tanken for lagring av hydrokarboner. Alle dreneringspunkter på dekk innenfor spillkanten er mekanisk blokkert og forseglet for å hindre eventuelt oljesøl inn til riggen sitt dreneringssystem. DNV GL vil verifisere at testanlegget er utformet ihht NORSOK Standard D-007 i forkant av operasjonen. Beredskapsfartøy utstyrt med oljedetekterende systemer vil overvåke formasjonstesten. Om en hendelse skulle inntreffe og olje observeres på havoverflaten vil nødvendige tiltak ihht utslippets størrelse gjennomføres.

20 brønn i 5 Utslipp til sjø 5.1 Vurdering av kjemikalier og utslipp LNAS stiller strenge krav til kjemikalienes tekniske og miljømessige egenskaper. Det er lagt vekt på å etablere boreplaner og benytte kjemikalier som, innen tekniske og kostnadsmessige forsvarlige rammer, har minimalt potensiale for negativ miljøpåvirkning. Samtlige kjemikalier som planlegges sluppet ut er i miljøkategorisering grønn eller gul, ihht Aktivititetsforskriftens 63. Brønnplanene og valg av kjemikalier er lagt opp til å følge kravene spesifisert bl.a. i: - Aktivitetsforskriftens Kap XI, - De generelle nullutslippsmålene for petroleumsvirksomhetens utslipp til sjø, som spesifisert i Stortingsmelding nr. 26 ( ) (Miljøverndepartementet, 2007) I henhold til substitusjonsplikten (Produktkontrolloven) vil LNAS, i samarbeid med leverandøren av kjemikaliene, etablere planer for substitusjon av helse og miljøfarlige kjemikalier. 5.2 Forbruk og utslipp av kjemikalier Denne søknaden omfatter: Bore- og brønnkjemikalier (borevæske, sementkjemikalier), inkludert sement til tilbakeplugging av brønn og sidesteg (opsjon) Kjemikalier til formasjonstest (opsjon) Riggkjemikalier (BOP-væske, hydraulisk kontrollvæske, gjengefett, vaske- og rensemidler) Borekaks Oljeholdig vann, sanitærvann og matavfall Kjemikalier i lukket system Beredskapskjemikalier Borekjemikalier Halliburton er leverandør av borevæskekjemikalier. Det planlegges kun bruk av vannbasert borevæske under boring og komplettering av brønnen. Samtlige kjemikalier er klassifiserte som gule eller grønne ihht Aktivitetsforskriften 63. I den øverste seksjonen vil det benyttes sjøvann som borevæske, men hullet vil periodevis vaskes med høyviskøse bentonittpiller, bestående av bentonitt (leire) og hjelpekjemikalier. Før installering av lederør vil hullet fortrenges med vektet vannbasert slam. For 26 seksjonen, som bores med Riserless Mud Returns (RMR), vil det benyttes KCl/Polymer vannbasert borevæske med retur til riggen. Borekaks med vedheng av borevæske separeres fra

21 brønn i borevæsken over ristebordene på riggen og slippes ut til sjø. For samtlige seksjoner gjenbrukes borevæske i den grad det er mulig. For seksjonene etter at BOP er installert vil det benyttes en vannbasert borevæske av typen HP WBM (Halliburton). Den har lignende egenskaper som KCl-polymer borevæske, men er tilsatt inhiberende stoffer som forhindrer svelling av leire under boring. Tidligere har LNAS benyttet et kjemikalie med miljøkategorisering gul Y2 (Performatrol) i denne borevæsken. På denne brønnen vil et alternativt kjemikalie (BDF-674) testes ut. Dette kjemikaliet er gult, uten Y-klassifisering. Performatrol vil imidlertid fremdeles være tilgjengelig som beredskapskjemikalie under boreoperasjonen, og vil benyttes dersom det nye produktet viser seg å ikke ha tilfredsstillende leireinhiberende egenskaper. Dersom det av boretekniske og sikkerhetsmessige grunner blir nødvendig å benytte kjemikaliet vil Miljødirekoratet konsulteres. En samlet oversikt over forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier er vist i kapittel Sementeringskjemikalier Halliburton er leverandør av sementkjemikalier. Samtlige kjemikalier i sementblandingene er klassifisert som grønne eller gule. Ved støping av lede- og overflaterør, samt tilbakeplugging av topphullet vil eventuell overskuddssement gå som utslipp til sjø. Øvrig sement vil etterlates i brønnen. Siden rester av sement kan herde i tanker og rør er det ikke ønskelig å samle opp dette i sloptanker om bord etter endt sementeringsjobb. Vaskevann fra sementenheten vil derfor slippes ut til sjø etter endt sementoperasjon. Utslipp fra rengjøring etter hver sementeringsjobb er estimert til å utgjøre 300 liter sementslurry per jobb. En oversikt over forbruk og utslipp av sementeringskjemikaliene fordelt på miljøkategorier er vist i kapittel Riggkjemikalier En oversikt over forbruk og utslipp av samtlige riggkjemikalier, inkludert gjengefett, er vist i kapittel Riggvaskemiddel Vaske- og rensemidler brukes til rengjøring av gulvflater, dekk, olje- og fettholdig utstyr. Vaskemiddelet som benyttes på riggen er Clean Rig CHP, klassifisert som gult. Estimert forbruk er på ca. 260 liter i uka. Vaskemiddelet vil følge drensvann om bord, og enten samles opp i sloptanker for ilandføring eller renses med drensvannet før utslipp. Som et konservativt anslag anses alt forbruk å gå til utslipp.

22 brønn i Gjengefett Gjengefett benyttes for å beskytte gjengene ved sammenkobling av borestreng, foringsrør, stigerør og elementer knyttet til disse. Valg av gjengefett er basert på vurderinger av teknisk ytelse, driftstekniske erfaringer, helsemessige aspekter og miljøvurderinger. Ved sammenkobling av borestrengen planlegges det for bruk av Jet-Lube NCS-30 ECF. Dette gjengefettet er kategorisert som gult med hensyn til miljøpåvirkning. Estimert forbruk i brønnen er på ca. 0,3 tonn. Utslippet anslås til 20 % av forbruket ved bruk av vannbasert borevæske. Ved sammenkobling av foringsrør planlegges det for bruk av Jet Lube Seal-Guard ECF. Dette gjengefettet er kategorisering som gult. Forbruket er estimert til 0,2 tonn under boring av brønnen og det er antatt at 10 % slippes til sjø ved boring med vannbasert borevæske. Jet Lube Alco EP-ECF (miljøkategorisering gult) planlegges brukt til smøring av koblinger til stigerør, BOP og brønnhodet. Anslått forbruk er ca. 25 kg, anslått utslipp er 0,25 kg. BOP-væske Riggen er en halvt nedsenkbar flyterigg og vil ha BOP-enheten på sjøbunnen. BOP-væsken som skal benyttes på riggen er Pelagic 50 BOP Fluid, og er kategorisert som gul med hensyn til miljøpåvirkning. Det er estimert et forbruk og utslipp på ca. 520 liter per uke i forbindelse med trykktesting og funksjonstesting. I tillegg vil det bli benyttet og sluppet ut ca. 10 tonn Pelagic Stack Glycol V2 (frostvæske) som er klassifisert som grønn. Kjemikalier benyttet til rensning av slop Det benyttes to kjemikalier i forbindelse med rensing av oljeholdig vann på riggen. Kjemikaliene BDF-908 og DCA (kategoriserte som gule) benyttes i Halliburton BSS vannrenseanlegg. Forventet forbruk i forbindelse med omsøkt aktivitet er på ca. 500 kg per kjemikalie. 5.3 Borekaks En oversikt over mengden borekaks som kan genereres under boreoperasjonen er vist i Tabell 5-1. For den øverste seksjonen (42''x36'') slippes kaks og borevæske ut fra sjøbunn. For de øvrige seksjonene slippes vannbasert borevæske fra riggen. Alt borekaks med vedheng av vannbasert borevæske bestående av gule og grønne kjemikalier er planlagt sluppet til sjø.

23 brønn i Tabell 5-1. Planlagte utslipp av borevæske og borekaks fra boreoperasjonen på brønn. Reservoarseksjonene i hovedbrønnen og sidesteget er merket med *. Opsjon Diameter Lengde (m) Hullvolum (m 3 ) Utslipp av borekaks (tonn) fra sjøbunn fra rigg Utslipp av borevæske (m 3 ) Borevæske Hovedbrønn 42x /8" Pilot hole Sjøvann/ bentonittpiller KCL/Polymer KCL/Polymer 17 ½ HP WBM 12 ¼ HP WBM 8 ½ HP WBM P&A HP WBM Totalt for hovedbrønn Sidesteg 17 ½ HP WBM 12 ¼ HP WBM 8 ½ HP WBM P&A HP WBM Totalt for sidesteg Oljeholdig vann og sanitærvann Riggen har kartlagt områder hvor oljeholdig vann eller kjemikalier kan forekomme. I områder der det kan forekomme søl av olje og kjemikalier, er det lukket dren til oppsamlingstank. Herfra kan væsken renses eller sendes til land. Drensvann som ikke tilfredsstiller kravene i regelverket vil ikke slippes til sjø. Sanitærvann vil slippes ut i henhold til gjeldende regler. 5.5 Kjemikalier i lukket system Kjemikalier i lukket system vil bli rapportert i årsrapporteringen dersom årlig forbruk er større enn 3000 kg. Om bord Leiv Eiriksson benyttes det flere ulike varianter av Shell Tellus hydraulikkoljer. Erifon 818 TLP benyttes i kompensatorsystemer på riggen. Disse benyttes i lukkede system og slippes ikke til sjø. Det er kun Shell Tellus S2 V 32 og Erifon 818 TLP som har potensielt årsforbruk over 3000 kg (Tabell 5-2).

24 brønn i Tabell 5-2. Årlig forbruk av hydraulikkoljer i lukkede systemer. Produkt Tellus S2V 32 Erifon 818 TLP Brukområde All cranes on deck; pedestal, knuckle boom, raiser gantry crane HPU ring line, Davit MOB boat, Drill-string compensator active Miljøklassifisering HOCNF Forventet årlig forbruk (kg) Forventet forbruk for operasjon (kg) Svart Ja Riser- og Top drive kompensatorsystemer Svart Ja Oversikt over beredskapskjemikalier Av tekniske og sikkerhetsmessige grunner kan beredskapskjemikalier komme til anvendelse dersom det oppstår uventede situasjoner eller spesielle problemer. Dette er kjemikalier som ikke er planlagt brukt, men som kan bli benyttet under operasjonen. En oversikt over beredskapskjemikalier samt kriterier og mengder for bruk knyttet til boring og sementering av brønn er gitt i kapittel Eventuell bruk og utslipp av beredskapskjemikalier vil bli rapportert i den årlige utslippsrapporten fra LNAS til Miljødirektoratet. Samtlige beredskapskjemikalier er i grønn og gul kategori. Det er ett beredskapskjemikalie i kategori Gul Y2, Performatrol, som kan være nødvendig å bruke i vannbaserte borevæsker med behov for effektiv leirinhibering. Brannskumkjemikaliet som benyttes på innretningen er Re-healing RF1 1%.

25 brønn i 6 Utslipp til luft Utslipp til luft omfatter avgasser fra kraftgenerering av dieseldrevne enheter på riggen, samt utslipp fra forbrenning av olje og gass under formasjonstesten. 6.1 Utslipp fra kraftgenerering Leiv Eiriksson har et forventet dieselforbruk på 35 m 3 /døgn, fordelt på 6 hovedmotorer, nødgenerator og motorer tilhørende dekkskraner og sementenhet. Planlagt varighet for hele bore- og brønnoperasjonen, er 74 dager. Samlet utslipp til luft fra dieselforbrenning er vist i Tabell 6-1. Diesel som leveres til riggen har lavt svovelinnhold (<0,05 %). NOx-faktor for dieselmotorene på Leiv Eiriksson er målt til 52,05 kg NOx/tonn drivstoff (Ocean Rig, 25), mens utslippsfaktoren for SOX er spesifikk for dieselkvaliteten som benyttes. For de øvrige utslippsfaktorene er Norsk olje og gass sine anbefalte utslippsfaktorer benyttet som grunnlag for beregninger (Norsk olje og gass, 27). Utslippsfaktorene er som følger: CO2: 3,17 (tonn/tonn olje) NOX: 0,05205 (tonn/tonn olje, riggspesifikt for Leiv Eiriksson) nmvoc: 0,005 (tonn/tonn olje) SOx: 0,0 (tonn/tonn olje, basert på en MGO med <0,05% Svovelinnhold) Tabell 6-1. Utslipp til luft fra kraftgenerering ved boring av hovedbrønn og sidesteg (opsjon) samt ved en eventuell formasjonstest for brønn. Aktivitet Boring av hovedbrønn, inkl. P&A Varighet (døgn) Forbruk av diesel (tonn) Utslipp i tonn CO2 NOX nmvoc SOX ,3 2,7 Opsjon for sidesteg, inkl P&A ,8 Opsjon for fomasjonstest (2 stk) ,8 1,0 Totalt, gitt alle opsjoner ,3 4,5 For kaldventilering og diffuse utslipp antas det en brønnspesifikk utslippsfaktor på 0,25 tonn CH4 og 0,25 nmvoc per brønnbane (Miljødirektoratet, 26). 6.2 Utslipp fra brønntesting Testing av reservoarsonen omfatter en forventet brenning av inntil tonn olje og Sm 3 gass fordelt på to mulige formasjonstester. Baseolje som er lagret i testestrengen vil også brennes. Utslipp til luft fra formasjonstesting er vist i Tabell 6-2. NOROG sine standardfaktorer (Norsk olje og gass, 28) er benyttet for beregning av utslippene, med unntak av for utslipp av CO2 fra

26 brønn i forbrenning av naturgass. Her er det valgt å benytte en noe mer konservativ faktor. Utslippsfaktorene er som følger: CO 2: 3,17 (tonn/tonn olje) 3,73 (tonn/1000 Sm 3 gass) NO X: 0,0037 (tonn/tonn olje) 0,2 (tonn/1000 Sm 3 gass) CH 4: 0 (tonn/tonn olje) 0,00024 (tonn/1000 Sm 3 gass) nmvoc: 0,0033 (tonn/tonn olje) 0,00006 (tonn/1000 Sm 3 gass) SOx: 0,0 (tonn/tonn olje) 0, (tonn/1000 Sm 3 gass) Tabell 6-2. Forventede utslipp til luft fra formasjonstesting (opsjon, to stk). Utslipp til luft (tonn) Energivare Forbruk CO2 (tonn) NOX (tonn) nmvoc (tonn) CH4 (tonn) SOX (tonn) Naturgass Sm ,3 0,02 0,09 0,002 Råolje tonn ,2 7,4 0 6,2 Baseolje 64,3 tonn 204 0,2 0,2 0 0,2 Totalt ,8 7,6 0,09 6,4

27 brønn i 7 Avfall Riggen har etablert et system for innsamling, sortering og håndtering av avfall. Prinsippet om reduksjon av avfallsmengder ved kilden, både på riggen og basen, vil bli fulgt. Gjenbruk av materialer og borevæsker vil bli gjennomført for de seksjoner hvor det er mulig. Industrielt avfall generert om bord vil sorteres i containere og leveres i land for følgende typer avfall: - Papp og papir - Treverk - Glass - Hard og myk plast - EE-avfall - Metall - Matbefengt/brennbart avfall - Restavfall Farlig avfall vil bli sortert og transportert til land for forsvarlig håndtering og sluttbehandling, ihht gjeldende regler. Videre håndtering på land vil følges opp av godkjente avfallskontraktører. LNAS har en avtale med Asco Norge AS for basetjenester i Hammerfest og underleverandør av avfallstjenestene er SAR for alt avfall som ikke er borerelatert. For boreavfall er Halliburton avfallskontraktør.

28 brønn i 8 Operasjonelle miljøvurderinger 8.1 Naturressurser i influensområdet Det er i forvaltningsplanen for Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten (Miljøverndepartementet, 21) og underliggende rapporter 1 gitt en grundig beskrivelse av miljøressurser som finnes i regionen. I tillegg er det, i forbindelse med borestedsundersøkelsen (Fugro, 28), gjennomført en visuell undersøkelse av bunnforholdene rundt brønnen Miljørisikoanalysen som er utført for brønnen inkluderer beskrivelse av sårbare områder og naturressursene i området (DNV 28). Dette er oppsummert i tabellen nedenfor og etterfølgende kapitler. Tema Bunnforhold og bunnfauna Gjenstander på bunnen Strømforhold Fisk Sjøfugl Marine pattedyr Beskrivelse Borestedsundersøkelsen viste at bunnen i hovedsak består av gjørmete sand med varierende innhold av grus og spredt forekomst av mindre stein (cobbles). Det ble observert flere trålspor og plogmerker i det undersøkte området. Undersøkelsen viste at faunaen i området er dominert av svamp. Dette er beskrevet nærmere i kapittel 8.2. Det er ikke funnet skipsvrak eller andre kulturminner i nærområdet rundt brønnen. Strømretningene i dette området av Barentshavet påvirkes både av tilflyt av Atlantisk vann vestfra og av kyststrømmen, samt lokal vindpåvirkning Barentshavet er leve- og oppvekstområde for en rekke økologisk og kommersielt viktige fiskebestander, deriblant torsk, lodde og sild. Hysa har gyteområde i perioden mars juni vest for lisensen. Fiskelarver kan være følsomme for utslipp av olje, og det er deler av året høy forekomst av fiskelarver av artene torsk, lodde og sild i området. Miljørisikoanalyser for boreaktiviteter i regionen viser at konsekvenser for viktige fiskebestander er neglisjerbare. Barentshavet er et viktig område for sjøfugl, og huser et betydelig antall individer og ulike arter sjøfugl gjennom året. Mye sjøfugl tilbringer mesteparten av året på sjøen i næringssøk, og er kun avhengige av å oppsøke land i hekketiden. Operasjonelt vil ikke sjøfugl påvirkes av aktiviteten, men de kan skades i tilfelle oljesøl. Sjøfugl er sårbare for både direkte og indirekte effekter av oljesøl. Havert og steinkobbe finnes innen forventet influensområde. Disse har høyest sårbarhet under kaste- og hårfellingsperioden da de samler seg i kolonier i kystnære områder. Det finnes også flere hvalarter innen forventet influensområde, men mange arter er kun sporadiske gjester i norske farvann. Hval har imidlertid lav sårbarhet for oljeforurensning. Fiskerier Brønnen ligger i et område med svært lav fiskeriintensitet i perioden (Figur 8-1). Spesielt SVO-områdene Tromsøflaket og "Kystbeltet langs Finnmarkskysten" er innenfor influensområdet Verdifulle til brønnen. Dominerende strømretning for et oljeutslipp fra brønnen er østover i Barentshavet. Områder (SVO) 1

29 brønn i Figur 8-1. Fiskeriaktivitet med norske og utenlandske fartøy over 15 m rundt brønn i perioden Figurene viser aktiviteten for kvartal 1 (øverst venstre) kvartal 2 (øverst høyre), kvartal 3 (nederst venstre) og kvartal 4 (nederst høyre). Mørkere farge betyr høyere intensitet/aktivitet. Kilde: Fiskeridirektoratet (28). 8.2 Kartlegging av svamp i brønnens nærområde Borestedsundersøkelsen inkluderte en omfattende undersøkelse av havbunnen i området rundt brønnen (Fugro, 28). Undersøkelsen omfattet en kartlegging av aktuelt område for oppankring ved hjelp av multi-beam ekkolodd (MBES) og sidescan sonar (SSS), samt detaljert undersøkelse av bunnforholdene i nærområdet til brønnlokasjonen og rundt ankerlokasjonene med ROV. Dette ga video- og fotodokumentasjon av makrofauna langs transektene.

30 brønn i Det er avklart med Miljødirektoratet at brønnen bores i et område som allerede er godt kartlagt og at det derfor ikke er behov for grunnlagsundersøkelse på lokasjonen 2. Habitatundersøkelsen viste at bunnfaunaen domineres av svamp, med størst forekomst av glass svamp (Hexactinellida og muligens også Asconema sp) samt delvis begravet svamp/ svamp dekket av sand (forventes å inkludere Biemnidae, Tethyidae og Tetillidae). Svampforekomsten viser sin normale flekkevise fordeling på sjøbunnen og tettheten av svamp langs transektene varierte (Figur 8-2). Forekomsten ble klassifisert som «spredt» (scattered, merket gult i Figur 8-2) eller «vanlig» (common, merket orange i figuren) i største delen av området. Det er også større områder med ingen eller bare forekomst av enkeltindivider (merket grønt i figuren) mens 16% av området ble klassifisert til å ha «høy» tetthet (merket rødt i figuren). Området rundt brønn anses å være en del av svamphabitatet som er dominerende over store deler av det vestlige Barentshavet. bl.a. i PL 609, PL 492, PL 490, PL 531, PL 438 og sørover forbi Snøhvit-feltet ned mot Vesterålen. 2 Ref epost fra Mihaela Ersvik, datert

31 brønn i Opprinnelig borelokasjon Ny og endelig borelokasjon Figur 8-2. Svamptetthet langs transektene på den foreslåtte lokasjonen for posisjonering av brønn i. Både opprinnelig borelokasjon sentralt i det undersøkte området og ny borelokasjon (lilla firkant) er vist i figuren. Figur 8-3 viser utvalgte bilder av svamp observert i området. Det ble ikke identifisert rødlistede svamp eller andre sensitive bunnlevende organismer i løpet av undersøkelsen.

32 brønn i Figur 8-3. Representative bilder av svamp i området fra undersøkelsen gjennomført rundt brønn. 8.3 Valg av borelokasjon Valg av borelokasjon avhenger av flere parametere. Brønnen må posisjoneres for å nå de geologiske målene og plasseres på en så plan overflate som mulig. I tillegg skal effekter på svamp og andre bunnlevende organismer med høy sårbarhet for utslipp minimeres. Resultatene fra habitatundersøkelsen er derfor viktige i vurderingene rundt valg av endelig posisjon for brønnen. Opprinnelig var letebrønn planlagt som en vertikal brønn, med borelokasjon sentralt i det undersøkte området (se Figur 8-2). Lokasjonen hadde imidlertid høy tetthet av svamp, så av hensyn til svampsamfunnet ble derfor borelokasjonen flyttet til et område med redusert tetthet. Dette ble vurdert til å være en bedre løsning enn transport av borekaks til et område med mindre svamp (se kapittel 8.4 for vurderingene som har blitt gjennomført). Brønnen vil derfor bores som en avviksbrønn (dvs. med S-form) for fremdeles å nå de geologiske målene.

33 brønn i 8.4 Strategi for håndtering av kaks Tidligere observasjoner, feltundersøkelser, visuelle undersøkelser og modelleringer av utslipp knyttet til boreoperasjoner viser at akutte effekter knyttet til utslipp av borekaks på svampsamfunn kan forventes ut til ca. 100 m fra borelokasjonen. Effekter på bunnfauna utover 100 m lokasjonen observeres sjeldent, samtidig som påvirkningen på sjøbunnen er reversibel og restitueres raskt (se bl.a. Akvaplan-NIVA (23), DNV (23), Gates & Jones (22), Jones et al. (2006), Jones et al. (2007), Cochrane et al. (26)). Utbredelsen av kaks fra en boreoperasjon vil, som følge av havstrømmer og lokal topografi, være skjevt fordelt og ikke nødvendigvis symmetrisk rundt et utslippspunkt. Dette fenomenet bekreftes av et studie utført av Akvaplan Niva i 28 (APN, 28). Her er effektene av borekaksen sluppet ut fra brønn 7219/12-2 (Hufsa) undersøkt. Som illustrert i Figur 8-4 er det er minimalt med kakspåvirket svamp i området vest og nord for utslippspunktet mens det i øvrige områder er påvist svamp dekket med kaks inntil 70 m fra utslippspunktet. Det observeres lite eller synlig sedimentering av kaks på svamp 100 m fra utslippspunktet uansett retning. Figur 8-4. Svampsurvey utført med ROV i etterkant av boringen av brønn 7219/12-2 i 27. De korteste transektene går 100 m ut fra utslippspunktet. I røde områder er forekomsten av svamp dekket av borekaks. Det er synlig deponering av kaks i orange områder, mens det er sporadisk synlig deponering i gule områder. Grønne områder er upåvirket av kaks.

34 brønn i Det er ikke gjennomført brønnspesifikk modellering av utslippene fra brønn, men det er tidligere gjennomført modellering av utslipp fra bl.a. brønn 7120/1-3 (SINTEF, 23) som ble boret av LNAS i Barentshavet. Denne viste at samlede utslipp fra brønnen, både fra topphullet og fra de dypere seksjonene, ville føre til signifikant (> 1-3 mm) sedimentering av kaks ut til ca. 100 m fra brønnen. Dette resultatet stemmer godt overens med studiene referert til i avsnittene over. Det er gjennomført en risikovurdering knyttet til valg av kakshåndtering. I tillegg til skadepotensialet av utslipp av borekaks inkluderer denne ytterligere aspekter som risiko for personell, annen miljøbelastning, operasjonelle ulemper og risker samt kostnader. Følgende scenarier ble vurdert for opprinnelig borelokasjon (lokasjon med høy tetthet av svamp): - Utslipp fra samtlige seksjoner (Base case) - Utslipp fra topphullet med CTS (Cuttings Transfer System), utslipp fra øvrige seksjoner fra riggen (Alternativ C) - Utslipp kun fra topphullet med CTS (Alternativ D), ilandføring av kaks fra øvrige seksjoner - Oppsamling av kaks fra samtlige seksjoner, RMR (Riserless Mud Returns) system for topphullet med ilandføring av(alternativ F) Følgende scenarier ble vurdert for ny borelokasjon (lokasjon med lavere tetthet av svamp): - Utslipp fra samtlige seksjoner (Alternativ A) - Utslipp kun fra topphullet (Alternativ B) - Bruk av RMR (Riserless Mud Recovery) for pumping av borekaks fra brønnhodet til overflaten, utslipp fra samtlige seksjoner fra riggen (Alternativ E) En oversikt over de ulike vurderingene er vist i Tabell 7-1. Bruk av RMR for transport av borekaks fra topphullet opp til riggen og transport av all kaks til land (alternativ F) gir den laveste påvirkningen på svampsamfunnet rundt borelokasjonen. For denne løsningen slår imidlertid alle de øvrige vurderingskriteriene svært negativt ut. Både risiko for personell, kostnad, operasjonell risiko og øvrig miljøbelastning vurderes å være høy. Totalt sett anses derfor denne løsningen til å være uakseptabel. Opprinnelig borelokasjon lå i et område med høy svamptetthet (se området sentralt i Figur 8-2). Nærheten til større områder med høy tetthet av svamp indikerer behov for enten CTS for å hindre skade på svampsamfunnet rundt brønnen eller valg av en bedre egnet borelokasjon. Bruk av CTS for transport av kaks fra topphullet ble vurdert til å gi omtrent samme påvirkning på svampsamfunnet som å flytte borelokasjonen til et område med lavere tetthet av svamp, men med noe høyere utslipp til luft og risiko for andre operasjonelle utslipp. Det ble ikke identifisert noen godt egnede lokasjoner for deponering av kaks, som lokale skuremerker eller fordypninger i området. Derimot ble det identifisert en egnet lokasjon for flytting av brønnen 114 m sør-øst for opprinnelig lokasjon. Denne lokasjonen har lavere tetthet av svamp, innenfor et seismisk linjekryss, ingen risiko for grunngass og plan sjøbunn. På grunn av dette ble borelokasjonen flyttet til ny lokasjon. Alternativene med bruk av CTS (C og D) falt derfor bort.

35 brønn i Utslipp av kaks fra brønnhodet og transport av kaks fra øvrige seksjoner til land (alternativ B) gir også førhøyet risiko for personell, kostnad, økt operasjonell risiko og økt miljøbelastning. Gevinsten i form av redusert skade på svampsamfunnet er liten, dermed ble også denne løsningen forkastet. Det ble av operasjonelle hensyn besluttet å benytte RMR på 26 -seksjonen. Hensikten med dette er å kunne bore seksjonen og installere overflaterøret ved ønsket settedyp, noe som ikke nødvendigvis ville være mulig med konvensjonelle metoder. Denne beslutningen medfører en ekstra gevinst for svampene nær brønnhodet, som da får redusert nedslamming fra topphullet. Etter flytting av borelokasjon vurderes bruk av RMR og utslipp av kaks fra riggen (alternativ E) for alle seksjoner totalt sett å være beste løsning. Dette på grunn av redusert operasjonell risiko og lav belastning på svampsamfunnet sammenlignet med alternativ A. Utslipp på sjøbunnen fra topphullet og fra riggen for øvrige seksjoner gir tykkere lag av kaks i nedfallsområdet sammenlignet med utslipp av all kaks fra riggen, så selv om influensområdet øker noe når all kaks slippes ut fra riggen, antas dette allikevel å medføre redusert skadepotensiale. Basert på vurderingene over søker LNAS derfor om utslipp av all kaks fra operasjonen. RMR vil benyttes for topphullet på den nye borelokasjonen slik at all kaks utenom 36" seksjonen vil bli sluppet fra rigg. Kakset vil spres over større områder og tynnes ut slik at skade på svampsamfunnet minimeres. De økonomiske konsekvensene gitt ilandføring av vannbasert borekaks er betydelige. Tidligere beregninger av kostnadene for ilandføring av vannbasert borekaks estimerte en tilleggskostnad på MNOK. Kostnadene for transport av kaks i land fra denne brønnen forventes å ligge i samme størrelsesorden.

36 Tabell 8-1. Overordnet risikovurdering av ulike opsjoner for kakshåndtering ved boring av brønn 7121/1-2 i. Parameter Base Case A B C D E F Opprinnelig lokasjon Utslipp fra samtlige seksjoner Ny lokasjon Utslipp fra samtlige seksjoner Ny lokasjon Utslipp kun fra topphullet Opprinnelig lokasjon Utslipp fra topphull via CTS Opprinnelig lokasjon Utslipp kun fra topphull med CTS Ny lokasjon Utslipp av topphullskaks med RMR Opprinnelig lokasjon Oppsamling av topphullskaks med RMR Utslipp fra topphullet Fra brønnhodet Fra brønnhodet Fra brønnhodet Via CTS Via CTS Fra riggen (RMR) Nei Utslipp av nedre seksjoner Fra riggen Fra riggen Nei Fra riggen Nei Fra riggen Nei Påvirkning av svamp Moderat/Høy, Moderat, ny opprinnelig borelokasjonen ligger i borelokasjon ligger i et et område med lavere område med høy tetthet av svamp forekomst av svamp Lav/Moderat, den største påvirkningen på svamp skyldes utslippene fra topphullet Moderat, mange løfteoperasjoner og høy-energetiske systemer for kakshåndtering Moderat, omtrent samme påvirkning som for alternativ A Lav/Moderat, omtrent samme påvirkning som for alternativ B Lav/Moderat, noe større influensområde men med tynnere lag enn for Base Case Risiko for personell Moderat, mange Høy, store mengder løfteoperasjoner og kaks skal håndteres Lav/ ingen Lav/ ingen Lav/ moderat høy-energetiske Lav/ moderat over lang tid systemer for (løfteoperasjoner, høy kakshåndtering energiske systemer) Kostnader 0 NOK 1 MNOK 27 MNOK ca. 2,5 MNOK ca. 28 MNOK ca. 12 MNOK ca. 49 MNOK Operasjonell risiko Øvrig miljøbelastning Lav Ingen Lav Ingen Moderat, bruk av kakshåndteringssystem på riggen, noe forsinkelser kan forventes pga at kakshåndtering vil være en flaskehals Moderat, transport av kaks til land med tilhørende utslipp til luft, deponering av kaks og rensing av borevæske Lav, installering av pumpe på sjøbunn og kontrollsystem på dekk Lite, noe økt energiforbruk, risiko for utslipp av hydraulikkolje på sjøbunnen Moderat, installering av pumpe på sjøbunn og kontrollsystem, bruk av kakshåndteringssystem er for alle nedre seksjoner Moderat, mye transport av kaks med tilhørende utslipp til luft, deponering av kaks og rensing av borevæske Redusert brønnteknisk risiko, noe risiko ifb installasjon av utstyr og kontrollsystem Lav Raskere operasjon kompenserer for noe økt energiforbruk (høyere enn for CTS). Risiko for utslipp av hydraulikkolje på sjøbunnen Ingen Høy, installering av RMR og kontrollsystem, kakshåndtering for alle seksjoner, noe forsinkelser kan påregnes Høy, frakt av store mengder kaks til land med tilhørende utslipp til luft, deponering av kaks og rensing av borevæske

37 8.5 Vurdering av dynamisk posisjonering versus oppankring av boreriggen Boreriggen Leiv Eiriksson kan posisjoneres både ved oppankring og med dynamisk posisjonering (DP), men har begrensninger med tanke på vanndyp for å bore i DP modus. Oppankring vil kunne føre til skade på sårbar bunnfauna langs ankertraseene, men gir generelt sett mindre forbruk av drivstoff med tilhørende utslipp til luft, og lavere operasjonell risiko enn å gjennomføre aktiviteten på DP Effekt på sårbar bunnfauna ved oppankring I forbindelse med boringen av brønn 7219/12-2 (Hufsa) fikk LNAS pålegg om å inspisere ankertraseene med ROV før og under installering av ankre som risikoreduserende tiltak for å hindre skade på områder med høy tetthet av svamp. Videre ble det gitt pålegg om å dokumentere påvirkningen av ankerlegging på svampforekomster rundt brønnen etter operasjonen. Svampsurveyen som er utført i etterkant av boringen av brønn 7219/12-2 (Akvaplan Niva, 28) viser at ankersporene strekker seg ut til ca 900 m fra ankerposisjonen. Bredden på ankersporene er i snitt rundt 2 m med cm opphopning av sediment på hver side. Surveyen ble gjort ca 3 mnd etter ferdigstilt boreoperasjon. Det observeres uberørt svamp både rett ved (Figur 8-5) og i ankersporene (Figur 8-6). Svampen som observeres i ankersporene må ha beveget seg inn i sporene etter endt operasjon. Undersøkelsen viser at området med forstyrret bunnfauna er lokal og begrenset i tid og rom. Brønn 7219/12-2 ble boret med Leiv Eiriksson og bunnfaunaen i området hvor brønnen ble boret er sammenlignbar med faunaen i området rundt borelokasjonen for brønn 7219/1-2 S. Det er dermed sannsynlig at påvirkningen på bunnhabitatet vil være sammenlignbar for de to boreoperasjonene.

38 brønn i Figur 8-5. Svampsurvey utført med ROV i etterkant av boringen av brønn 7219/12-2. Det øverste bildet er tatt 72 m fra ankerposisjon mens det nederste bildet er tatt 25 m fra ankerposisjon. Bildene viser at bredden på ankringssporene er ca 2 m med cm høye opphopninger av sedimenter på begge sider av sporene. Begge bildene viser uberørt svamp i nærområdet til ankersporene.

39 brønn i Figur 8-6. Svampsurvey utført med ROV i etterkant av boringen av brønn 7219/12-2. Det øverste bildet er tatt 179 m fra ankerposisjon mens det nederste bildet er tatt 248 m fra ankerposisjon. Bildene viser at bredden på ankringssporene er ca 2 m med cm brede opphopninger av sedimenter på begge sider av sporene. Begge bildene viser levende svamp som har beveget seg ned i ankersporene etter endt operasjon.

40 brønn i Utslipp til luft ved oppankring og DP Øvrig miljøbelastning ved boreoperasjonen inkluderer utslipp til luft fra forbrenning av drivstoff for kraftgenerering ombord på riggen. Erfaringsmessig er gjennomsnittlig dieselforbruk for Leiv Eiriksson ved DP og ved oppankring assistert med thrustere i høst og vintersesongene hhv. 60 m 3 og 35 m 3. Estimater for utslipp til luft for de to alternativene er gitt i Tabell 8-1 nedenfor. Dette viser at utslippene av CO2 og NOX vil være hhv ca tonn og ca 134 tonn høyere ved å benytte DP framfor oppankring assistert med thrustere gitt at alle opsjoner er tatt i bruk. Effekten i varighet på grunn av metode for posisjonering er ikke hensyntatt, men generelt gir DP mer venting på vær (dvs lengre operasjon) enn oppankring assistert med thrustere. Tabell 8-1. Estimerte utslipp til luft ved bruk av DP og ved oppankring assistert med thrustere gitt alle opsjoner. Aktivitet Dynamisk posisjonering Oppankring, kombinert med bruk av thrustere Total varighet (døgn) Forbruk av diesel (tonn) Diesel kostnad (NOK) Utslipp i tonn CO2 NOX nmvoc SOX CH , ,8 6, , ,0 3,6 - Differanse , ,8 2, Operasjonell risiko Leiv Eiriksson vil, med fullt fungerende dynamisk posisjoneringssystem (DP-system), være teknisk i stand til å gjennomføre en boreoperasjon uten bruk av ankre på et havdyp tilsvarende det som finnes på lokasjonen for brønn (315 m). En slik operasjon vil imidlertid gi en del operasjonelle utfordringer da marginene for når avdrift fra brønnsenter kan gi skade på kritisk utstyr vil være vesentlig mindre enn det som er tilfelle ved DP-operasjoner på større vanndyp. Ved relativt grunne vanndyp, som her, blir behovet for å ha et robust system for å holde posisjon mer avgjørende da også en mindre avdrift (målt i meter) fra brønnposisjon vil kunne medføre at riggen kommer i en situasjon hvor skade på utstyr (stigerør/ BOP) kan oppstå og hvor automatiske systemer for sikring av brønn aktiveres. Slike sikringssystemer inkluderer kutteventiler (shear ram) og system for frakobling fra brønnen. Et mulig utfall ved større avdrift vil også kunne være tap av brønnkontroll, og ukontrollerte brønnutstrømning. Operasjonsmarginene ved å gjennomføre boreoperasjonen som en ren DP-operasjon på ca. 315 m ved brønn er her vurdert av LNAS til å være mindre enn det som anses som ønskelig for selve boreoperasjonen. Videre vurderes risikoen ved gjennomføring av formasjonstester i DP til å være uakseptabel. Ved bruk av et ankersystem kombinert med thrustere vil sannsynligheten for et posisjonsavvik utenfor det definerte operasjonsvinduet reduseres vesentlig og gi en mer robust og sikrere operasjon Valgt løsning for posisjonering av riggen LNAS har besluttet å gjennomføre den planlagte aktiviteten med Leiv Eiriksson i oppankret tilstand. Denne beslutningen er tatt som en følge av et ønske om å redusere sannsynlighet for tap av posisjon

41 brønn i med tilhørende skade på brønn og tap av brønnintegritet samt for å kunne gjennomføre den planlagte formasjonstesten. Det viktigste argumentet mot bruk av ankersystem er muligheten for skade på bunnfauna i området. Det er imidlertid ikke identifiser rødlistearter eller andre kritiske artsforekomster i regionen. Det er sannsynlig at oppankring vil medføre skade på svamp i ankertraseene, men tatt i betraktning at dette svamphabitatet er dominerende over store deler av det vestlige Barentshavet anses denne svært lokale påvirkningen å være akseptabel. Forankringsanalysen som gjennomføres i forkant av operasjonen hensyn tar resultatene fra habitatundersøkelsen, og ankerspreadet tilpasses for så langt som mulig gi minimal skade på sårbar bunnfauna. Øvrige tiltak for å minimalisere skade på sårbare svampforekomster inkluderer: - ROV assistert pre-legging og tilpasning av ankerkjettingene for å minimere overlapp mellom ankertrasèene og områder med høy tetthet av svamp. - ROV assistert opptak av ankerkjettingene. 8.6 Miljøvurdering av utslippene under boreoperasjonen De operasjonelle utslippene under boreoperasjonen og plugging av brønnen vil primært være i form av utslipp av borekaks med vedheng av vannbasert borevæske, overskudd av sementeringskjemikalier fra boring av topphullet og mindre utslipp av oljeholdig vann (regn- og vaskevann) fra boreriggen. Borevæske og borekaks fra seksjoner boret med vannbasert borevæske vil bli sluppet direkte til sjø fra riggen. Utslippet av borekaks forventes ikke å skade naturmangfoldet i området, da influensområdet er marginalt (< 100 m ut fra borelokasjonen) sett i forhold til habitatets utstrekning. Overskuddssement sluppet ut fra topphullet vil danne en herdet klump rundt brønnen og ikke spres mer enn ca. 10 m fra brønnlokasjonen. Vaskevann fra sementoperasjonen vil tynnes raskt ut i vannmassene, mens rester av sementen vil synke raskt ned på sjøbunn. Oljeholdig vann sluppet ut fra riggen i forbindelse med aktiviteten vil ikke overstige 30 ppm oljeinnhold, og utslippet kan ikke forventes å føre til annet enn neglisjerbare effekter på miljøet. Samtlige bore- og brønnkjemikalier som planlegges benyttet og sluppet ut er miljøklassifiserte som grønne eller gule. Kjemikaliene skal være fullstendig nedbrytbare eller brytes ned til produkter som ikke har miljøskadelige egenskaper. Kjemikaliene i borevæskene vil raskt tynnes ut til konsentrasjoner som ikke er skadelige for vannlevende organismer. 8.7 Miljøvurdering av operasjonelle utslipp under en eventuell formasjonstest De operasjonelle utslippene til sjø under en eventuell formasjonstest vil primært være sot og oljenedfall fra forbrenning av olje og naturgass.

42 brønn i Kvantifisering av sot- og oljenedfall Utslipp av sot og oljenedfall i forbindelse med opprenskning og formasjonstest av brønn er beregnet ut i fra estimert forbruk av gass, olje og baseolje. Generering av sot fra naturgass er beregnet av Carbon Limits AS i forbindelse med Miljødirektoratets «Fakkelprosjekt 22» (Carbon Limits, 23 og 25) og strekker seg fra 0,167 til 0,684 g sot/sm 3 gass. Det er sparsomt med data tilgjengelig for beregning av sot fra råolje. Den eneste tilgjengelige utslippsfaktoren er på 25 g sot/kg forbrent olje og stammer fra 1994 (Norsk Energi, 1994 og 1994b). Denne utslippsfaktoren er svært konservativ og anses ikke å være representativ for dagens brennerteknologi. Til sammenligning bruker Maritim sektor 0,35 g sot/ kg brennstoff som faktor for kontrollert forbrenning i motorer (Buhaug et.al. 2009). Standardfaktor for beregning av oljenedfall til sjø er 0,05% av oljevolumet for formasjonstesting. Denne faktoren ble utarbeidet allerede i 1992, med helt annen brennerteknologi enn hva som vil benyttes under testen på brønn (DNV GL, 25) Faktoren kan anses som konservativ da utstyrsleverandøren angir at nedfallsfaktoren er mindre enn 0,007%. Tabell 8-1 nedenfor gir både et lavt og et høyt (konservativt) anslag over mengden ufullstendig forbrent olje (oljenedfall) og mengden sot generert under formasjonatest av brønn basert på de laveste og høyeste faktorene/ verdiene i avsnittene over. Tabellene viser ikke «worst case» eller «best-case» testrater. Testratene vil, så langt som mulig, holdes innenfor det gunstige vinduet for drift av forbrenneren, og derfor viser utslippsfaktorene ingen forskjell mellom testratene. Utslippene av sot og oljenedfall i forbindelse formasjonstest av brønn er beregnet ut i fra estimert forbruk av gass, olje og baseolje. Tabell 8-2. Estimerte utslipp av sot og oljenedfall fra formasjonstest (2 stk) av brønn Energivare Estimert forbruk (Konservativt anslag) Sot (tonn) Lavt - Konservativt Oljenedfall (tonn) Lavt - Konservativt Naturgass (Sm 3 ) ,06-0,25 - Olje (råolje) (tonn) ,78 55,7 0,16-1,11 Baseolje (tonn) 64,3 0,02 1,61 0,005 0,032 Totalt 0,86 57,56 0,16 1, Miljøkonsekvenser av sot og oljenedfall Sot er definert som en masse av partikler som dannes ved ufullstendig forbrenning av hydrokarboner. Miljøkonsekvensene ved utslipp av sot er relativt lite undersøkt, men det er påvist at effekten (dvs oppvarmings- eller nedkjølingseffekt) varierer med sotens fordeling i atmosfæren, plassering av sotkilder og forekomst av andre miljøgifter som slippes ut sammen med soten (Carbon Limits, 25, AMAP 25). Informasjon fra eksperter viser at det per dags dato ikke foreligger gode modeller for sotutslipp fra formasjonstester eller fakling (epost fra Matthew Johnson til Carbon Limits, 18. juni 25; Saffaripour et al., 23).

43 brønn i Erfaringsmessig vil det kun være kortere perioder med sotdannelse i løpet av brenneperiodene med det valgte utstyret. Det er derfor lite sannsynlig at utslipp av sot fra formasjonstesten for brønn vil ha miljøpåvirkning av betydning. Tiltak for å sikre optimal forbrenning er beskrevet i kapittel Med de planlagte avbøtende tiltak for å sikre optimal forbrenning søkes oljenedfallet fra operasjonen holdt på et minimalt nivå. Et eventuelt oljenedfall fra formasjonstesten vil til enhver tid være så lite at det raskt vil dispergeres inn i vannmassene. Det forventes dermed ikke synlig olje på havoverflaten. Sannsynligheten for målbar miljøskade på miljøressursene på overflaten vurderes derfor til å være neglisjerbar. Oljen som blandes inn i vannmassene vil kunne føre til lokal økning i hydrokarbonkonsentrasjon i vannsøylen, noe som kan medføre midlertidig forringelse av den lokale sjøvannkvaliteten. Basert på resultatene fra miljørisikoanalysen for brønn (DNV, 28), forventes ingen akutt effekt på det marine livet i vannmassene og langtidseffektene fra hydrokarbonbidraget fra formasjonstesten forventes å være neglisjerbare. Beredskapsfartøyet knyttet til boreoperasjonen vil overvåke havoverflaten for eventuell dannelse av oljefilmer under formasjonstesten.

44 brønn i 9 Miljørisiko 9.1 Etablering og bruk av akseptkriterier Som inngangsdata til miljørisikovurderinger og -analyser er det etablert akseptkriterier for miljørisiko fra aktiviteten. For sårbare ressurser i området gjøres vurderinger i forhold til potensielle effekter på bestander innenfor regionen og deres påfølgende restitusjon etter en hendelse tilbake til opprinnelig nivå. Denne restitusjonstiden benyttes som mål på miljøskade. Miljøskadefrekvenser for ulike skadekategorier vurderes opp mot LNAS sine akseptkriterier for miljørisiko som er vist i Tabell 9-1 (Lundin Norway AS, 22). Tabell 9-1. LNAS sine akseptkriterier for akutt forurensning fra innretningen, uttrykt som akseptabel grense for miljøskade innen gitte miljøskadekategorier. Miljøskade Restitusjonstid Operasjonsspesifikk risikogrense per operasjon Mindre < 1 år < 1.0 x 10-3 Moderat 1-3 år < 2.5 x 10-4 Betydelig 3-10 år < 1.0 x 10-4 Alvorlig > 10 år < 2.5 x Inngangsdata for analysene Metode for miljørettet risikoanalyse Det er gjennomført en miljørettet risikoanalyse for aktiviteten tilknyttet boring av brønn. (DNV GL, 28). Analysene er utført i samsvar med Styringsforskriften (paragraf 17), metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA, OLF 2007) og veiledning for miljørettede beredskapsanalyser (Norsk olje og gass 23), samt dokumentet Best Practice for oljedriftsimuleringer utarbeidet på oppdrag fra Norsk Olje og Gass (Acona, Akvaplan-Niva, og DNV GL, 26). Analysen er gjennomført i flere deler: - Identifisering av Dimensjonerende Fare- og Ulykkeshendelser (DFU) tilknyttet aktiviteten. - Gjennomføring av stokastiske oljedriftssimuleringer for hver av de ulike DFUene. - Identifisering av Verdsatte Økosystemkomponenter (VØK) innenfor influensområdet til DFUene - Beregning av miljørisiko, herunder o Sannsynlighet for bestandstap gitt utslipp av olje o Beregning av miljøskade, uttrykt som restitusjonstid, gitt en bestandsreduksjon o Kvantifisering av miljørisiko, uttrykt som frekvens for en gitt miljøskade (mindre, moderat, betydelig og alvorlig)

45 brønn i Lokasjon og tidsperiode Miljørisikoanalysen er helårlig. For brønnen slik den er planlagt i dag vil vintersesongen være mest relevant, men analysen vurderer uansett miljørisikobildet for alle sesonger Oljens egenskaper Både levetid til olje på sjø, grad av nedblanding i vannmassene og de tilhørende potensielle miljøeffektene vil avhenge av oljetype. Det samme gjelder egnetheten til og effekten av ulike typer oljevernberedskap (mekanisk og kjemisk bekjempelse). Brønn er en letebrønn og sammensetning av eventuelle hydrokarboner ved funn er usikker. Gitt funn av olje forventes en oljetype med egenskaper lignende råoljen Goliat Realgrunnen. Denne er derfor benyttet som referanseolje. Det er gjennomført et forvitringsstudie av referanseoljen (SINTEF, 2003). Studiet viser at Goliat Realgrunnen er en delvis biodegradert råolje med relativt høyt voksinnhold. Den har middels fordampning; omtrent 40% av de lettere komponentene har fordampet etter fem dagers forvitring på sjø. Oljen kan karakteriseres som naftensk, men etter forvitring øker voksinnholdet merkbart hvorpå den viser egenskaper som både parafinske og voksrike oljer. Figur 9-1 viser massebalansen for Goliat realgrunnen ved 5 og 10 m/s vind. Flammepunktet til oljen vil være under 60 C (grense for lagring i tanker) og utgjøre en eksplosjonsfare i inntil 1 time om vinteren (5 C) og 10 m/s. Goliat realgrunnen tar, som andre råoljer, raskt opp vann og danner voksstabiliserte emulsjoner. På grunn av den høye emulgeringsgraden forventes det ikke at oljen vil stivne på sjøen, selv ved lave temperaturer. Viskositeten øker med forvitringen og forventes maksimalt å nå ca cp, en relativt lav viskositet sammenlignet med andre råoljer på norsk sokkel. Figur 9-1. Massebalansen for Goliat realgrunnen med 5 m/s vind (venstre) og 10 m/s vindhastighet (høyre).

46 brønn i Definerte fare og ulykkessituasjoner Definert fare- og ulykkeshendelse for miljørisikoanalysen er en utblåsning fra innretningen. Brønn en letebrønn der det kan forventes en utblåsningsfrekvens i henhold til Lloyd s (28) på 1,35 x Utblåsningsratene for brønn er beregnet av AddEnergy (28). Det er antatt 52 dagers varighet for å bore en avlastningsbrønn. Vektet rate for overflateutblåsning fra er Sm 3 /døgn, og Sm 3 /døgn for sjøbunnsutblåsning, men henholdsvis 9,8 dager og 10,2 dager vektet varighet. Tabell 9-2 gir en oppsummering av input data (sannsynlighetsfordelinger og rater) benyttet for oljedriftssimuleringene for letebrønnen. Tabell 9-2. Sannsynlighetsfordeling for ulike utslippspunkt, rater og sannsynligheter for ulike varigheter benyttet for oljedriftssimuleringene (fra DNV GL 28). Utslippspunkt Fordeling Overflate 20 % Sjøbunn 80 % Rate Sm 3 /d Open (O)*/ Restricted (R)** Varigheter (dg) og sannsynlighetsfordeling Sannsynlighet for raten 9,5 % ,4 % ,1% 18,7% 17,3% 6,0% 6,0% 24,6 % ,0 % ,5 % 2209 R 41,9 % 2451 O 18,0 % 8898 R 50,1% 18,9% 18,3% 6,5% 6,1% 28,1 % O 10,5 % O 1,5 % * Utslippsdiameteren til scenarioer uten restriksjon er satt lik diameteren til sikkerhetsventilen (18 ¾" eller 47,63 cm) ** Utslippsdiameteren til scenarioer med restriksjon mens er satt til 1" (2,54 cm) 9.3 Drift og spredning av olje Det er gjennomført stokastiske oljedriftssimuleringer av akutte utslipp for brønn. Simuleringene er gjennomført med SINTEFs OSCAR modell (MEMW 8.0.1). Dette er en tredimensjonal oljedriftsmodell som beregner oljemengde på havoverflaten, strandet og sedimentert olje, samt olje nedblandet i vannsøylen. Modellen tar hensyn til oljens egenskaper, forvitringsmekanismer og meteorologiske data og brukes til å gi en statistisk oversikt over hvor oljen kan forventes å spres. Inngangsdata benyttet i modelleringen av de stokastiske oljedriftssimuleringene er vist i Tabell 9-3.

47 brønn i Tabell 9-3. Inngangsdata til de stokastiske oljedriftsimuleringene for utslipp fra brønn (fra DNV GL 28). Parameter Verdi/Referanse Vinddata NORA10 ( ) Havstrømdata SVIM ( ) Oljetype Vanndyp (m) 315 Goliat realgrunnen Breddegrad (_N) 71 47' 38,40" Lengdegrad (_E) 21 07' 30,53 Oljetetthet (kg/m3) 857 Gass-til-olje ratio 140 Resultatene fra oljedriftssimuleringene viser at influensområdene for olje på sjøoverflaten for overflate- og sjøbunnsutblåsning (Figur 9-2 og Figur 9-3) er sammenlignbare. Oljen fordeles rundt utblåsningspunktet men trekkes i større grad østover med strømmene enn vestover for begge utslippsdyp.

48 brønn i Figur 9-2. Sesongvise forventede treff av oljemengder ( 5 % treff av > 1 tonn olje) i km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønn. Forventet treff av olje er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter

49 brønn i Figur 9-3. Sesongvise forventede treff av oljemengder ( 5 % treff av > 1 tonn olje) i km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønn. Forventet treff av olje er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter.

50 brønn i Strandingsstatistikken fra oljedriftssimuleringene er vist i Tabell 9-4. Strandingssannsynligheten er størst i de ytre kystområdene fra Ingøya og Hjelmsøya til Nordkapp (inntil 50 % treffsannsynlighet). Tabell 9-4. Strandingsmengder av oljeemulsjon og korteste drivtid til kystlinjen gitt en utblåsning fra brønn 7121/2-1 S (95- og 100-persentiler) oppgitt for hver sesong. Alle simuleringene for overflate- og sjøbunnsutblåsning er lagt til grunn for tallene som presenteres. Persentil Strandet oljeemulsjon (tonn) Drivtid (døgn) Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter ,1 5,3 3,8 5, ,4 10,8 9,8 10,0 Sommersesongen har størst sannsynlighet for stranding av olje. 95-persentilen for strandet mengde olje er tonn emulsjon i sommersesongen mens laveste sesongmessige 95-persentil for drivtid til land er på 9,8 døgn (om høsten). Tabell 9-5 angir 95-persentilen av korteste drivtid til land og største strandingsmengde inn i NOFOs definerte eksempelområder. Det er åtte eksempelområder som berøres (se Figur 9-4), av disse er det størst strandingsmengde på Sørøya-nordvest, med tonn oljeemulsjon totalt i sommersesongen. Korteste drivtid til et eksempelområde er 11,8 døgn (Ingøya i vårsesongen). Tabell 9-5. Strandingsmengder av emulsjon og korteste drivtid til de definerte eksempelområdene gitt en utblåsning fra brønn 7121/2-1 S (95-persentiler) oppgitt for hver sesong. Alle simuleringene for overflate- og sjøbunnsutblåsning er lagt til grunn for tallene presentert. Eksempelområde Strandet emulsjon (tonn) Drivtid (døgn) Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter Sørøya-nordvest ,3 12,6 16,0 16,1 Ingøy ,8 12,4 12,3 12,0 Hjelmsøy ,4 13,8 14,8 14,8 Gjessværstappan ,5 14,7 13,5 15,0 Sværholtklubben ,9 21,2 28,8 - Nordkinn ,0 20,8 15,8 27,0 Nordkinnhalvøya nordøst ,1 40,6 22,3 - Kongsfjord ,5 36,6 20,7 -

51 brønn i Figur 9-4. Lokasjon av eksempelområdene i Finnmark (Kilde: NOFOs planverk: Resultatene av modelleringen viser moderate oljekonsentrasjoner i vannsøylen, med noe større effektområde for sjøbunnsutblåsning enn for overflateutblåsning. Influensområdet for olje nedblandet i vannsøylen som et resultat av utblåsning fra et sjøbunnsutslipp er vist i Figur 9-5.

52 brønn i Figur 9-5. Maksimale tidsmidlede THC konsentrasjoner i vannsøylen gitt en sjøbunnsblåsning fra brønn 7121/2-1 S vist sesongvis. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter.