AU-TPD DW ED Security Classification: Open - Status: Final Page 1 of 77

Transkript

1 letebrønnene 7121/8-1 Blåmann med Security Classification: Open - Status: Final Page 1 of 77

2

3 Innhold 1 Sammendrag Ramme for aktiviteten Havbunnsundersøkelser og sårbar bunnfauna Lokasjon for letebrønn 7121/8-1 Blåmann Lokasjon for letebrønn Generell informasjon Beliggenhet, lisensforhold og målsetting for letebrønn Blåmann Målsetting for boreaktiviteten Beliggenhet, lisensforhold og målsetting for letebrønn Kayak Målsetting for boreaktiviteten Boring og brønndesign for letebrønn 7121/8-1 Blåmann Boring og brønndesign for letebrønn Forbruk og utslipp av kjemikalier og kaks Valg og evaluering av kjemikalier Kontroll, måling og rapportering av utslipp Omsøkte forbruks- og utslippsmengder av kjemikalier Omsøkt forbruk og utslipp av gule, grønne og røde kjemikalier fordelt på bruksområder for Blåmann og Kayak Planlagt brukte kjemikalier for begge brønnene Omsøkt forbruk av svarte kjemikalier - Kjemikalier i lukkede systemer for Songa Enabler Valg av borevæskesystemer og begrunnelse for bruk for letebrønn Blåmann Valg av borevæskesystemer og begrunnelse for bruk for letebrønn Kayak Sementkjemikalier for letebrønn Blåmann Sementkjemikalier for letebrønn Kayak Beredskapskjemikalier for letebrønn Blåmann og Kayak Riggkjemikalier, tørrbulk og oljeholdig vann for Songa Enabler Utslipp av tørrbulk gjennom ventilasjonsliner Drenasje- og oljeholdig vann Utslipp av borekaks Planlagte utslipp til luft Utslipp ved kraftgenerering ved boring av letebrønn Blåmann inklusiv boring av et mulig sidesteg Utslipp ved kraftgenerering ved boring av letebrønn Kayak Avfallshåndtering Håndtering av borekaks Sanitærvann og organisk kjøkkenavfall Tiltak for å redusere risiko for utilsiktede utslipp på Songa Enabler Security Classification: Open - Status: Final Page 3 of 77

4 9 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning letebrønn Blåmann Introduksjon Aktivitetsbeskrivelse Akseptkriterier i miljørisikoanalysen Utblåsningsrater og varigheter Oljetype Resultater fra oljedriftsmodellering Resultater fra miljørisikoanalysen Miljørisiko for pelagisk sjøfugl Miljørisiko for kystbundne sjøfugl Miljørisiko for sel Miljørisiko for fisk Miljørisiko strandhabitater Beredskapsanalyse Formål og metodikk Utslippsscenarier Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering Influensområder og stranding Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 1 og Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 3 og Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere Bruk av kjemisk dispergering Deteksjon av olje og kartlegging av olje under oljevernaksjoner Særlige hensyn letebrønn Blåmann Konklusjon miljørisiko- og beredskapsanalyse Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning for letebrønn Introduksjon Aktivitetsbeskrivelse Akseptkriterier i miljørisikoanalysen Utblåsningsrater og varigheter Oljetype Resultater fra oljedriftsimuleringer Oppsummering av resultater fra miljørisikoanalysen Miljørisiko for pelagisk sjøfugl Miljørisiko for kystbundne sjøfugl Miljørisiko for sjøpattedyr Miljørisiko for fisk Miljørisiko strandhabitat Security Classification: Open - Status: Final Page 4 of 77

5 10.3 Beredskapsanalyse Formål og metodikk Utslippsscenarier Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering Influensområder og stranding Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 1 og Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 3 og Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere Bruk av kjemisk dispergering Deteksjon av olje og overvåkning av olje under oljevernaksjoner Særlige hensyn for letebrønn Kayak Konklusjon for miljørisiko- og beredskapsanalyse Konklusjon Referanser Vedlegg A Vedlegg B Security Classification: Open - Status: Final Page 5 of 77

6 1 Sammendrag Letebrønn 7121/8-1 Blåmann med tilhørende mulige sidesteg er planlagt i posisjon 71 25'43.9" N og 21 38'26.5"Ø. Blåmann-prospektet ligger mellom Snøhvit-feltet mot nordvest og Goliat-feltet mot sørøst. Brønnen er lokalisert ca. 17 km fra Snøhvit PLEM/CDU og ca. 26 km fra Goliat FPSO, og 76 km til nærmeste land. Brønnen planlegges boret med sjøvann og vannbasert borevæske i de øverste seksjonene før stigerør er installert opp til riggen. Oljebasert borevæske planlegges i 12 ¼ og 8 ½ seksjonene. Oppstart for brønnen er planlagt til 1. april 2017 og brønnen vil bli boret med den halvt nedsenkbare boreriggen Songa Enabler som opereres av Songa Offshore. For begge brønnene mener Statoil det ikke er sårbar bunnfauna på borelokasjon og Statoil planlegger ikke for videre tiltak i forbindelse med dette. Statoil vurderer at miljørisikoen for boring av letebrønn 7121/8-1 Blåmann er akseptabel. Statoil vurderer at de foreslåtte beredskapstiltak vil kunne redusere miljørisiko for de biologiske ressursene beskrevet i miljørisikoanalysen ytterligere, og at den planlagte beredskapen for boring av letebrønn 7121/8-1 Blåmann er tilstrekkelig. Den høyeste beregnede miljørisiko for letebrønn 7121/8-1 Blåmann er 43 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier i skadekategori Alvorlig. Det er beregnet for Barentshavpopulasjonen av alke i juni. Høyest miljørisiko for strandhabitater er knyttet til påslag i Hammerfest og Gamvik kommuner, med maksimalt utslag på 17 % i skadekategori Betydelig. Det er ingen sannsynlighet for reduksjon i årsklasserekruttering eller målbar skade for norsk vårgytende sild og nordøstarktisk torsk. Det er heller ikke overlapp mellom influensområde i vannkolonne og andre viktige fiskebestander. Den marginale issonen, Polarfronten og Bjørnøya berøres ikke av et utslipp med utblåsningsrater som lagt til grunn i denne analysen. Miljørisiko for letebrønn 7121/8-1, Blåmann er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for alle VØK-er og måneder. Figur 4 viser den høyeste modellerte miljørisikoen for letebrønn 7121/8-1 Blåmann per måned for alle VØKer. I planlagt boreperiode, Q2 2017, som for hele året, er det gruppen pelagisk sjøfugl som har høyest miljørisiko, i alle skadekategorier. Det er satt krav til 4 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 36 timer. Kjemisk dispergering vil, basert på en NEBA vurdering, kunne bidra til et effektivt oljevern til havs. For barriere 3 og 4 stilles det krav til en kapasitet tilsvarende 5 kystsystem og 5 fjordsystem med responstid på 4,5 døgn, som er korteste drivtid til kysten. For barriere 5 settes det krav til kapasitet tilsvarende 22 strandrenselag med responstid på 5 døgn, som er korteste drivtid til berørt prioritert område. Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og berørte IUAer. Gjennom aksjonsledelsen vil Statoil fortløpende tilpasse bruk av bekjempelsesmetoder, utstyr og dimensjonering til de gjeldende forhold. Security Classification: Open - Status: Final Page 6 of 77

7 Letebrønn er planlagt i posisjon 72 19'44.2" N og 19 54'39.7" Ø. Brønnen er lokalisert i Johan Castberglisensen, sørvest for Skrugard og Havis, og ca. 198 km nordvest for Sørøya. Brønnen planlegges boret med sjøvann og vannbasert borevæske i de øverste seksjonene før stigerør er installert opp til riggen. Oljebasert borevæske planlegges i 12 ¼ og 8 ½ seksjonen. Oppstart for brønnen er planlagt etter 1. april 2017 og brønnen vil bli boret med den halvt nedsenkbare boreriggen Songa Enabler som opereres av Songa Offshore. Statoil vurderer at miljørisiko for letebrønn er akseptabel. Statoil vurderer at de foreslåtte beredskapstiltak vil kunne redusere miljørisiko for de biologiske ressursene beskrevet i miljørisikoanalysen ytterligere, og at den planlagte beredskapen for boring av er tilstrekkelig. Den høyeste beregnede miljørisiko for letebrønn 7219/9-6 Kayak er 72 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier i skadekategori Alvorlig. Det er beregnet for alke kystnært i mai. Nivået på utslaget i miljørisiko for alke (og annen kystnær sjøfugl i hekkeperioden) kan til dels forklares ved bruk av aggregeringsfaktor som kan føre til at miljørisiko vil kunne overestimeres noe. Det er gruppen kystnær sjøfugl som viser høyest miljørisiko gjennom vår og sommer sesong, mens pelagisk sjøfugl har høyest miljørisiko høst og vinter. Det er gjennomført en kvantitativ miljørisikoanalyse etter MIRA-metoden for strandressurser, basert på helårlig statistikk. Det var meget små utslag i miljørisiko (<1%) for strand (Norge-fastland) i analyseperioden. Det er Vesterålen- Finnmarksbestanden for havert som har høyest miljørisiko i høstsesongen (2,6% av akseptkriteriet). Ved planlagt boretidspunkt (vår/sommersesong) er miljørisiko maksimalt 0,24% av akseptkriteriet. Statoil vurderer miljørisikoen for sel som svært lav. Resultatene for fisk viser at området med gjennomsnittlig THC-konsentrasjon > 50 ppb overlapper med mindre enn 1 % av gyteområdet for kveite. Ingen andre gyteområder viser overlapp med influensområdet hvor konsentrasjon i vannsøylen er over 50ppb. Statoil vurderer derfor at miljørisikoen er svært lav for fisk. Den marginale issonen, Polarfronten og Bjørnøya berøres ikke av et utslipp med utblåsningsrater som lagt til grunn i denne analysen. Miljørisikoanalysen for letebrønn er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for alle VØK-er og måneder. Figur 3 viser den høyeste modellerte miljørisikoen for letebrønn per måned for alle VØKer. I planlagt boreperiode, Q2 2017(vår sommer), er det gruppen kystnær sjøfugl som har høyest miljørisiko, mens i høst og vinter er det sjøfugl på åpent hav som får høyest utslag. Det er satt krav til 4 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 36 timer. Kjemisk dispergering vil, basert på en NEBA vurdering, kunne bidra til et effektivt oljevern til havs. For barriere 3 og 4 stilles det krav til en kapasitet tilsvarende 1 kystsystem og 1 fjordsystem med responstid på 19 døgn, som er korteste drivtid til kysten. Det stilles ikke spesifikke krav til barriere 5 da det ikke forekommer stranding i Statoils prioriterte områder innen 20 døgn. Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og berørte IUAer. Security Classification: Open - Status: Final Page 7 of 77

8 letebrønnene /8-1 Blåmann med 721 9/9-2 Kayak AU - TPD DW ED Ramme for aktiviteten Prinsipper for risikoreduksjon beskrives i 11 i r ammeforskriften. Lovgivningen sier at skade eller fare for skade på mennesker, miljø eller materielle verdier skal forhindres eller begrenses i tråd med helse -, miljø - og sikkerhetslovgivningen, herunder interne krav og akseptkriterier som er av betydning for å oppfylle krav i denne lovgivni ngen. Videre sier forskriftet at utover dette nivået skal risikoen reduseres ytterligere så langt det er mulig. Statoil planlegger å gjennomføre aktivitetene i tråd med dette. 3 Havbunnsundersøkelser og sårbar bunnfauna DNV har gjennomført grunnlagsunderslkelse tok på Blåmann og Kayak borelokasjon med Island Spirit 15. til 29. september Sedimentprøver med grabb ble tatt i tillegg til visuell monitorering med ROV. Statoil sine vurderinger baserer seg på innsamlet informasjon fra dette toktet. For begge brønnene mener Statoil det ikke er sårbar bunnfauna på borelok asjon en trenger ta spesiellt hensyn til og Statoil planlegger ikke for videre tiltak i forbindelse med dette. 3.1 Lokasjon for letebrønn /8-1 Blåmann Havbunnen rundt Blåmann lokasjonen viser en svært artsfattig havbunn der nesten ingen svamper ble observert. Havbunnen er svært monoton be stående av gjørme eller sand. Kun to enkelt tilfeller av bløtbunnssvamper ( Stylochordyla borealis ) ble registrert. Figur 3.1 viser relativ mengde, fordeling og tetthet av svamp på lokasjonen. F igur 3.2 vise et typisk bilde av havbunnen i området. Hard Bottom Sponges (0%) Soft Bottom Sponges - Single (0,01%) Soft Bottom Sponges - scattered (0%) Soft Bottom Sp onges - common (0%) Soft Bottom Sponges - high density (0%) Single or no sponges present (100%) No sponges present (99,99%) Figur 3.1 Relativ mengde av svamp klassifisert i semi kvantitative grupper på Blåmann lokasjon. Security Classification: Open - Status: Final Page 8 of 77

9 letebrønnene /8-1 Blåmann med 721 9/9-2 Kayak AU - TPD DW ED Figur 3.2 Typisk havbunn på Blåmann lokasjon. 3.2 Lokasjon for letebrønn 7219/ 9-2 Kayak Havbunnen på Kayak lokasjon består primært av gjørmeholdig sand med enkelte steinblokker og småstein. To groper (pockmarks) ble observert. Spredte forekomster av bløtbunn svamper ble registrert på Kayak lokasjon. De mest vanlige artene var Geodia sp, Asconema sp. o g Aplysil la sulphurea. Hardbunnssvamper ble regisrert noen få steder og da forholdsvis spredt. Ingen koraller eller andre rødlistede arter ble dokumentert. Figur 3.3 viser relativ mengde, fordeling og tetthet av svamp på Kayak lokasjonen. F igur 3.4 vise et typisk bilde av havbunnen i området. Hard Bottom Sponges (1,9%) Soft Bottom Sponges - Single (0,04%) Soft Bottom Sponges - scattered (38,44%) Soft Bottom S ponges - common (0,32%) Soft Bottom Sponges - high density (0%) Single or no sponges present (59,33%) No sponges present (59,29%) Figur 3.3 Relativ mengde av svamp klassifisert i semi kvantitative grupper på Kayak lokasjon. Security Classification: Open - Status: Final Page 9 of 77

10 Figur 3.4 Typisk havbunn på Kayak lokasjon bestående av slamholdig sand med en enkelt svamp (Geodia macandrewii). Security Classification: Open - Status: Final Page 10 of 77

11 4 Generell informasjon 4.1 Beliggenhet, lisensforhold og målsetting for letebrønn Blåmann Letebrønn 7121/8-1 Blåmann med tilhørende mulige sidesteg er planlagt i posisjon 71 25'43.9" N og 21 38'26.5"Ø. Blåmann-prospektet ligger mellom Snøhvit-feltet mot nordvest og Goliat-feltet mot sørøst. Brønnen er lokalisert ca. 17 km fra Snøhvit PLEM/CDU og ca. 26 km fra Goliat FPSO, og 76 km til småøyer ved grunnlinjen utenfor Kamøya i Hammerfest. Et områdekart for den planlagte brønnen sammen med referansebrønn er vist i figur 4.1. Vanndypet på brønnlokasjon er ca. 376 m MSL. Brønnlokasjonen befinner seg i lisens PL 849. Tabell 4.1 nedenfor viser rettighetshavere og lisensandel for lisensen. Figur 4.1 Kart som viser PL849 med Blåmann prospeket, og referansebrønner i Hammerfestbassenget. Security Classification: Open - Status: Final Page 11 of 77

12 Tabell 4.1: Rettighetshavere og lisensandel for PL 849: Selskap Prosentandel Statoil (operatør) 50 % ENI Norge 30 % Petoro 20 % Målsetting for boreaktiviteten Primært formål med letebrønn 7121/8-1 er å påvise hydrokarboner i Blåmann-prospektet, i sandstein av jura alder. Blåmann-prospektet består av to segmenter, Blåmann vest og Blåmann øst. Brønn 7121/8-1 vil bores i det vestlige segmentet. Dersom en dypere oljekolonne enn forventet påvises i hovedbrønnen, vil et nedflanks sidesteg, 7121/8-1 A, bli vurdert boret for å påvise en eventuell olje-vannkontakt. Ved funn av olje, kan Blåmann være en potensiell tie-in kandidat til Goliat. 4.2 Beliggenhet, lisensforhold og målsetting for letebrønn Kayak Letebrønn er planlagt i posisjon 72 19'44.2" N og 19 54'39.7" Ø. Brønnen er lokalisert i Johan Castberglisensen, sørvest for Skrugard og Havis, og ca. 198 km nordvest for Sørøya. Et områdekart for den planlagte brønnen sammen med referansebrønn er vist i figur 4.2. Vanndypet på brønnlokasjon er ca. 332 m MSL. Brønnlokasjonen befinner seg i lisens PL 532. Tabell 4.2 nedenfor viser rettighetshavere og lisensandel for lisensen. Security Classification: Open - Status: Final Page 12 of 77

13 letebrønnene /8-1 Blåmann med 721 9/9-2 Kayak AU - TPD DW ED Figur 4. 2 Kart over PL532 med brønnlokasjon 721 9/9-2 Kayak markert, samt referansebrønner i Castberg - området. Tabell 4. 2 : Rettighetshavere og lisensandel for PL 532 : Selskap Prosentandel Statoil (operatør) 50 % ENI Norge 30 % Petoro 20 % Security Classification: Open - Status: Final Page 13 of 77

14 4.2.1 Målsetting for boreaktiviteten Primært formål med letebrønn er å påvise hydrokarboner og undersøke reservoarpotensialet i sandsteiner av kritt og jura alder. Brønnen vil bore gjennom sandsteinssekvenser ved flere nivå, der primært mål er de grunneste krittsandene, Kayak-prospektet, og sekundære mål er de dypere kritt-sandene, Husky prospektet, og dypereliggende jurasander. Et eventuelt oljefunn i Kayak vil kobles til Castberg FPSO. Security Classification: Open - Status: Final Page 14 of 77

15 4.3 Boring og brønndesign for letebrønn 7121/8-1 Blåmann Brønn 7121/8-1 Blåmann er planlagt boret med sjøvann og høyviskøse piller i topphullseksjonene og oljebasert borevæske i 12 ¼ - og 8 ½"-seksjonen. En oversikt over forbruk og utslipp av vannbasert borevæske og forbruk av oljebasert borevæske er gitt i vedlegg A, henholdsvis tabell A-1.1 og A-2.1. Økotoksikologiske data for produkter som ikke er på PLONOR-listen er tilgjengelige i databasen NEMS Chemicals. Omsøkt mengde bore- og brønnkjemikalier er basert på brønndesign beskrevet i tabell 4.3. Alle dyp er målt fra boredekksnivå på Songa Enabler (høydereferanse er betegnet RKB). RKB - MSL på Songa Enabler er 32 m. Vanndypet på lokasjonen er omtrent 376 m MSL og 17 1/2 -brønnseksjonene De to øverste hullseksjonene er planlagt boret med sjøvann. For å rense hullet vil høyviskøse piller bli pumpet. Etter boring fortrenges hullet til vektet vannbasert væske. 30 lederør og 20" x 13 5/8 foringsrør blir kjørt og sementert i hele sin lengde. Borekaks og eventuell overskytende sement slippes ut på havbunnen da stigerør ikke er installert. 12 ¼"-brønnseksjon Oljebaserte borevæskesystemet er planlagt i denne seksjonen. Borekaks returneres til overflaten, separeres over shaker og sendes til land for behandling. Overflødig borevæske vil bli sendt til land for avfallsbehandling og gjenbruk. For 12 ¼ seksjonen kjøres en 9 7/8 forlengelsesrør. Seksjonen planlegges sementert tilbake omtrent 200 m over settedyp. 8 1/2"-brønnseksjon Seksjonen er planlagt boret med oljebaserte borevæskesystemet. Seksjonen vil bli boret ned til endelig dyp for brønnen. Borekaks returneres til overflaten, separeres over shaker og sendes til land for behandling. Overflødig borevæske sendes til land. Datainnsamling vil bli gjennomført i henhold til eget program og brønnen vil bli plugget permanent tilbake. Security Classification: Open - Status: Final Page 15 of 77

16 Sidesteg 7121/8-1A Dersom det påvises hydrokarboner i Blåmann-prospektet er det en opsjon om å bore et sidesteg dersom resultatene fra hovedbrønnen ikke er konklusive med hensyn til hydrokarbonfylling i reservoaret. 8 ½" seksjonen på Blåmann vil da plugges tilbake og en avboringsrampe vil bli satt i 13 3/8" avhengningsør. Sidesteget planlegges videre med følgende seksjoner, begge planlagt med oljebasert borevæskesystem. 12 ¼"-brønnseksjon 12 ¼" seksjonen er planlagt boret ut fra avboringsrampen og ned til over tilstrekkelig geologisk usikkerhet over reservoaret. Et 9 5/8" forlengelsesrør kjøres og sementeres tilbake omtrent 200 m over settedyp. 8 1/2"-brønnseksjon En 8 ½" seksjon er planlagt ned til brønnens totale dyp før nødvendig datainnsamling vil bli gjennomført i henhold til eget program og brønnen vil bli plugget permanent tilbake.. Tabell 4.3: Letebrønn Blåmann med oversikt over brønnseksjoner, planlagt borevæske, seksjonslengder og massebalanse for borevæske og kaks Dybde m (MD) Seksjonslengde Utslipp av bore-væske til sjø Hullseksjon Type Kaks generert Kakshåndtering (fra-til) [m] [m 3 ] [m 3 ] 36" Sjøvann med polymer sweeps utslipp til sjø 17½" Sjøvann med polymer sweeps utslipp til sjø 12 ¼" XP Til land 8 1/2" XP Til land P&A - 0 XP Til land 12 ¼" (sidesteg) XP Til land 8 1/2" (sidesteg) XP Til land P&A - 0 XP Til land Totalt Security Classification: Open - Status: Final Page 16 of 77

17 4.4 Boring og brønndesign for letebrønn Brønn er planlagt boret med sjøvann og høyviskøse piller i topphullseksjonene og oljebasert borevæske i 12 ¼ - og 8 ½"-seksjonen. En oversikt over forbruk og utslipp av vannbasert borevæske og forbruk av oljebasert borevæske er gitt i vedlegg A, henholdsvis tabell A-1.2 og A-2.2. Økotoksikologiske data for produkter som ikke er på PLONOR-listen er tilgjengelige i databasen NEMS Chemicals. Omsøkt mengde bore- og brønnkjemikalier er basert på brønndesign beskrevet i tabell 4.4. Alle dyp er målt fra boredekksnivå på Songa Enabler (høydereferanse er betegnet RKB). RKB - MSL på Songa Enabler er 32 m. Vanndypet på lokasjonen er omtrent 332 m MSL og 17 1/2 -brønnseksjonene De to øverste hullseksjonene er planlagt boret med sjøvann. For å rense hullet vil høyviskøse piller bli pumpet. Etter boring fortrenges hullet til vektet vannbasert væske. 30 lederør og 20" x 13 5/8 foringsrør blir kjørt og sementert i hele sin lengde. Borekaks og eventuell overskytende sement slippes ut på havbunnen da stigerør ikke er installert. 12 ¼"-brønnseksjon Oljebaserte borevæskesystem er planlagt i denne seksjonen. Borekaks returneres til overflaten, separeres over shaker og sendes til land for behandling. Overflødig borevæske vil bli sendt til land for avfallsbehandling og gjenbruk. For 12 ¼ seksjonen kjøres en 9 7/8 forlengelsesrør. Seksjonen planlegges sementert tilbake omtrent 200 m over settedyp. 8 1/2"-brønnseksjon Seksjonen er planlagt boret med oljebasert borevæskesystemet. Seksjonen vil bli boret ned til endelig dyp for brønnen. Borekaks returneres til overflaten, separeres over shaker og sendes til land for behandling. Overflødig borevæske sendes til land. Datainnsamling vil bli gjennomført i henhold til eget program og brønnen vil bli plugget permanent tilbake. Tabell 4.4: Letebrønn Kayak med oversikt over brønnseksjoner, planlagt borevæske, seksjonslengder og massebalanse for borevæske og kaks Dybde m (MD) Seksjonslengde Utslipp av bore-væske til sjø Hullseksjon Type Kaks generert Kakshåndtering (fra-til) [m] [m 3 ] [m 3 ] 36" Sjøvann med polymer sweeps utslipp til sjø 17½" XP utslipp til sjø 12 ¼" XP Til land 8 1/2" XP Til land P&A - 0 XP Til land Totalt Security Classification: Open - Status: Final Page 17 of 77

18 5 Forbruk og utslipp av kjemikalier og kaks 5.1 Valg og evaluering av kjemikalier Klassifiseringen av kjemikalier og stoffer i kjemikalier er gjort i henhold til gjeldende forskrifter og dokumentert i databasesystemet Nems Chemicals. Kjemikalier benyttes i henhold til aktivitetsforskriftens rammer og miljøklassifiseres basert på HOCNF-informasjon. Alle produkter vurderes for substitusjon etter iboende fare og risiko ved bruk. Årlig avholdes substitusjonsmøter mellom Statoil og leverandører/kontraktører, her presenteres produktporteføljen og bruksområder der HMS-egenskapene er synliggjort. På møtene gjøres opp status for tidligere vedtatte aksjoner og det diskuteres behovet for de enkelte kjemikaliene i bruk og muligheten for substitusjon fremover. Statoil vil særlig prioritere substitusjonskandidater som går til utslipp. Substitusjonsplanene er lett tilgjengelig for lokal miljøkoordinator samt andre relevante som er knyttet til drift eller kontrakter. 5.2 Kontroll, måling og rapportering av utslipp Statoil har satt krav og retningslinjer til driftskontroll, utslippsmåling og rapportering i forbindelse med virksomheten på norsk sokkel, slik at både myndighetskrav og interne krav vil bli ivaretatt. Disse kravene vil også gjelde for de leverandører som leverer tjenester i forbindelse med boringen av brønnen. Det er utarbeidet et riggspesifikt måleprogram for Songa Enabler. Måleprogrammet er en del av Statoil sitt styringssystem, ARIS. Rapportering av forbruk og utslipp av riggkjemikalier utføres av boreentreprenør. Rapportering av forbruk og utslipp av borevæsker og sementkjemikalier utføres av den enkelte leverandør. 5.3 Omsøkte forbruks- og utslippsmengder av kjemikalier I henhold til gjeldende regelverk søkes det om tillatelse til forbruk av svarte og røde kjemikalier og forbruk og utslipp av grønne og gule kjemikalier. Mengdene er beregnet ut fra andel svart, rødt og gult stoff i hvert av handelsproduktene. Det vises til Vedlegg A for underlag for de omsøkte mengdene. De omsøkte kjemikaliene er inndelt i bore- og brønnkjemikalier, riggkjemikalier, sementkjemikalier og kjemikalier i lukket system. Kjemikaliemengdene er basert på boring og tilbakeplugging av hovedbrønn og et sidesteg. Worst case doseringsrater er lagt til grunn for estimering av kjemikalieforbruk. Hjelpekjemikaliene er beregnet ut fra erfaringstall av månedlig forbruk på Songa Enabler. Utslipp til sjø i forbindelse med planlagt aktivitet består av: Bore- og brønnkjemikalier Riggkjemikalier som gjengefett, BOP væske og vaskemidler Utboret kaks Dreneringsvann, sanitærvann og organisk kjøkkenavfall Security Classification: Open - Status: Final Page 18 of 77

19 Tabell 5.1 og 5.2 viser totalt omsøkte forbruks- og utslippsmengder av grønne, gule og røde kjemikalier ved boring av brønnene. Omsøkte forbruksmengder av kjemikalier i lukkede systemer (kjemikalier uten utslipp til sjø) er gitt i kapittel Tabell 5.1 Samlet omsøkte forbruks- og utslippsmengder ved boring av Blåmann inklusivt mulig sidesteg Kjemikalietype Omsøkt forbruk Omsøkt utslipp til sjø Total mengde grønt stoff Total mengde gult stoff (ekskl. Y2) ,3 Total mengde gult Y2 stoff 82,9 0,02 Total mengde rødt stoff 86 0 Tabell 5.2 Samlet omsøkte forbruks- og utslippsmengder ved boring av Kayak Kjemikalietype Omsøkt forbruk Omsøkt utslipp til sjø Total mengde grønt stoff Total mengde gult stoff (ekskl. Y2) ,1 Total mengde gult Y2 stoff 39,5 0,02 Total mengde rødt stoff 41 0 Security Classification: Open - Status: Final Page 19 of 77

20 5.3.1 Omsøkt forbruk og utslipp av gule, grønne og røde kjemikalier fordelt på bruksområder for Blåmann og Kayak Tabell 5.3 og 5.4 viser estimert forbruk og utslipp av stoff i gul, grønn og rød miljøkategori fordelt på bruksområde. Tabell 5.3 Letebrønn Blåmann med estimert forbruk og utslipp av stoff i gul, grønn og rød miljøklassifisering fordelt på bruksområder Bruksområde Forbruk Utslipp Grønn Forbruk stoff Gul Y1 Gul Y2 Rød Grønn Utslipp stoff BOP kjemikalier 15,51 15,51 13,94 1,57 0,00 0,00 13,94 1,57 0,00 0,00 Vaskekjemikalier 6,09 6,09 4,95 1,14 0,00 0,00 4,95 1,14 0,00 0,00 Renseanlegg 3,90 2,42 3,20 0,70 0,00 0,00 1,72 0,70 0,00 0,00 Gjengefett 0,25 0,02 0,03 0,22 0,00 0,00 0,00 0,02 0,00 0,00 Vannbasert borevæske (36''- og 17 1/2''-seksjonene) 607,2 607,2 602,7 4,5 0,0 0,0 602,7 4,5 0,0 0,0 Oljebasert borevæske i hovedbrønnen 3200,7 0,0 1572,5 1544,2 41,3 42, (12 1/4''- og 8 1/2''-seksjon ) Oljebasert borevæske sidesteg (12 1/4''- og 8 1/2''-seksjon ) 3254,5 0,0 1626,2 1544,2 41,3 42, Sementering hovedbrønn 452,45 45,73 445,45 6,73 0,27 0,00 45,40 0,30 0,02 0,00 Sementering sidesteg 143,31 2,00 139,61 3,65 0,05 0,00 1,97 0,04 0,00 0,00 Totalt Gul Y1 Gul Y2 Rød Tabell 5.4 Letebrønn Kayak med estimert forbruk og utslipp av stoff i gul, grønn og rød miljøklassifisering fordelt på bruksområder Bruksområde Forbruk Utslipp Grønn Forbruk stoff Gul Gul Y1 Y2 Rød Grønn Utslipp stoff BOP kjemikalier 11,0 11,0 9,9 1,1 0,0 0,0 9,9 1,1 0,0 0,0 Vaskekjemikalier 4,3 4,3 3,5 0,8 0,0 0,0 3,5 0,8 0,0 0,0 Renseanlegg oljeholdig vann 3,6 2,4 3,2 0,7 0,0 0,0 1,7 0,7 0,0 0,0 Gjengefett 0,174 0,017 0,020 0,154 0,000 0,000 0,002 0,015 0,000 0,000 Vannbasert borevæske (36''- og 17 1/2''-seksjonene) 599,2 599,2 594,9 4,3 0,0 0,0 594,9 4,3 0,0 0,0 Oljebasert borevæske i hovedbrønnen 3070,0 0,0 1528,7 1461,7 39,1 40,5 0,0 0,0 0,0 0,0 (12 1/4''- og 8 1/2''-seksjon ) Sementering hovedbrønn 554,4 40,3 545,4 8,6 0,4 0,0 40,1 0,2 0,02 0,0 Totalt 4243,0 657,2 2685,6 1477,4 39,5 40,5 650,1 7,1 0,0 0,0 Gul Y1 Gul Y2 Rød Security Classification: Open - Status: Final Page 20 of 77

21 5.3.2 Planlagt brukte kjemikalier for begge brønnene En stor andel av kjemikaliene som går til utslipp er PLONOR-kjemikalier. Dette er kjemikalier som er vannløselige, bionedbrytbare, ikke-akkumulerende og/eller uorganiske, naturlig forekommende stoffer med minimal eller ingen miljøskadelig effekt. Kjemikaliene er valgt fordi de regnes som de mest miljøvennlige produktene. De fleste produkter som planlegges benyttet i gul miljøklassifisering befinner seg i kategorien gul Y1, og anses å ha akseptable miljøegenskaper. Vannbasert borevæske: Produktene i borevæsken er grønne PLONOR-kjemikalier der eneste gule produkt er GEM GP. Dette er et enkelt glykol produkt og brukes som et formasjonsstabilliserende middel. Oljebasert borevæske: Totalt syv gule kjemikalier er planlagt benyttet, ett i Y2-kategori (Duratone E). Det er også planlagt å benytte ett rødt kjemikalie i borevæsken (Geltone II). Det vil ikke være planlagte utslipp til sjø av denne borevæsken. Sementkjemikalier: Det planlegges å bruke åtte kjemikalier i gul kategori, to i Y2-kategori (D-AIR 1100L NS og Halad-300L NS). De resterende kjemikaliene som er planlagt brukt er grønne PLONOR-kjemikalier. Ingen sementkjemikalier i rød kategori er planlagt brukt. Riggkjemikalier: Det planlegges kun å benytte gule og grønne riggkjemikalier. Ingen riggkjemikalier er i Y2-kategori. Security Classification: Open - Status: Final Page 21 of 77

22 5.3.3 Omsøkt forbruk av svarte kjemikalier - Kjemikalier i lukkede systemer for Songa Enabler Det søkes om tillatelse til bruk av svarte kjemikalier i lukket system med estimert forbruk over 3000 kg pr. år pr. installasjon. Statoil har gjort en vurdering av hvilke hydraulikkvæsker/oljer i lukkede systemer som omfattes av krav til økotoksikologisk dokumentasjon (HOCNF) i henhold til Aktivitetsforskriften 62. Økotoksikologisk dokumentasjon for de nevnte produkter i Tabell 5.5 er registrert i databasen NEMS Chemicals. Forbruk av de omsøkte produktene er styrt av ulike behov og forbruket kan typisk være en funksjon av en eller flere av disse faktorene: Krav til garantibetingelser. Utskifting iht. et påkrevd intervall, eksempelvis utstyrsspesifikke krav. Forebyggende vedlikehold. Skifte av hele/deler av systemvolumer etter nærmere fastsatte frekvenser for å ivareta funksjon og integritet til systemer. Kritisk vedlikehold. Skifte av hele/deler av volumer basert på akutt behov. Etterfylling av mindre volumer grunnet vedlikeholdsbehov, svetting, mindre lekkasjer og lignende. Avhending av kjemikalieproduktene ved utskifting gjøres iht. plan for avfallsbehandling for den enkelte innretning og de spesifikke krav som er gitt for avfallsbehandling. Utskiftning av kjemikalier i lukkede system vil vanskelig kunne forutses, og det vil være mulighet for flere større utskiftninger på riggen i løpet av ett år. Omsøkt forbruk inkluderer estimert årlig forbruk på Songa Enabler, samt en opsjon på ytterligere forbruk av kjemikalier i svart miljøkategori som kan benyttes ved væskeutskifting av systemer. Det søkes om et forbruk på liter som omfatter normalt årlig forbruk og en opsjon på å benytte ytterligere liter dersom det blir nødvendig med utskiftning av alle systemene. De omsøkte produktene er brukt i lukkede systemer og vil ikke medføre planlagte utslipp til sjø. Ved årsrapportering vil Statoil levere informasjon om faktiske forbrukte mengder av navngitte produkter. Tabell 5.5 viser en oversikt over kjemikalier i lukkede systemer som kan få et forbruk høyere enn 3000 kg per år per installasjon. I brannskum anlegg på Songa Enabler brukes det fluorfrie brannskummet Re-Healing RF3, 3% fra Solberg Scandinavia AS. Tabell 5.5 Kjemikalier i lukkede systemer med estimert forbruk over 3000 kg/år/installasjon Handelsnavn Funksjon Miljøvurdering Estimert årlig forbruk (kg) % andel stoff i kategori Forbruk stoff i kategori( kg) Svart Rød Gul Grønn Svart Rød Gul Grønn HydraWay HVXA 32 HP Hydraulikkolje Svart ,4 94,6 0,0 0, HydraWay HVXA 46 HP Hydraulikkolje Svart ,0 40,0 0,0 0, HydraWay SE 46 HP Hydraulikkolje Svart ,8 78,5 19,8 0, Opsjon ved utskiftning Hydraulikkolje/væske Svart ,0* Sum *Det er konservativt søkt om tillatelse til forbruk av 100 % svart stoff i tilfelle det skulle være ønskelig å bytte til et annet produkt ved en totalutskiftning av væsken på et større hydraulisk system. Per i dag er det ikke planlagt å bytte til andre produkter. Security Classification: Open - Status: Final Page 22 of 77

23 5.4 Valg av borevæskesystemer og begrunnelse for bruk for letebrønn Blåmann Topphullsseksjonene 36 og 17 ½ vil bli boret før stigerør er installert. Disse seksjonene blir boret med sjøvann og høyviskøse piller med retur til havbunnen. Før boring av 12 ¼ -seksjonen vil stigerør installeres. Ved boring med oljebasert borevæske vil borekaks separeres over shaker og sendes til land for avfallshåndtering. Oljebasert borevæske er vurdert som den beste tekniske og sikkerhetsmessige løsningen for 12 ¼ - og 8 1/2"- seksjonenene, både i hovedbrønnen og sidesteget. Begrunnelse for valg av oljebasert borevæske: 12 ¼ og 8 ½ -seksjonene i brønnen er planlagt boret gjennom formasjoner som er kjent for å være reaktive og ustabile når boret med vannbaserte borevæskesystemer. Eksponeringstiden vil være relativt lang dersom funn i reservoarene og flere logger på kabel vil bli gjennomført. Oljebasert borevæske sørger for god inhibering, bedrer hullrensing og stabiliserer formasjonen i åpent hull. Samtidig vil den gi mindre utvasking og en tynnere filterkake som reduserer risikoen for å sette seg fast med bore- og datainnsamlingsstreng. Begrunnelse for bruk av produkt i rød kategori i det oljebaserte borevæskesystemet: Geltone II er nødvendig for å bidra til viskositets- og suspensjonsegenskapene til borevæsken. Geltone II er et produkt bestående av organofil leire som forholder seg stabilt ved et bredt temperaturområde. Statoil vurderer alternative gule Y2 produkter til å være miljømessig svært like Geltone II og at det er liten miljøeffekt i å substiture til disse. 5.5 Valg av borevæskesystemer og begrunnelse for bruk for letebrønn Kayak Topphullsseksjonene 36 og 17 ½ vil bli boret før stigerør er installert. Disse seksjonene blir boret med sjøvann og høyviskøse piller med retur til havbunnen. Før boring av 12 ¼ -seksjonen vil stigerør installeres. Ved boring med oljebasert borevæske vil borekaks separeres over shaker og sendes til land for avfallshåndtering. Oljebasert borevæske er vurdert som den beste tekniske og sikkerhetsmessige løsningen for 12 ¼ og 8 ½" seksjonenene. Begrunnelse for valg av oljebasert borevæske: 12 ¼ og 8 ½ -seksjonene i brønnen er planlagt boret gjennom formasjoner som er kjent for å være reaktive og ustabile når boret med vannbaserte borevæskesystemer. Eksponeringstiden vil være relativt lang dersom funn i reservoarene og flere logger på kabel vil bli gjennomført. Oljebasert borevæske sørger for god inhibering, bedrer hullrensing og stabiliserer formasjonen i åpent hull. Samtidig vil den gi mindre utvasking og en tynnere filterkake som reduserer risikoen for å sette seg fast med bore- og datainnsamlingsstreng. Begrunnelse for bruk av produkt i rød kategori i det oljebaserte borevæskesystemet: Geltone II er nødvendig for å bidra til viskositets- og suspensjonsegenskapene til borevæsken. Geltone II er et produkt bestående av organofil leire som forholder seg stabilt ved et bredt temperaturområde. Statoil vurderer Security Classification: Open - Status: Final Page 23 of 77

24 alternative gule Y2 produkter til å være miljømessig svært like Geltone II og at det er liten miljøeffekt i å substiture til disse. 5.6 Sementkjemikalier for letebrønn Blåmann Tabellene A-3.1 og A-3.1b i Vedlegg A angir forbruk og utslipp av sementkjemikalier i henhold til planlagt sementprogram for brønnen og potensielt sidesteg. Det er kun planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier i gul og grønn kategori. For hovedbrønnen er det tatt høyde for 30" lederør, 20 x 13 5/8" foringsrør og 9 5/8" forlengelsesrør, skillevæsker og tilbakeplugging av brønnen. For sidesteget er det tatt høyde for sementjobb knyttet til 9 5/8" forlengelsesrør (sidesteget til 7121/8-1) samt skillevæsker og tilbakeplugging av brønnen. I forbindelse med sementjobber vil alt miksevann som er i sementeringsenheten bli pumpet inn i brønnen. Resterende belegg i tanker og rør går til sjø under rengjøring. Beregnet utslipp per vaskejobb er 300 liter kjemikalieforurenset vaskevann. På grunn av usikkerhet i hullvolum, beregnes en ekstra sikkerhetsmargin på sementvolum som vist under: Lederør: 300 % av teoretisk ringromsvolum Overflaterør: 100 % av teoretisk ringromsvolum Forings- og avhengningsrør: 50% av teoretisk ringromsvolum Tilbakepluggingsvolum: 50% av teoretisk volum Tilbakeplugging av brønnen vil generere oppvaskvolum og skillevæsker som vil bli sendt til land for videre behandling. En del av denne sikkerhetsmarginen vil gå med til å fylle opp hulrom i formasjonen. Den resterende mengden vil gå til utslipp. For utslipp til sjø regner man: Lederør: 50 % av teoretisk ringromsvolum Overflaterør: 20 % av teoretisk ringromsvolum i åpent hull I tillegg er det lagt inn en sikkerhetsmargin på 50% på det totale forventede forbruk og utslipp. Mindre utslipp vil skje i forbindelse med rengjøring/nedspyling av sementenhet. Vaskevannet fra denne operasjonen slippes til sjø for å unngå plugging av lukket drainsystem pga størknet sement og ytterligere kjemikaliebruk for å løse opp dette. Utslipp av sementkjemikalier i forbindelse med rengjøring av sementenhet estimeres til 1-2% av totalforbruk. Det vil også forekomme utslipp av tørrsement via ventilasjonssystemet på lagertanker i forbindelse med lasting av sement om bord på riggen, samt transport av denne under sementeringsjobber. Dette utslippet estimeres til 2% av totalt sementforbruk. 5.7 Sementkjemikalier for letebrønn Kayak Tabell A-3.2 i Vedlegg A angir forbruk og utslipp av sementkjemikalier i henhold til planlagt sementprogram for brønnen. Det er kun planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier i gul og grønn kategori. For hovedbrønnen er det tatt høyde for 30" lederør, 20 x13 5/8" foringsrør og 9 7/8" forlengelsesrør, skillevæsker og tilbakeplugging av brønnen. Security Classification: Open - Status: Final Page 24 of 77

25 I forbindelse med sementjobber vil alt miksevann som er i sementeringsenheten bli pumpet inn i brønnen. Resterende belegg i tanker og rør går til sjø under rengjøring. Beregnet utslipp per vaskejobb er 300 liter kjemikalieforurenset vaskevann. På grunn av usikkerhet i hullvolum, beregnes en ekstra sikkerhetsmargin på sementvolum som vist under: Lederør: 300 % av teoretisk ringromsvolum Overflaterør: 100 % av teoretisk ringromsvolum Forings- og avhengningsrør: 50% av teoretisk ringromsvolum Tilbakepluggingsvolum: 50% av teoretisk volum Tilbakeplugging av brønnen vil generere oppvaskvolum og skillevæsker som vil bli sendt til land for videre behandling. En del av denne sikkerhetsmarginen vil gå med til å fylle opp hulrom i formasjonen. Den resterende mengden vil gå til utslipp. For utslipp til sjø regner man: Lederør: 50 % av teoretisk ringromsvolum Overflaterør: 20 % av teoretisk ringromsvolum i åpent hull I tillegg er det lagt inn en sikkerhetsmargin på 50% på det totale forventede forbruk og utslipp. Mindre utslipp vil skje i forbindelse med rengjøring/nedspyling av sementenhet. Vaskevannet fra denne operasjonen slippes til sjø for å unngå plugging av lukket drainsystem pga størknet sement og ytterligere kjemikaliebruk for å løse opp dette. Utslipp av sementkjemikalier i forbindelse med rengjøring av sementenhet estimeres til 1-2% av totalforbruk. Det vil også forekomme utslipp av tørrsement via ventilasjonssystemet på lagertanker i forbindelse med lasting av sement om bord på riggen, samt transport av denne under sementeringsjobber. Dette utslippet estimeres til 2% av totalt sementforbruk. 5.8 Beredskapskjemikalier for letebrønn Blåmann og Kayak Beredskapskjemikalier vil under normale forhold ikke vil bli benyttet, men kan komme til anvendelse dersom det oppstår uventede situasjoner eller spesielle problemer. Dette kan for eksempel være grunn gass, fastsittende borestreng, tapt sirkulasjon i brønn, sementforurensing osv. Forbruk av disse kjemikaliene vil gå utover det som er omsøkt av planlagte kjemikalier. Ved «normal» bruk doseres produktene inn i væsken og fortynnes slik at utslipp av kjemikaliene vil være under produktenes potensielle giftighetsnivå. En oversikt over beredskapskjemikaliene er gitt i Vedlegg B, tabell B Riggkjemikalier, tørrbulk og oljeholdig vann for Songa Enabler Estimert forbruk og utslipp av riggkjemikalier er gitt i kapittel 5.3. Vaskekjemikalier Security Classification: Open - Status: Final Page 25 of 77

26 Vaske- og rensemidler brukes til rengjøring av gulvflater, dekk, olje- og fettholdig utstyr o.l. Rengjøringskjemikaliene er overflateaktive kjemikalier som har til hensikt å øke løseligheten av olje i vann. Ved vasking av dekk under boring med oljebasert borevæske vil vaskevann i skitne områder gå i lukket avløp og renses/sendes til land. Ut over dette vil brukt vaskemiddel slippes til sjø. Vaskemiddelet er vannbasert og komponentene forventes å biodegradere fullstendig i vannmassene. En oversikt over riggvaskemiddel per brønn er gitt i App. A tabell A-4.1 og A-4.2. Gjengefett Gjengefett vil bli brukt ved sammenkobling av borestreng og foringsrør. Ved boring med vannbasert borevæske vil overskytende gjengefett bli sluppet til sjø sammen med borevæsken som vedheng på kaks. Utslippet av gjengefett er ut i fra bransjestandard estimert til 10% av forbruket ved boring med vannbasert borevæske. En oversikt over gjengefett per brønn er gitt i Vedlegg A tabell A-5.1 og A-5.2. BOP-væske BOP-kontrollvæske benyttes ved trykktesting og aktivisering av ventiler og systemer på BOP (utblåsningsventil). BOPsystemet er et åpent system hvor mesteparten av forbruk går til utslipp. Produktene er vannløselige og vil umiddelbart etter utslipp distribueres fritt i vannmassene og fortynnes nedenfor NOEC (No Effect Concentration). En oversikt over BOP-væsker per brønn er gitt i Vedlegg A tabell A-6.1 og A Utslipp av tørrbulk gjennom ventilasjonsliner Ved operering av liner og pumper for intern transport på rigg, samt lasting og lossing av tørrbulk vil det fra tid til annen foregå små uunngåelige utslipp av tørrstoff gjennom ventilene. Ventilene må til tider også blåses rene når de samme linene skal brukes til ulikt tørrstoff. Disse utslippene rapporteres i dag som en del av forbruk og utslipp av borevæsker og sement. Security Classification: Open - Status: Final Page 26 of 77

27 5.9.2 Drenasje- og oljeholdig vann Dreneringsvann fra rene områder på riggen vil bli rutet direkte til sjø. Vann fra skitne områder vil rutes til sloptank og bli renset før utslipp vha. riggens sloprenseanlegg. Vann fra såkalte skite områder inkluderer vaskevann og drenasjevann fra dekk samt vaskevann generert ifm. vasking av utstyr og tanker som har inneholdt kjemikalier brukt under operasjonen. Ved rensing via riggen sloprenseanlegg vil oljeholdig vann med oljekonsentrasjon på mindre enn 30 mg/l bli sluppet til sjø fra renseanlegget. Kjemikalieoversikt finnes i vedlegg A.7.De resterende mengdene som ikke kan behandles ombord, vil bli sendt til land for behandling eller deponering ved godkjent anlegg. Dersom sloprenseanlegg er ute av drift, vil alt vann fra skitne områder bli sendt til land for behandling Utslipp av borekaks Estimert mengde utslipp av kaks i forbindelse med boringen av 7121/8-1 Blåmann med opsjonelle sidesteg og 7219/9-2 Kayak er vist i kapittel 4.3 og kapittel 4.4. Security Classification: Open - Status: Final Page 27 of 77

28 6 Planlagte utslipp til luft 6.1 Utslipp ved kraftgenerering ved boring av letebrønn Blåmann inklusiv boring av et mulig sidesteg Gjennomsnittlig dieselforbruk i forbindelse med kraftgenerering på Songa Enabler er estimert til 45 tonn per døgn, og den planlagte operasjonen har en estimert varighet på maksimalt 58 døgn dersom sidesteg blir boret. Videre planlegging av brønnen kan gi endringer i antall dager på varihet av boreprosjektet. Beregnet utslipp av klimagasser ifm. kraftgenerering er gitt i tabell 6.1. Norsk Olje & Gass sine standardfaktorer er benyttet for å estimere utslipp av de ulike klimagassene, med unntak av NOxutslipp hvor standardfaktor fra særavgiftsforskriften er benyttet. Tabell 6.1 Estimert utslipp til luft per måned og totalt for den planlagte operasjonen Diesel CO2 CO2 CO CO NOx NOx SOx SOx nmvoc nmvoc Dieseldrevne Forbruk Faktor Utslipp Faktor Utslipp Faktor Utslipp Faktor Utslipp Faktor Utslipp motorer [tonn/tonn] [tonn/tonn] [tonn/tonn] [tonn/tonn] [tonn/tonn] Sum per døgn 45 3, ,007 0,32 0,054 2,43 0,0028 0,13 0,005 0,23 Totalt ved 58 døgn ,27 140,94 7,31 13, Utslipp ved kraftgenerering ved boring av letebrønn Kayak Gjennomsnittlig dieselforbruk i forbindelse med kraftgenerering på Songa Enabler er estimert til 45 tonn per døgn, og den planlagte operasjonen har en estimert varighet på maksimalt 41 døgn. Videre planlegging av brønnen kan gi endringer i antall dager på varihet av boreprosjektet. Beregnet utslipp av klimagasser ifm. kraftgenerering er gitt i tabell 6.2. Norsk Olje & Gass sine standardfaktorer er benyttet for å estimere utslipp av de ulike klimagassene, med unntak av NOxutslipp hvor standardfaktor fra særavgiftsforskriften er benyttet. Tabell 6.2 Estimert utslipp til luft per måned og totalt for den planlagte operasjonen Diesel CO2 CO2 CO CO NOx NOx SOx SOx nmvoc nmvoc Dieseldrevne Forbruk Faktor Utslipp Faktor Utslipp Faktor Utslipp Faktor Utslipp Faktor Utslipp motorer [tonn/tonn] [tonn/tonn] [tonn/tonn] [tonn/tonn] [tonn/tonn] Sum per døgn 45 3, ,007 0,32 0,054 2,43 0,0028 0,13 0,005 0,23 Totalt ved 41 døgn ,92 99,63 5,17 9,23 Security Classification: Open - Status: Final Page 28 of 77

29 7 Avfallshåndtering Norsk olje og gass sine retningslinjer for avfallsstyring vil bli benyttet i forbindelse avfallshåndtering, og en installasjonsspesifikk avfallsplan vil bli fulgt. Konkrete sorteringsmål er styrende for avfallsarbeidet og flyterigger som opererer for Statoil er underlagt samme sorteringssystem. Alt næringsavfall og farlig avfall, bortsett fra fraksjonene som defineres som produksjonsavfall; Kaks, brukt oljeholdig borevæske og oljeholdig slop blir håndtert av avfallskontraktøren SAR. Avfallskontraktørene sørger for en optimal håndtering og sluttbehandling av avfallet i henhold til kontraktene. Alle aktuelle nedstrømsløsninger som velges skal godkjennes av Statoil. Avfallskontraktørene lager også et miljøregnskap for sine valgte nedstrømsløsninger. Hovedfokus for valgte nedstrømsløsninger vil være å sikre høyest mulig gjenvinningsgrad for avfallet som håndteres. Alt avfall kildesorteres offshore i henhold til Norsk olje og gass sine anbefalte avfallskategorier. Avfall som kommer til land og ikke tilfredsstiller disse sorteringskategoriene blir avvikshåndtert og ettersortert på land. Avfallskontraktørene benyttes også som rådgivere i tilrettelegging av avfallssystemer ute på plattformene. Egne avtaler er inngått for behandling av boreavfall (borekaks /borevæske, oljeholdig boreslop og tankvask) med borevæskekontraktørene og spesialfirma for håndtering av boreavfall. Det er også utviklet et kompensasjonsformat som skal stimulere til gjenbruk av de brukte borevæskene. Væske/slop som ikke kan gjenbrukes sendes videre til godkjente avfallsbehandlingsanlegg. Det er en hovedmålsetning at mengde avfall som går til sluttdeponi skal reduseres. Dette skal i størst mulig grad oppnås gjennom optimalisering av materialbruk, gjenbruk, gjenvinning eller alternativ bruk av væsker og materialer innenfor en forsvarlig ramme av helse, miljø og sikkerhet, samt kvalitet. 7.1 Håndtering av borekaks Kaks generert under boring med vannbaserte borevæskesystemer er designet for å kunne slippes til sjø. Ved boring med oljebasert borevæske vil all kaks bli separert over shaker og sendt til land. 7.2 Sanitærvann og organisk kjøkkenavfall Vann fra sanitæranlegg behandles og slippes til sjø. Organisk kjøkkenavfall males opp på riggen før utslipp til sjø. Security Classification: Open - Status: Final Page 29 of 77

30 8 Tiltak for å redusere risiko for utilsiktede utslipp på Songa Enabler For å redusere risiko for utilsiktede utslipp fra rigg er det satt følgende tekniske krav til riggen: Doble fysiske barrierer på alle linjer mot sjø Tankkapasitet for oljeholdig vann Liquid additive system (LAS) for dosering av sementkjemikalier System som gir god nøyaktighet og kontrollert forbruk av kjemikalier Alle områder hvor olje- og kjemikaliesøl kan oppstå skal være koblet til lukket drainsystem To uavhengige systemer for operering av slip-joint pakninger på stigerør Områder ved kjellerdekkshull og andre områder der utslipp normalt kan gå direkte til sjø har kant som forhindrer utslipp til sjø Security Classification: Open - Status: Final Page 30 of 77

31 9 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning letebrønn 7121/8-1 Blåmann 9.1 Introduksjon Statoil gir i dette kapittelet sin vurdering av miljørisiko og forslag til beredskapsløsning og hvilke forutsetninger disse er gjort på. Det gis også et sammendrag av miljørisikoanalysen [1] og beredskapsanalysen [2] utført for 7121/8-1 Blåmann. Analysene er lagt ved søknaden. Miljørisikoanalysen er utført av Acona AS og beredskapsanalysen er utført av Statoil. Analysene er gjennomført i samsvar med Styringsforskriftens paragraf 17, Aktivitetsforskriftens paragraf 73 og Metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA) [3] og veileder for miljørettede beredskapsanalyser [4]. Analysen er gjennomført som en helårlig analyse. Før miljørisiko presenteres og de planlagte tiltakene for oljevern presenteres, gis et kort sammendrag av de viktigste parameterne i analysen Aktivitetsbeskrivelse Letebrønnen 7121/8-1 Blåmann skal bores i Barentshavet (Figur 9.1). Lokasjonen er 76 km fra nærmeste land som er Kamøya i Hammerfest kommune. Lokasjonen ligger mellom Goliat og Snøhvit feltene med 30 km avstand til Goliat feltet. Vanndybden på borelokasjon er 376 m. Borestart er etter planen Q2 2017, med tentativ borestart 1. april. Brønnen er planlagt boret med den halvt nedsenkbare riggen Songa Enabler. Riggen vil ligge posisjonert ved hjelp av dynamisk posisjonering under boreoperasjonen. Forventet hydrokarbontype er olje og brønnen er kategorisert som en gjennomsnitts letebrønn med hensyn til utblåsningssannsynlighet. Det er ikke forventet spesielt høyt trykk i reservoaret. Fakta om letebrønnen er oppsummert i Tabell 9.1. Security Classification: Open - Status: Final Page 31 of 77

32 letebrønnene /8-1 Blåmann med 721 9/9-2 Kayak AU - TPD DW ED Figur 9. 1 Beliggenhet av borelokasjon for letebrønn 7121/8-1 Blåmann Tabell 9. 1 Basisinformasjon for letebrønn 7121 / 8-1 Blåmann Letebrønn 7121/8-1 Blåmann Posisjon for DFU (geografiske koordinater) 71 25'44''N, 21 38'27''Ø Vanndyp 376 m Borerigg Songa Enabler Planlagt boreperiode Q Sannsynlighet for utblåsning 1, Sannsynlighetsfordeling utblåsning (% overflate/sjøbunn) 25/75 (konservativ tilnærming i forhold til bruk av dynamisk posisjonering ved boring) Vektet utblåsningsrate Overflate: 1900 m 3 /døgn Sjøbunn: 1900 m 3 /døgn Security Classification: Open - Status: Final Page 32 of 77

33 Oljetype (tetthet) Goliat Blend olje (822 kg/m 3 ) Maksimal varighet av en utblåsning (tid til 63 døgn boring av avlastningsbrønn) Akseptkriterier i miljørisikoanalysen Statoils tilnærming til miljørisiko er basert på hovedprinsippet om at: "Restitusjonstiden etter en miljøskade for den mest sårbare bestanden skal være ubetydelig i forhold til forventet tid mellom slike miljøskader". Miljørisiko uttrykkes ved at det beregnes en sannsynlighet for skade på bestander eller kystområder. Skadepotensialet er delt inn i kategorier som angir hvor lang tid en art vil trenge til å restituere seg til det normale etter en hendelse. Graden av skade er inndelt i fire kategorier: mindre miljøskade (<1 års restitusjonstid), moderat miljøskade (1-3 års restitusjonstid), betydelig miljøskade (3-10 års restitusjonstid) og alvorlig miljøskade (>10 års restitusjonstid). Miljørisikoen er vist som prosentandel av akseptkriteriene i hver av skadekategoriene mindre, moderat, betydelig og alvorlig. I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av letebrønn 7121/8-1 Blåmann benyttes Statoils akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko (Tabell 9.2). Tabell 9.2 Statoils akseptkriterier for miljørisiko Miljøskadekategori Varighet av miljøskade Operasjonsspesifikk risiko (per operasjon) Mindre 1 måned 1 år < 1 x 10-3 Moderat 1 3 år < 2,5 x 10-4 Betydelig 3-10 år < 1 x 10-4 Alvorlig < 10 år < 2,5 x 10-5 Enklere uttrykt betyr dette at Statoils akseptkriterier for miljøskade ved leteboring er: 1 mindre miljøskade for hver 1000 leteboring 1 moderat miljøskade for hver 4000 leteboring 1 betydelig miljøskade for hver leteboring 1 alvorlig miljøskade for hver leteboring Utblåsningsrater og varigheter Rate- og varighetsfordelingen for letebrønn 7121/8-1 Blåmann er presentert i Tabell 9.3. Rater er basert på utblåsninger gjennom annulus. Vektet utblåsningsrate for letebrønn 7121/8-1 Blåmann er 1900 m 3 /d for både overflateutblåsning og sjøbunnsutsblåsning. Security Classification: Open - Status: Final Page 33 of 77

34 Tabell 9.3 Utblåsningsrater og varighet med tilhørende sannsynligheter for letebrønnen 7121/8-1 Blåmann Probability top/ sub Topside 0,25 Subsea 0,75 Rate (Sm3/d) 300 Probability distribution - duration Scenario probability ,522 0,189 0,140 0,046 0, Average = ,403 0,188 0,179 0,076 0, Average = Tid for boring av avlastningsbrønn er basert på operasjonelle og brønnspesifikke forhold og inkluderer tid til avgjørelser, mobilisering av rigg, transitt, oppankring, boring, geomagnetisk styring og dreping av brønnen. For 7121/8-1 Blåmann er maksimal utblåsningsvarighet beregnet til 63 døgn Oljetype Statoil forventer at en eventuell olje i 7121/8-1 Blåmann vil ha tilsvarende egenskaper som Goliat Blend olje (70 % Kobbe 30 % Realgrunnen). Det er gjennomført en forvitringsstudie av Goliat Blend av SINTEF i 2008 [5]. Dette er en relativ lett (tetthet 822 kg/m 3 ) råolje med lavt innhold av asfaltener og medium voksinnhold (Tabell 9.4). Goliat Blend er vist å danne emulsjoner med høyt vanninnhold relativt raskt. Emulsjonsbryter er forventet å ha effekt på oljen og kan benyttes ved lagring av forvitret olje på tanker. Levetiden til oljen på havoverflaten er 2 til 5 døgn ved middels og høye vindstyrker (10-15 m/s) og lengre enn 5 døgn ved lavere vindstyrker. Goliat Blend olje er kjemisk dispergerbar. Oljedriftsimuleringene for letebrønnen 7121/8-1 Blåmann er utført med Goliat Blend olje. Goliat Blend er også benyttet for dimensjonering av beredskapen. Tabell 9.4 Egenskaper for Goliat Blend olje Parameter Goliat Blend olje [5] Oljetetthet (kg/m 3 ) 822 Maksimalt vanninnhold (vol %) 80 Voksinnhold (vekt %) 3,6 Asfalteninnhold (harde) (vekt %) 0,08 Viskositet, fersk olje (13 ºC) (cp) 95 Security Classification: Open - Status: Final Page 34 of 77

35 9.1.5 Resultater fra oljedriftsmodellering Oljedrift og forvitring av oljen er modellert med modellen OSCAR (MEMW versjon 7.0.1). Strøm- og vinddata som er benyttet i analysen er henholdsvis SVIM ( ) og NORA10 ( ). Det er modellert for værforhold gjennom hele året og 30 scenarier av utslippsdyp, rate og varigheter. Totalt er det modellert 8400 enkeltsimuleringer. Influensområdene for olje på havoverflaten, i vannkolonnen og akkumulert på strandlinjen består av alle 10 x 10 km kartruter som har mer olje enn en viss grenseverdi i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene. Grenseverdiene som er benyttet er 0,01 tonn/km 2 for sjøoverflaten, 100 ppb THC (Total Hydrocarbon Concentration, oppløst og i dråpeform) for vannkolonnen, og 0,01 tonn/km for strandlinjen (bransjestandard). Influensområdene er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Effekt av oljevernberedskap er ikke inkludert i oljedriftsmodelleringen. Influensområdene (< 5 % sannsynlighet for treff ved en utblåsning) for overflateutblåsninger er presentert i Figur 9.2 for sesongene vår, sommer, høst og vinter. (vår: mars-mai, sommer: juni-august, høst: september-november, vinter: desember-februar). Det er relativ liten forskjell i influensområder for sjøbunnsutblåsninger og overflateutblåsninger. Resultatene av oljedriftsmodelleringen viser at olje i hovedsak vil drive nordøstover i Barentshavet. Sannsynlighet for stranding av olje på norskekysten varierer mellom 49 og 75 % avhengig av sesong og utslippsdyp. Influensområdet langs kysten strekker seg fra Karlsøy i Troms til grensen til Russland. Dette er altså et område hvor det er modellert en høyere treffsannsynlighet av olje enn 5 %. Det er ikke vesentlige forskjeller mellom sesongene. Figur 9.3 viser hvordan et større utslipp vil kunne utvikle seg på overflaten over tid. Influensområder for vannkolonnen er små, og dekker fra 2 til 7 kartruter. Strandingsstatistikk er vist i Tabell 9.5. Security Classification: Open - Status: Final Page 35 of 77

36 letebrønnene /8-1 Blåmann med 721 9/9-2 Kayak AU - TPD DW ED Figur 9. 2 Statistiske influensområder for overflateutblåsning fra letebrønn 7121/8-1 Blåmann for alle sesonger. Figurene viser sannsynlighet for treff av olje og viser ikke hvordan et enkeltutslipp kan se ut. Security Classification: Open - Status: Final Page 36 of 77

37 Figur 9.3 Enkeltsimulering som viser hvordan et overflateutslipp med høyest rate (3499 m3/d) og lang varighet (35 dager) kan utvikle seg på overflaten over tid. OBS: resultatet er vist uten effekt av oljevern. Security Classification: Open - Status: Final Page 37 of 77

38 Tabell 9.5 Strandingsstatistikk for korteste drivtid til land og størst mengde strandet emulsjon for all oljeberørt kyst. 95 og 100 persentiler fra modelleringsresultatene er oppgitt. Influensområdet omfatter 5 prioriterte områder som har kortere drivtid enn 20 døgn; Sørøya nordvest, Ingøya, Gjesværstappan, Sværholtklubben og Nordkinn. Det er ytterligere 3 prioriterte områder innenfor influensområdet (Karlsøy, Nordkinnhalvøya nordøst og Kongsfjord). Det prioriterte området med størst strandingssannsynlighet, korteste drivtider og størst strandet mengde emulsjon er Ingøya. 9.2 Resultater fra miljørisikoanalysen Det er analysert for potensielle effekter på pelagisk og kystbundne sjøfuglarter, sel, fisk og strandhabitater. Analysen er utført for hele året og presentert per måned. Miljørisiko uttrykkes ved sannsynlighet for skade på bestander eller kystområder kombinert med frekvens for utblåsning. Risikoen presenteres som prosentvis andel av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. Miljørisiko er beregnet uten å ta hensyn til konsekvensreduserende effekt av oljevern Miljørisiko for pelagisk sjøfugl I planlagt boreperiode (april/mai) er den høyeste beregnede miljørisiko funnet for lunde (42 %, skadekategori Alvorlig). Høyeste beregnet miljørisiko er 43 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for skadekategori Alvorlig. Den høyeste miljørisikoen i hver skadekategori er: 43 % i kategori Alvorlig for alke (juni) 35 % i kategori Betydelig for alke (juni) Security Classification: Open - Status: Final Page 38 of 77

39 25 % i kategori Moderat for alke (desember) 5 % i kategori Mindre for havhest (april - juli) og havsule (august - oktober) For alle arter er det Barentshavbestandene som har høyest miljørisiko. Miljørisiko for pelagisk sjøfugl er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier Miljørisiko for kystbundne sjøfugl I planlagt boreperiode (april/mai) er den høyeste beregnede miljørisiko funnet for toppskarv (21 %, Betydelig) Dette er også den høyeste beregnede miljørisiko gjennom året. Den høyeste miljørisikoen i hver skadekategori er: 15 % i kategori Alvorlig for smålom (september) 21 % i kategori Betydelig for toppskarv (mai og juni) 20 % i kategori Moderat for gulnebblom (mai) 5 % i kategori Mindre for gulnebblom (mai) For alle arter er det Barentshavbestandene som har høyest miljørisiko. Miljørisiko for kystbundne sjøfugl er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier Miljørisiko for sel I planlagt boreperiode (april/mai) er den høyeste beregnede miljørisiko funnet for havert (16 %, Moderat). Høyeste beregnet miljørisiko er 17 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for skadekategori Moderat. Den høyeste miljørisikoen i hver skadekategori er: ingen utslag i kategori Alvorlig 5 % i kategori Betydelig for havert (mai og juni) 17 % i kategori Moderat for havert (juni) 4 % i kategori Mindre for havert (juni og juli) Det er den nordlige havertbestanden som har høyest miljørisiko. Miljørisiko for sel er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier Miljørisiko for fisk Det er ingen beregnet tapsandel av gyteprodukter fra norsk vårgytende sild og nordøstarktisk torsk (skrei). Det er dermed ingen sannsynlighet for reduksjon i årsklasserekruttering eller for målbar skade på de to bestandene. Miljørisiko er derfor null. Det er heller ingen overlapp mellom influensområdet for olje i vannkolonne med gyteområdene til viktige fiskebestander. Security Classification: Open - Status: Final Page 39 of 77

40 9.2.5 Miljørisiko strandhabitater I planlagt boreperiode (april/mai) er den høyeste beregnede miljørisiko for strandhabitat funnet å være 11 % i kategori Betydelig. Høyeste beregnet miljørisiko er 12% av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for skadekategori Betydelig. Den høyeste miljørisikoen i hver skadekategori er: 5% i kategori Alvorlig for område i Hammerfest (juli) 12% i kategori Betydelig for område i Gamvik (juni, september) og område i Hammerfest (juli) 11% i kategori Moderat for område på Ingøya (mai og juni) 8% i kategori Mindre for område på Ingøya (juni) Miljørisiko for strandhabitat er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. 9.3 Beredskapsanalyse Beredskapsanalysen for oljevernberedskap for letebrønn 7121/8-1 Blåmann er utført av Statoil [2]. Et sammendrag er gitt her. Statoil vil være ansvarlig for en eventuell oljevernaksjon. NOFO står for den operative delen av beredskapen både til havs, nær kysten og ved eventuelle strandrenseaksjoner og disponerer ressurser for dette. I tillegg er Statoil medlem i OSRL og vil kunne benytte oljevernressurser herfra, som økt kapasitet for kjemisk dispergering og strandrenseutstyr, basert på behov i en aksjon Formål og metodikk Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for oljevernberedskap ved et større uhellsutslipp av olje. Analysen skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av beredskapsressurser. Beredskapsanalysen for 7121/8-1 Blåmann er brønnspesifikk. Statoils ytelseskrav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [6], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i NOROG veiledning [4] og NOFO [7]. Barriere 1 (nær kilden): Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe beregnet emulsjonsmengde på sjø. Første system innen best oppnåelig responstid. Full kapasitet snarest mulig og senest innen 95-persentilen av korteste drivtid til land, basert på beregnet kapasitetsbehov. Statoil setter, som et minimum, krav til tilstrekkelig kapasitet for å bekjempe et oljeutslipp på minimum 500 m 3 med ressurser som skal være klar for operasjon innen 5 timer etter at utslippet er oppdaget. Barriere 2 (i åpent hav): Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe den mengden emulsjon som passerer barriere 1 på grunn av operative begrensninger. Første system skal mobiliseres fortløpende etter at systemene i barriere 1 er mobilisert og med full kapasitet innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Security Classification: Open - Status: Final Page 40 of 77

41 Barriere 3 og 4 (kystnært): Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon innen influensområdet justert for effekt av barriere 1 og 2. Systemene skal være mobilisert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Barriere 5 (strand): Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon inn til prioriterte områder med kortere drivtid enn 20 døgn. Personell og utstyr til strandrensing skal være klar til operasjon innen 95-persentilen av korteste drivtid inn til prioritert område for de berørte områder med kortere drivtid enn 20 døgn. En plan for grovrensing av forurenset strand skal utarbeides senest innen 7 døgn fra registrert påslag av oljeemulsjon. Grovrensing av de påslagsområder som prioriteres av operasjonsledelsen i samråd med aksjonsledelsen skal være gjennomført innen 100 døgn fra plan for grovrensing foreligger, forutsatt at dette kan gjennomføres på en sikkerhetsmessig forsvarlig måte Utslippsscenarier Tabell 9.6 gir oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn 7121/8-1 Blåmann. Utslipp av kondensat eller lette petroleumsprodukter blir behandlet i beredskapsplanen. Tabell 9.6 Utslippsscenarier for letebrønn 7121/8-1 Blåmann Type utslipp Oljetype Referanse bakgrunn for rate/volum Langvarig utblåsning 1900 m 3 /døgn Goliat Blend Vektet utblåsningsrate for 7121/8-1 Blåmann (Se Appendiks A) Middels utslipp 2000 m 3 Goliat Blend Eksempelvis lekkasje fra brønn punktutslipp Mindre utslipp 100 m 3 Goliat Blend Eksempelvis lekkasje fra brønn punktutslipp Mindre punktutslipp av lette produkter Kondensat eller andre petroleumsprodukter som danner tynn oljefilm Lekkasje fra dieseltank, hydraulikksystem Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering Emulsjon av Goliat Blend olje vil ha viskositeter over 1000 cp etter 6 timer ved sommerforhold og etter 1 time ved vinterforhold. Oljelekkasje under lensen kan derfor være en utfordring den første tiden. Tabell 9.7 oppsummerer potensialet for mekanisk oppsamling av Goliat Blend olje ved definerte vinter- og sommerforhold, basert på oljens viskositet. Security Classification: Open - Status: Final Page 41 of 77

42 Tabell 9.7 Potensiale for mekanisk oppsamling basert på viskositet av Goliat Blend olje Tid (timer) Tid (døgn) Vinterforhold (5 ºC - 10m/s) Sommerforhold (10 ºC - 5m/s) Viskositet < 1000 cp risiko for lekkasje under lensen Viskositet mellom 1000 og cp Viskositet > cp bruk av HiVisc skimmer anbefalt Emulsjonen til Goliat Blend har et godt potensiale for kjemisk dispergering, med noe kortere tidsvindu ved vinterforhold og økende vindstyrke [5]. Tabell 9.8 oppsummerer potensiale for kjemisk dispergering av Goliat Blend ved definerte vinter- og sommerforhold. Tabell 9.8 Potensiale for kjemisk dispergering til emulsjon av Goliat Blend olje Tid (timer) Tid (døgn) Vinterforhold (5 ºC - 10m/s) Sommerforhold (10 ºC - 5m/s) Godt potensial for kjemisk dispergering Redusert potensial for kjemisk dispergering Lite eller ikke potensial for kjemisk dispergering Influensområder og stranding Resultater fra miljørisikoanalysen viser at korteste drivtid for olje til land (hele kysten) er 4,5 døgn og største strandet emulsjonsmengde varierer fra 4000 tonn (vinter) til tonn (sommer) (95 persentil). Influensområdet til letebrønn Blåmann omfatter 5 prioriterte områder som har kortere drivtid enn 20 døgn; Sørøya nordvest, Ingøya, Gjesværstappan, Sværholtklubben og Nordkinn. Korteste drivtider og størst mengde strandet emulsjon for hele kysten, og for de 5 prioriterte områdene med kortere drivtid enn 20 døgn, er vist i henholdsvis Tabell 9.9 og Security Classification: Open - Status: Final Page 42 of 77

43 Tabell 9.9: Strandingsmengder med oljeemulsjon og kortest drivtid til land for letebrønnen 7121/8-1 Blåmann gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning (95-persentiler). Hele Kysten Maksimal mengde strandet emulsjon (tonn) Korteste drivtid (døgn) Vinter Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Overflate ,8 5,0 4,7 4,5 Sjøbunn ,2 4,9 4,7 4,6 Tabell 9.10: Største strandingsmengder med oljeemulsjon og korteste drivtid (95-persentiler) for prioriterte områder innenfor influensområdet til letebrønn 7121/8-1 Blåmann. Presenterte tall er de største mengder og korteste drivtider fra alle årstider og fra overflate og sjøbunnsutslipp. Prioritert område Størst strandet mengde Korteste drivtid (døgn) emulsjon (tonn) Sørøya nordvest Ingøya Gjesværstappan Sværholtklubben Nordkinn Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 1 og 2 Beredskap i barriere 1 og 2, enten mekanisk oppsamling eller kjemisk dispergering, vil redusere oljemengder på sjø og dermed redusere mengde olje som vil kunne nå kyst og strand. Dette betyr at miljørisikoen vil bli redusert i forhold til nivået beregnet i miljørisikoanalysen for åpent hav, kystnært og strand. For letebrønn 7121/8-1 Blåmann er behov for antall mekaniske oppsamlingssystemer beregnet for mindre utslipp, middels utslipp og dimensjonerende hendelse, en utblåsning med vektet rate på 1900 m3/d. Systembehovet er beregnet med hjelp av Statoils beredskapskalkulator og basert på oljens forvitringsegenskaper og bransjestandard for ytelse og effektivitet av oljevernutstyr. Responstidskrav for barriere 1 og 2 er satt som best oppnåelige responstid gitt antatt utstyrslokalisering på boretidspunktet og standardiserte frigivelsestider og hastigheter for fartøyer. Statoil vil ha avtale med Eni om redusert frigivelsestid for Esvagt Aurora ved Goliatfeltet for letebrønn 7121/8-1 Blåmann. Statoil vil også kunne disponere det dedikerte forsyningsskipet for leteoperasjonen til beredskapsformål. Responstider er verifisert med NOFO. Basert på dimensjonerende scenario for 7121/8-1 Blåmann er det beregnet et behov for 4 NOFO-systemer for vinterforhold og 2 systemer for sommerforhold i barriere 1 og 2. Boring av letebrønn Blåmann er planlagt til april måned. Operasjonslys vil da tilsvare sommerforhold mens sjøtemperatur vil være nærmere vinterforhold. Vinterscenariet er derfor lagt til grunn for dimensjoneringen. Beredskapsfartøy på borelokasjonen utgjør det første systemet, og fartøyets daughter craft vil kunne benyttes som slepebåt de første timene. 4 NOFO systemer vil kunne ha startet mekanisk oppsamling innen 36 timer, som settes som krav til fullt utbygd barriere 1 og 2. Se oversikt i Tabell Ytterligere systemer vil kunne bli mobilisert gjennom Security Classification: Open - Status: Final Page 43 of 77

44 NOFO ved behov. Nærmere detaljer om fartøy og systemer vil bli beskrevet i beredskapsplanen. Statoil vil etablere samarbeid om beredskapsressurser med andre operatører som har samtidig aktivitet i Barentshavet. Dette vil gjelde Eni ifm Goliat og vi er kjent med at Lundin også planlegger leteaktivitet i Tabell 9.11 Beregnet systembehov og kravsetting ved dimensjonerende hendelse for 7121/8-1 Blåmann i barriere 1 og 2 langvarig utblåsning 1900 m 3 /d. Parameter Vinter 5 C - 10 m/s Sommer 10 C - 5 m/s Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere Krav til NOFO-systemer i barriere 1 og Responstidskrav 5 timer - 1.system 36 timer - Fullt utbygd barriere 1 og Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 3 og 4 Beredskap i barriere 3 og 4, mekanisk oppsamling nær kysten, reduserer oljemengder på sjø og potensielt strandede mengder. Miljørisiko vil da bli ytterligere redusert i forhold til nivået beregnet i miljørisikoanalysen. For letebrønn 7121/8-1 er beredskapsbehovet i barriere 3 og 4 beregnet basert på å kunne håndtere strandet mengde olje på kysten tatt i betraktning oppsamlingseffektiviteten i barriere 1 og 2, evt 1 kystsystem og 1 fjordsystem for hvert prioritert område med korteste drivtid mindre enn 20 døgn (Tabell 9.12). Med 5 prioriterte områder innenfor influensområdet blir beredskapsbehovet for letebrønn Blåmann derfor satt til 5 kystsystemer og 5 fjordsystemer. Responstidskravet settes til korteste modellerte drivtid (95 persentil) til kysten, som er 4,5 døgn. Ytterligere ressurser og utstyr vil kunne mobiliseres etter behov og iht eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og de berørte IUAene. Tabell 9.12 Beregnet ressursbehov og kravsetting for barriere 3 og 4 for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning ved letebrønn 7121/8-1 Blåmann. Parameter Vinter 5 C - 10 m/s Sommer 10 C - 5 m/s Beregnet behov for kystsystemer i barriere Beregnet behov for fjordsystemer i barriere Antall prioriterte områder med landpåslag innen 20 døgn 5 5 Krav til kystsystemer i barriere Krav til fjordsystemer i barriere Responstidskrav 4,5 døgn Security Classification: Open - Status: Final Page 44 of 77

45 9.3.7 Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 5 Basert på størst strandet mengde oljeemulsjon inn til berørte prioriterte områder inkludert effektivitet av oljevernberedskap i foregående barrierer, er det beregnet et behov for 22 strandrenselag for letebrønn 7121/8-1 Blåmann. Det settes derfor krav til at 22 strandrenselag skal være mobilisert innen korteste drivtid til prioritert område med kortest drivtid (Ingøya) som er 5 døgn. Ytterligere ressurser vil kunne mobiliseres ved behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og berørte IUAer Bruk av kjemisk dispergering Kjemisk dispergering vil kunne være en aktuell bekjempningsmetode for å redusere oljemengder på overflaten ved aksjoner til havs. Kjemisk dispergering kan gjennomføres fra NOFO fartøy eller fra fly (OSRL avtale). Dispergeringsmiddel finnes i flere av NOFOs fartøyer og ved NOFO sine baser og depoter. Dispergeringsmiddelet om bord på NOFO fartøy og på NOFO baser er Dasic Slickgone NS. Statoil har også tilgang til OSRLs globale dispergeringslager som består av 5000 m 3 dispergeringsmiddel (Dasic Slickgone NS, Corexit EC9500A og Finasol OSR 52). Emulsjonen til Goliat Blend har et godt potensiale for kjemisk dispergering, se Kap for kjemisk dispergerbarhet til Goliat Blend. Ved et utslipp skal alltid dispergerbarheten til olje/ oljeemulsjon testes in situ ved hjelp av SINTEF prøvetakingskoffert for å vurdere om dispergering kan være et aktuelt beredskapstiltak. Prosedyre og beslutninger for bruk av dispergeringsmiddel vil beskrives i den brønnspesifikke oljevernberedskapsplanen for 7121/8-1 Blåmann. I tillegg til å vurdere effektivitet av dispergering, skal en også alltid vurdere observasjoner eller sannsynlig tilstedeværelse av naturressurser i området samt værforhold før en igangsetter eller viderefører kjemisk dispergering. Vurderingene skal gjøres i henhold til NEBA prinsippet (Net Environmental Benefit Analysis). Kjemisk dispergering vil være særlig aktuelt ved høye forekomster av sjøfugl og/eller for å forhindre landpåslag. Statoil har over de siste årene gjennomført og deltatt i flere større forsknings- og utviklingsprosjekter på bruk av kjemisk dispergering, særlig med fokus på kalde farvann og is: International Association of Oil & Gas Producers (IOGP) Arctic Oil Spill Response Technology Joint Industry Programme. ( ), Joint Industry Program to Evaluate Biodegradation and Effects of Dispersed Oil in Arctic Marine Environments ( ), Joint Industry Program on Oil in Ice ( ). Studiene har omfattet toksisitet, biodegradering og eventuell bioakkumulering av dispergert olje hos relevante arktiske organismer, effektivitet av dispergering i kalde farvann og påføringsteknikker. Dokumentasjonen som er opparbeidet viser at kjemisk dispergering som bekjempningsmetode kan være effektiv og miljømessig gunstig også i nordlige områder, med kaldt vann [8,9] Deteksjon av olje og kartlegging av olje under oljevernaksjoner Statoil vil stille krav til at oljevernberedskapsfartøyet er utstyrt og har rutiner for å oppdage olje og å kunne kartlegge oljeutbredelse under en eventuell aksjon. Det vil være oljedetekterende radar og IR kamera på fartøy og mulighet for downlink av bilder tatt fra fly eller helikopter. Satellittradar vil inngå som en kapasitet både for deteksjon og kartlegging ved letebrønn Blåmann. Prosessovervåkning på boreriggen vil detektere uregelmessigheter og utslipp. Security Classification: Open - Status: Final Page 45 of 77

46 Særlige hensyn letebrønn Blåmann Miljødirektoratet har det sentrale forvaltningsansvaret for sjøfugl. Deres vurdering er at det ikke er aktuelt å rehabilitere oljeskadet sjøfugl annet enn for arter der hvert individs overlevelse har betydning for bestanden. For tiden gjelder det bare Stellerand og dverggås, som har sentrale tilholdsområder om vinteren og våren i Varanger- og Porsangerfjorden i Finnmark. Miljørisikoanalysen for Blåmann identifiserer Stellerand innenfor et potensielt influensområde til en eventuell utblåsning. Høyest utslag i miljørisiko er 0,73 % av akseptkriteriet i skadekategori moderat i mai. Det vil frem mot borestart arbeides med å inkludere planer for håndtering av oljeskadet vilt i brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for 7121/8-1 Blåmann. 9.4 Konklusjon miljørisiko- og beredskapsanalyse Statoil vurderer at miljørisikoen for boring av letebrønn 7121/8-1 Blåmann er akseptabel. Statoil vurderer at de foreslåtte beredskapstiltak vil kunne redusere miljørisiko for de biologiske ressursene beskrevet i miljørisikoanalysen ytterligere, og at den planlagte beredskapen for boring av letebrønn 7121/8-1 Blåmann er tilstrekkelig. Den høyeste beregnede miljørisiko for letebrønn 7121/8-1 Blåmann er 43 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier i skadekategori Alvorlig. Det er beregnet for Barentshavpopulasjonen av alke i juni. Høyest miljørisiko for strandhabitater er knyttet til påslag i Hammerfest og Gamvik kommuner, med maksimalt utslag på 17 % i skadekategori Betydelig. Det er ingen sannsynlighet for reduksjon i årsklasserekruttering eller målbar skade for norsk vårgytende sild og nordøstarktisk torsk. Det er heller ikke overlapp mellom influensområde i vannkolonne og andre viktige fiskebestander. Den marginale issonen, Polarfronten og Bjørnøya berøres ikke av et utslipp med utblåsningsrater som lagt til grunn i denne analysen. Miljørisiko for letebrønn 7121/8-1, Blåmann er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for alle VØK-er og måneder. Figur 9.4 viser den høyeste modellerte miljørisikoen for letebrønn 7121/8-1 Blåmann per måned for alle VØKer. I planlagt boreperiode, Q2 2017, som for hele året, er det gruppen pelagisk sjøfugl som har høyest miljørisiko, i alle skadekategorier. Security Classification: Open - Status: Final Page 46 of 77

47 letebrønnene /8-1 Blåmann med 721 9/9-2 Kayak AU - TPD DW ED Figur Høyest modellert miljørisiko per måned for letebrønn Blåmann for alle VØKer. BH= Barentshavbestand. Miljørisiko er beregnet uten å ta hensyn til den konsekvensreduserende effekten av oljevern. Statoils krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn 7121/8-1 Blåmann er oppsummert i Tabell De t er satt krav til 4 NOFO - systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 36 timer. Kjemisk dispergering vil, basert på en NEBA vurdering, kunne bidra til et effektivt oljevern til havs. For bar riere 3 og 4 stilles det krav til en kapasitet tilsvarende 5 kystsystem og 5 fjordsystem med responstid på 4,5 døgn, som er korteste drivtid til kysten. For barriere 5 settes det krav til kapasitet tilsvarende 22 strandrenselag med responstid på 5 døgn, so m er korteste drivtid til berørt prioritert område. Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og berørte IUAer. Gjennom aksjonsledelsen vil Statoil fortløpende tilpasse bruk av bekjempelsesmetoder, utstyr og dimensjonering til de gjeldende forhold. Tabell Krav til beredskap i hver barriere for letebrønn 7121/8-1 Blåmann Barriere 1 og 2 bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 4 NOFO - systemer Første system innen 5 timer, fullt utbygd barriere innen 36 timer Barriere 3 og 4 bekjempelse i kyst - og strandsone Systemer og responstid Kapasitet tilsvarende 5 kystsystem og 5 f jordsystem, responstid på 4,5 døgn Barriere 5 - strandrensing Systemer og responstid Totalt behov for kapasitet tilsvarende 22 strandrenselag. Personell og utstyr skal være klar til operasjon i aktuelt område innen 5 døgn. Fjernmåling og miljøundersøkelser Akutt forurensning skal oppdages innen 1 time etter at hendelsen har inntruffet Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer Security Classification: Open - Status: Final Page 47 of 77

48 10 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning for letebrønn 7219/9-2 Kayak 10.1 Introduksjon Statoil gir i dette kapittelet sin vurdering av miljørisiko og forslag til beredskapsløsning og hvilke forutsetninger disse er gjort på. Det gis også et sammendrag av miljørisikoanalysen [10] og beredskapsanalysen [11] utført for. Analysene er lagt ved søknaden. Miljørisikoanalysen er utført av Akvaplan-niva og beredskapsanalysen er utført av Statoil. Analysene er gjennomført i samsvar med Styringsforskriftens paragraf 17, Aktivitetsforskriftens paragraf 73 og Metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA) [3] og veileder for miljørettede beredskapsanalyser [4]. Analysen er gjennomført som en helårlig analyse. Før det gås inn på miljørisiko og de planlagte tiltakene for oljevern, presenterer vi et kort sammendrag av de viktigste parameterne i analysen Aktivitetsbeskrivelse Letebrønnen skal bores i Barentshavet (Figur 10.1). Vanndybden på borelokasjon er 332 m og korteste avstand til land, som er Sørøya i Finnmark, er om lag 198 km, avstand til Bjørnøya er 225km. Boringen har planlagt oppstart Q2 2017, og vil følgelig foregå i periodene sen vår/ tidlig sommer. Brønnen er planlagt boret med den halvt nedsenkbare riggen Songa Enabler. Hovedformålet med letebrønn er å undersøke hydrokarbonforekomster i formasjonene Kolje og Intra/Lower Kolje. Forventet oljetype er Skrugardolje, dette er basert på hvilke fluidegenskaper som forventes og nærhet til denne brønnen. Fakta om letebrønnen er oppsummert i Tabell Security Classification: Open - Status: Final Page 48 of 77

49 Figur Lokasjon for letebrønn avstand til land er ca 198 km Tabell 10-1 Basisinformasjon for letebrønn Letebrønn Posisjon for DFU (geografiske koordinater) 72 19' N, 19 54' Ø Vanndyp 332 m Borerigg Songa Enabler Planlagt boreperiode Q Sannsynlighet for utblåsning Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 10/90 Vektet utblåsningsrate Overflate: 3100 m 3 /døgn Sjøbunn: 2200 m 3 /døgn Oljetype (tetthet) Skrugard (871) Maksimal varighet av en utblåsning (tid til 63 døgn boring av avlastningsbrønn) Security Classification: Open - Status: Final Page 49 of 77

50 Akseptkriterier i miljørisikoanalysen Statoils tilnærming til miljørisiko er basert på hovedprinsippet om at: "Restitusjonstiden etter en miljøskade for den mest sårbare bestanden skal være ubetydelig i forhold til forventet tid mellom slike miljøskader". Miljørisiko uttrykkes ved at det beregnes en sannsynlighet for skade på bestander eller kystområder. Skadepotensialet er delt inn i kategorier som angir hvor lang tid en art vil trenge til å restituere seg til det normale etter en ulykke. Graden av skade er inndelt i fire kategorier: mindre miljøskade (<1 års restitusjonstid), moderat miljøskade (1-3 års restitusjonstid), betydelig miljøskade (3-10 års restitusjonstid) og alvorlig miljøskade (>10 års restitusjonstid). Miljørisikoen er vist som prosentandel av de operasjonsspesifikke akseptkriteriene i hver av skadekategoriene mindre, moderat, betydelig og alvorlig. I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av letebrønn benyttes Statoils akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko (Tabell 10.2). Tabell 10.2 Statoils akseptkriterier for miljørisiko Miljøskade Feltspesifikk risiko per år: Installasjonsspesifikk risiko per år: Operasjonsspesifikk risiko per operasjon: Mindre < 2 x 10-2 < 1 x 10-2 < 1 x 10-3 Moderat < 5 x 10-3 < 2,5 x 10-3 < 2,5 x 10-4 Betydelig < 2 x 10-3 < 1 x 10-3 < 1 x 10-4 Alvorlig < 5 x 10-4 < 2,5 x 10-4 < 2,5 x 10-5 Enklere uttrykt betyr dette at Statoils akseptkriterier for miljøskade ved leteboring er: 1 mindre miljøskade for hver 1000 leteboring 1 moderat miljøskade for hver 4000 leteboring 1 betydelig miljøskade for hver leteboring 1 alvorlig miljøskade for hver leteboring Utblåsningsrater og varigheter Rate- og varighetsfordelingen for letebrønn er presentert i Tabell Rater er basert på utblåsninger gjennom annulus. Vektet utblåsningsrate for letebrønn er 3100m 3 /d for overflateutblåsning og 2300m 3 /d for sjøbunnsutblåsning. Security Classification: Open - Status: Final Page 50 of 77

51 Tabell 10.3 Utblåsningsrater og varighet med tilhørende sannsynligheter for letebrønnen Kayak Probability top/ sub Topside 0,10 Subsea 0,90 Rate (Sm3/d) 1300 Probability distribution - duration Scenario probability ,522 0,189 0,140 0,098 0, Average = ,403 0,188 0,179 0,153 0, Average = 2300 Tid for boring av avlastningsbrønn er basert på operasjonelle og brønnspesifikke forhold og inkluderer tid til avgjørelser, mobilisering av rigg, transitt, oppankring, boring, geomagnetisk styring og dreping av brønnen. For er maksimal utblåsningsvarighet beregnet til 63 døgn Oljetype Statoil forventer at skulle det finnes hydrokarboner i vil dette være olje med tilsvarende egenskaper som Skrugardolje (tetthet 871 kg/m 3 ). Skrugard råolje har et relativt lavt asfalten- og voksinnhold (hhv. 0,05 og 1,89 vektprosent). Disse komponentgruppene bidrar til å stabilisere emulsjonen. Emulsjonen er mer stabil ved lave temperaturer. Skrugardoljen har begrenset grad av fordampning og nedblanding ved lave (2-5 m/s) vindstyrker. Andelen som fordamper og blandes ned øker med økende vindstyrke, under både sommer- og vinterforhold. Oljedriftsimuleringene for letebrønnen er utført med Skrugardolje. Samme oljetype er også benyttet for dimensjonering av beredskap. Skrugardolje har potensiale for bruk av dispergeringsmidler, og dette beskrives nærmere i beredskapsanalysen. Tabell 10.4 Egenskaper for oljetypen Skrugardolje Parameter Skrugardolje [12] Oljetetthet (kg/m 3 ) 871 Maksimalt vanninnhold (vol %) 80 Voksinnhold (vekt %) 1,9 Asfalteninnhold (harde) (vekt %) 0,05 Viskositet, fersk olje (13 ºC) (cp) 32 Security Classification: Open - Status: Final Page 51 of 77

52 Resultater fra oljedriftsimuleringer Oljedrift og forvitring av oljen er modellert med modellen OSCAR (MEMW versjon 7.0.1). Strøm- og vinddata som er benyttet i analysen er henholdsvis SVIM ( ) og NORA10 ( ). Det er modellert for værforhold gjennom hele året og 30 scenarier av utslippsdyp, rate og varigheter. Totalt er det modellert enkeltsimuleringer. Influensområdene for olje på havoverflaten, i vannkolonnen og akkumulert på strandlinjen består av alle 10 x 10 km kartruter som har mer olje enn en viss grenseverdi i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene. Grenseverdiene som er benyttet er 0,01 tonn/km 2 for sjøoverflaten, 50 ppb THC (Total Hydrocarbon Concentration) for vannkolonnen, og 0,01 tonn/km for strandlinjen. Influensområdene er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Effekt av oljevernberedskap er ikke inkludert i oljedriftsmodelleringen. Det er relativt liten forskjell i influensområder for sjøbunnsutblåsninger og overflateutblåsninger. Totalt strander olje i 26,6 % av simuleringene. Influensområdet langs kysten strekker seg fra Sørøya nordvest i Finnmark til Kongsfjord i Øst-Finnmark. Influensområdet er altså et område hvor det er modellert en høyere treffsannsynlighet av olje enn 5 %. Det forekommer ikke stranding på Bjørnøya innenfor 95-persentilen. Det er ikke vesentlige forskjeller mellom sesongene, men noe mindre stranding vil kunne forventes vinterstid da det på grunn av vær og vind vil forekomme større grad av forvitring og nedblanding slik at sannsynligheten er noe lavere for å treffe land. Influensområder for vannkolonnen er små, og dekker fra 2 kartruter med THC >50ppb, ingen kartruter har THC over 100ppb. Strandingsstatistikk er vist i Tabell Security Classification: Open - Status: Final Page 52 of 77

53 Figur 10 2 Statistiske influensområder for overflateutblåsning fra letebrønn 7121/8-1 Blåmann for alle sesonger. Figurene viser sannsynlighet for treff av olje og viser ikke hvordan et enkeltutslipp kan se ut Security Classification: Open - Status: Final Page 53 of 77

54 Det er gjennomført en kvantitativ miljørisikoanalyse etter MIRA-metoden for strandressurser, basert på helårlig statistikk. Det var meget små utslag i miljørisiko for strand i analyseperioden. Strandingsstatistikken for all oljeberørt kyst viser moderat sannsynlighet for stranding (26,2 % av scenariene har stranding), med korteste drivtider mellom 19 og 23 døgn og størst strandet mengder oljeemulsjon mellom 204 og 811 tonn (representert ved de respektive 95-persentilene). 9 av Statoils 36 prioriterte områder har mer enn 5 % sannsynlighet for stranding og disse er vist i Tabell Tabell 10.5 Strandingsmengder med oljeemulsjon og kortest drivtid til land for letebrønnen gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning (95-persentiler). Periode Korteste drivtid (døgn) Maksimal strandet mengde (tonn) Vinter Vår Sommer Høst Tabell 10.6: Prioriterte områder som blir truffet av emulsjon gitt et overflateutslipp fra letebrønnen (95-persentil). 95-prosentil av Prioritert område maks. strandet mengde (tonn) 95-prosentil av minste drivtid (døgn) Hjelmsøya 9 29 Ingøya Gjesværstappan Nordkinn Nordkinnhalvøya nordøst 2 66 Sværholtklubben 3 65 Sørøya nordvest Kongsfjord 2 63 Karlsøy Security Classification: Open - Status: Final Page 54 of 77

55 10.2 Oppsummering av resultater fra miljørisikoanalysen Det er analysert for potensielle effekter på flere pelagiske (sjøfugl på åpent hav) og kystbundne sjøfuglarter, sel, fisk og strandhabitater. Analysen er utført for hele året og presentert per måned, sesongvise fremstillinger finnes i den fulle Miljørisikoanalysen [10]. Miljørisiko uttrykkes ved sannsynlighet for skade på bestander eller kystområder kombinert med frekvens for utblåsning. For bestander; pelagisk og kystnær sjøfugl, og marine pattedyr presenteres risikoen på artsnivå mens for kysthabitat presenteres de 10 rutene (10 10 km) med høyest utslag. Miljørisikoen presenteres per måned eller per sesong. De sesongvise verdiene tilsvarer gjennomsnittet av de tre månedene i hver sesong. Risikoen presenteres som prosentvis andel av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. Miljørisiko er beregnet uten å ta hensyn til konsekvensreduserende effekt av oljevern Miljørisiko for pelagisk sjøfugl For pelagisk sjøfugl er høyeste miljørisiko for hver av de fire skadeklassene presentert punktvis under. I planlagt boreperiode er høyeste beregnete miljørisiko for havhest i juni (17%). Gjennom hele året er høyeste beregnet miljørisiko 21 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for skadekategori Moderat (Lunde i september). Den høyeste miljørisikoen i hver skadekategori gjennom hele året er: 14 % i kategori Alvorlig for Lomvi (januar) 12 % i kategori Betydelig for Lunde (oktober) 21 % i kategori Moderat for Lunde (september) 4 % i kategori Mindre for Lomvi (januar og september) For alle arter er det Barentshavbestanden som har høyest miljørisiko. Miljørisiko for pelagiske sjøfugl er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. For fullstendige resultater se figur 108 og 109 i miljørisikoanalysen [10] Miljørisiko for kystbundne sjøfugl For kystbundne sjøfugl er høyeste miljørisiko for hver av de fire skadeklassene skissert punktvis under. I planlagt boreperiode er høyeste beregnete miljørisiko for alke i mai 72 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for skadekategori Alvorlig, dette er også den høyeste beregnete miljørisiko igjennom året. Generelt er de høyeste risikonivåene beregnet for sommerstid pga. ansamling av sjøfugl ifm. hekking. For kystnær sjøfugl er beregningen av miljørisiko utført med såkalte funksjonsområder. Dette betyr at totalbestanden da blir multiplisert opp for å ta høyde for ansamlinger av sjøfugl i forbindelse med næringssøk i hekketiden, og videre at risikonivået kan overestimeres noe. 72 % i kategori Alvorlig for Alke (mai) 12 % i kategori Betydelig for Alke (mai) og Lunde (juli) 8 % i kategori Moderat for Alke (mai) og Lunde (juni og juli) 2 % i kategori Mindre for Alke (mai) og Lunde (juni og juli) Security Classification: Open - Status: Final Page 55 of 77

56 Miljørisiko for kystbundne sjøfugl er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. For fullstendige resultater se figur 108 og 109 i kapittel 6.2 i miljørisikoanalysen [10] Miljørisiko for sjøpattedyr For sjøpattedyr er høyeste miljørisiko for hver av de fire skadeklassene presentert under. I planlagt boreperiode er høyeste utslag i miljørisiko 0,24% av akseptkriteriet for havert (sommer). Høyeste beregnet miljørisiko er 2,8 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for skadekategori Moderat (havert i høstsesong). Den høyeste miljørisikoen i hver skadekategori er: Ingen arter i kategori Alvorlig 0,24 % i kategori Betydelig for havert (Vesterålen- Finnmarksbestanden) (sommer) 2,8 % i kategori Moderat for havert (Vesterålen- Finnmarksbestanden) (høst) 0,6 % i kategori Mindre for havert (Vesterålen- Finnmarksbestanden) (høst) Det er Vesterålen- Finnmarksbestanden for havert som har høyest miljørisiko. Miljørisiko for sel er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. For fullstendige resultater se kapittel 6 i miljørisikoanalysen [10] Miljørisiko for fisk Det er foretatt en overlappsanalyse mellom relevante arters gytefelt og området der konsentrasjonen av olje i vannsøylen overstiger en terskelverdi for skade (målt ved forventet THC-konsentrasjon), ved bruk av deler av Trinn 1 miljørisikoanalyse for fisk (DNV, 2007). Resultatene viser at området med gjennomsnittlig THC-konsentrasjon > 50 ppb overlapper med mindre enn 1 % av gyteområdet for kveite. Miljørisikoen kan betegnes som svært lav for fisk Miljørisiko strandhabitat Det er gjennomført en kvantitativ miljørisikoanalyse etter MIRA-metoden for strandressurser, basert på helårlig statistikk. Det var meget små utslag i miljørisiko (<1%) for strand (Norge-fastland) i analyseperioden. Miljørisiko for strandhabitat er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. For fullstendige resultater se kapittel 6.6 i miljørisikoanalysen [10] Beredskapsanalyse Beredskapsanalysen for oljevernberedskap for letebrønn Kayak er utført av Statoil [11]. Et sammendrag er gitt her. Statoil vil være ansvarlig for en eventuell oljevernaksjon. NOFO står for den operative delen av beredskapen både til havs, nær kysten og ved eventuelle strandrenseaksjoner og disponerer ressurser for dette. I tillegg er Statoil medlem Security Classification: Open - Status: Final Page 56 of 77

57 i OSRL og vil kunne benytte oljevernressurser herfra, som økt kapasitet for kjemisk dispergering og strandrenseutstyr, basert på behov i en aksjon Formål og metodikk Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for oljevernberedskap ved et større uhellsutslipp av olje. Analysen skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av beredskapsressurser. Beredskapsanalysen for er brønnspesifikk. Statoils ytelseskrav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [6], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i NOROG veiledning [4] og NOFO [7]. Barriere 1 (nær kilden): Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe beregnet emulsjonsmengde på sjø. Første system innen best oppnåelig responstid. Full kapasitet snarest mulig og senest innen 95-persentilen av korteste drivtid til land, basert på beregnet kapasitetsbehov. Statoil setter, som et minimum, krav til tilstrekkelig kapasitet for å bekjempe et oljeutslipp på minimum 500 m3 med ressurser som skal være klar for operasjon innen 5 timer etter at utslippet er oppdaget. Barriere 2 (i åpent hav): Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe den mengden emulsjon som passerer barriere 1 på grunn av operative begrensninger. Første system skal mobiliseres fortløpende etter at systemene i barriere 1 er mobilisert og med full kapasitet innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Barriere 3 og 4 (kystnært): Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon innen influensområdet. Systemene skal være mobilisert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Barriere 5 (strand): Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon inn til prioriterte områder. Personell og utstyr til strandsanering skal være klar til operasjon innen 95-persentilen av korteste drivtid inn til prioritert område for de berørte områder med kortere drivtid enn 20 døgn. En plan for grovrensing av forurenset strand skal utarbeides senest innen 7 døgn fra registrert påslag av oljeemulsjon. Grovrensing av de påslagsområder som prioriteres av operasjonsledelsen i samråd med aksjonsledelsen skal være gjennomført innen 100 døgn fra plan for grovrensing foreligger, forutsatt at dette kan gjennomføres på en sikkerhetsmessig forsvarlig måte. Security Classification: Open - Status: Final Page 57 of 77

58 Utslippsscenarier Tabell 10.7 gir oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn. Tabell 10.7 Utslippsscenarier for letebrønn Type utslipp Kilde Referanse bakgrunn for Oljetype rate/volum Utblåsning 2290 m 3 /døgn Langvarig utblåsning fra reservoar Vektet utblåsningsrate fra (Maks varighet i 63 døgn) Middels utslipp 2000 Eksempelvis lekkasje fra Volum basert på faglig vurdering m 3 punktutslipp brønn Mindre utslipp 100 m 3 Eksempelvis lekkasje fra Volum basert på faglig vurdering punktutslipp brønn Mindre punktutslipp av lette produkter Lekkasje fra dieseltank, hydraulikksystem - Kondensat eller andre petroleumsprodukter som danner tynn oljefilm Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering Skrugardolje er ansett som representativ for forventet oljetype ved letebrønn. Det er gjennomført en forvitringsstudie av Skrugardolje av SINTEF i 2012 [12]. Forvitringsegenskaper for Skrugardolje ved ulike vindstyrker og temperaturer er angitt i Tabell 4. Vintertemperatur er satt til 5 C og sommertemperatur til 10 C i SINTEF sin studie. Erfaring fra norske feltforsøk viser at risikoen for lekkasje av olje under lensa er størst for oljer/emulsjoner med viskositet under 1000 cp. Emulsjon av Skrugardolje vil ha viskositeter over 1000 cp etter 12 timer ved sommerforhold og etter 6 timer ved vinterforhold. Det er raskere emulsjonsdannelse og økning i viskositet med økning i vindstyrke. Det forventes ikke å være behov for Hi-visc skimmere. Tabell oppsummerer potensialet for mekanisk oppsamling av Skrugardolje ved definerte vinter- og sommerforhold, basert på kun viskositeter. Tabell 10.8 Potensiale for mekanisk oppsamling basert på viskositet av Skrugardolje Tid (timer) Tid (døgn) Vinterforhold (5 ºC - 10m/s) Sommerforhold (10 ºC - 5m/s) Viskositet < 1000 cp risiko for lekkasje under lensen Viskositet mellom 1000 og cp Viskositet > cp bruk av HiVisc skimmer anbefalt Security Classification: Open - Status: Final Page 58 of 77

59 Emulsjonen til Skrugardoljen har potensiale for bruk av kjemisk dispergering, tidsvindu er vist i tabellen under [12]. Tabell oppsummerer potensiale for kjemisk dispergering av Skrugardolje ved definerte vinter- og sommerforhold. Tabell 10.9 Potensiale for kjemisk dispergering av emulsjon til Skrugardolje Tid (timer) Tid (døgn) Vinterforhold (5 ºC - 10m/s) Sommerforhold (10 ºC - 5m/s) Godt potensial for kjemisk dispergering Redusert potensial for kjemisk dispergering Lite eller ikke potensial for kjemisk dispergering Influensområder og stranding Resultater fra miljørisikoanalysen viser at korteste drivtid til land (hele kysten) er 19 døgn og største strandet emulsjonsmengde er 811 tonn om vinteren og 204 tonn om sommeren (95 persentil), vist i Tabell Influensområdet omfatter ikke prioriterte områder som har kortere drivtid enn 20 døgn. Tabell 10.10: Strandingsmengder med oljeemulsjon og kortest drivtid til land for letebrønnen gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning (95-persentiler). Periode Korteste drivtid (døgn) Maksimal strandet mengde (tonn) Vinter Vår Sommer Høst Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 1 og 2 Beredskap i barriere 1 og 2, enten mekanisk oppsamling eller kjemisk dispergering, vil redusere oljemengder på sjø og dermed redusere mengde olje som vil kunne nå kyst og strand. Dette betyr at miljørisikoen vil bli redusert i forhold til nivået beregnet i miljørisikoanalysen for åpent hav, kystnært og strand. For letebrønn er behov for antall mekaniske oppsamlingssystemer beregnet for mindre utslipp, middels utslipp og dimensjonerende hendelse, en utblåsning med vektet rate på 2290 m3/d. Systembehovet er beregnet med hjelp av Statoils beredskapskalkulator og basert på oljens forvitringsegenskaper og bransjestandard for ytelse og effektivitet av oljevernutstyr. Responstidskrav for barriere 1 og 2 er satt som best oppnåelige responstid gitt antatt utstyrslokalisering på boretidspunktet og standardiserte frigivelsestider og hastigheter for fartøyer. Statoil vil ha avtale med Eni om redusert frigivelsestid for Esvagt Aurora ved Goliatfeltet for letebrønn. Statoil vil også kunne disponere det dedikerte forsyningsskipet for leteoperasjonen til beredskapsformål. Responstider er verifisert med NOFO. Security Classification: Open - Status: Final Page 59 of 77

60 Basert på dimensjonerende scenario for er det beregnet et behov for 4 NOFO-systemer for vinterforhold og 2 systemer for sommerforhold i barriere 1 og 2. Boring av letebrønn Kayak er planlagt fra mai måned. Operasjonslys vil da tilsvare sommerforhold mens sjøtemperatur vil være nærmere vinterforhold. Vinterscenariet er derfor lagt til grunn for dimensjoneringen. Beredskapsfartøy på borelokasjonen utgjør det første systemet, og fartøyets daughter craft vil kunne benyttes som slepebåt de første timene. 4 NOFO systemer vil kunne ha startet mekanisk oppsamling innen 36 timer, som settes som krav til fullt utbygd barriere 1 og 2. Se oversikt i Tabell Ytterligere systemer vil kunne bli mobilisert gjennom NOFO ved behov. Nærmere detaljer om fartøy og systemer vil bli beskrevet i beredskapsplanen. Statoil vil etablere samarbeid om beredskapsressurser med andre operatører som har samtidig aktivitet i Barentshavet. Dette vil gjelde Eni ifm Goliat og vi er kjent med at Lundin også planlegger leteaktivitet i Tabell Beregnet systembehov ved dimensjonerende hendelse for i barriere 1 og 2 langvarig utblåsning 2290 m 3 /d Parameter Vinter 5 C - 10 m/s Sommer 10 C - 5 m/s Utstrømningsrate (Sm 3 /d) Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere Behov for NOFO-systemer i barriere 1 og Responstidskrav fullt utbygd barriere 1 og 2 5 t første system 36t- fullt utbygd barriere Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 3 og 4 Beredskap i barriere 3 og 4, mekanisk oppsamling nær kysten, reduserer oljemengder på sjø og potensielt strandede mengder. Miljørisiko vil da bli ytterligere redusert i forhold til nivået beregnet i miljørisikoanalysen. For letebrønn 7219/9-2 er beredskapsbehovet i barriere 3 og 4 beregnet basert på å kunne håndtere 625 tonn om vinteren og 811 tonn om sommeren. Korteste drivtid til land er 21 døgn om vinteren og 19 døgn om sommeren. Det antas at størst strandet mengde strander over en periode på 10 døgn. Ved å ta effekten i barriere 1 og 2 i betraktning gir dette en tilførselsrate inn i barriere 3 på 32 tonn/døgn for vinterhalvåret og 17 tonn/døgn for sommerhalvåret. Beregningene er basert på Skrugardolje. Security Classification: Open - Status: Final Page 60 of 77

61 Tabell Beregnet ressursbehov for barriere 3 og 4 for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning ved letebrønn Parameter Vinter 5 C - 10 m/s Sommer 10 C - 5 m/s 95-persentil av strandet emulsjonsmengde (tonn) Antatt behov for fjordsystemer i barriere Antall prioriterte områder med landpåslag innen 20 døgn -* -* Behov for kystsystemer i barriere Behov for fjordsystemer i barriere Responstidskrav 19 døgn *det finnes ingen prioriterte områder med drivtid <20 døgn Det settes krav til en kapasitet tilsvarende 1 kystsystem og 1 fjordsystem i barriere 3 og 4 for de planlagte aktivitetene på letebrønn. Responstiden er satt til 19 døgn, som er korteste drivtid til land. Ytterligere ressurser og utstyr vil kunne mobiliseres etter behov og iht eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og de berørte IUA-ene Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 5 Det stilles ikke spesifikke krav barriere 5 da det ikke forekommer stranding i noen av de prioriterte områdene innen 20 døgn for letebrønn. Det vurderes ved mer enn 20 døgns drivtid at det vil være tilstrekkelig tid til å mobilisere ytterligere ressurser ved behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og berørte IUAer Bruk av kjemisk dispergering Kjemisk dispergering vil kunne være en aktuell bekjempningsmetode for å redusere oljemengder på overflaten ved aksjoner til havs. Kjemisk dispergering kan gjennomføres fra NOFO fartøy eller fra fly (OSRL avtale). Dispergeringsmiddel finnes i flere av NOFOs fartøyer og ved NOFO sine baser og depoter. Dispergeringsmiddelet om bord på NOFO fartøy og på NOFO baser er Dasic Slickgone NS. Statoil har også tilgang til OSRLs globale dispergeringslager som består av 5000 m3 dispergeringsmiddel (Dasic Slickgone NS, Corexit EC9500A og Finasol OSR 52). Basert på viskositeten av emulsjonene Skrugardoljen danner har oljen potensiale for kjemisk dispergering,se Kap for kjemisk dispergerbarhet til Skrugardoljen. Ved et utslipp skal alltid dispergerbarheten til olje/ oljeemulsjon testes in situ ved hjelp av SINTEF prøvetakingskoffert for å vurdere om dispergering kan være et aktuelt beredskapstiltak. Prosedyre og beslutninger for bruk av dispergeringsmiddel vil beskrives i den brønnspesifikke oljevernberedskapsplanen for 7219/9-2 Kayak. I tillegg til å vurdere effektivitet av dispergering, skal en også alltid vurdere observasjoner eller sannsynlig tilstedeværelse av naturressurser i området samt værforhold før en igangsetter kjemisk dispergering. Vurderingene skal gjøres i henhold til NEBA prinsippet (Net Environmental Benefit Analysis). Kjemisk dispergering vil være særlig aktuelt ved høye forekomster av sjøfugl og/eller for å forhindre landpåslag. Statoil har over de siste årene gjennomført og deltatt i flere større forsknings- og utviklingsprosjekter på bruk av kjemisk dispergering, særlig med fokus på kalde farvann og is: International Association of Oil & Gas Producers (IOGP) Arctic Oil Security Classification: Open - Status: Final Page 61 of 77

62 Spill Response Technology Joint Industry Programme. ( ), Joint Industry Program to Evaluate Biodegradation and Effects of Dispersed Oil in Arctic Marine Environments ( ), Joint Industry Program on Oil in Ice ( ). Studiene har omfattet toksisitet, biodegradering og eventuell bioakkumulering av dispergert olje hos relevante arktiske organismer, effektivitet av dispergering i kalde farvann og påføringsteknikker. Dokumentasjonen som er opparbeidet viserat kjemisk dispergering som bekjempningsmetode kan være effektiv og miljømessig gunstig også i nordlige områder, med kaldt vann [8,9] Deteksjon av olje og overvåkning av olje under oljevernaksjoner Statoil vil stille krav til at oljevernberedskapsfartøyet er utstyrt og har rutiner for å oppdage olje og å kunne kartlegge oljeutbredelse under en evt aksjon. Det vil være oljedetekterende radar og IR kamera på fartøy og mulighet for downlink av bilder tatt fra fly eller helikopter. Satellittradar vil inngå som en kapasitet både for deteksjon og kartlegging ved letebrønn Blåmann. Prosessovervåkning på boreriggen vil detektere uregelmessigheter og utslipp Særlige hensyn for letebrønn Kayak Miljødirektoratet har det sentrale forvaltningsansvaret for sjøfugl. Deres vurdering er at det ikke er aktuelt å rehabilitere oljeskadet sjøfugl annet enn for arter der hvert individs overlevelse har betydning for bestanden. For tiden gjelder det bare Stellerand og Dverggås, som har sine sentrale tilholdsområder i Varanger- og Porsangerfjorden i Finnmark. Miljørisikoanalysen for Kayak identifiserer Stellerand innenfor potensielt influensområdet til en eventuell utblåsning, og høyeste utslag i miljørisiko er 11,5% av akseptkriteriet i skadekategori alvorlig i vårsesongen (mars-mai). Miljørisiko for Stellerand er utført med såkalte funksjonsområder. Dette betyr at totalbestanden da blir multiplisert opp for å ta høyde for ansamlinger av sjøfugl i forbindelse med næringssøk i hekketiden, og videre at risikonivået kan overestimeres noe. Det vil frem mot borestart arbeides med å inkludere planer for håndtering av oljeskadet vilt i brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for Konklusjon for miljørisiko- og beredskapsanalyse Statoil vurderer at miljørisiko for letebrønn er akseptabel. Statoil vurderer at de foreslåtte beredskapstiltak vil kunne redusere miljørisiko for de biologiske ressursene beskrevet i miljørisikoanalysen ytterligere, og at den planlagte beredskapen for boring av er tilstrekkelig. Den høyeste beregnede miljørisiko for letebrønn 7219/9-6 Kayak er 72 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier i skadekategori Alvorlig. Det er beregnet for alke kystnært i mai. Nivået på utslaget i miljørisiko for alke (og annen kystnær sjøfugl i hekkeperioden) kan til dels forklares ved bruk av aggregeringsfaktor som kan føre til at miljørisiko vil kunne overestimeres noe(se kap ). Det er gruppen kystnær sjøfugl som viser høyest miljørisiko gjennom vår og sommer sesong, mens pelagisk sjøfugl har høyest miljørisiko høst og vinter. Security Classification: Open - Status: Final Page 62 of 77

63 Det er gjennomført en kvantitativ miljørisikoanalyse etter MIRA-metoden for strandressurser, basert på helårlig statistikk. Det var meget små utslag i miljørisiko for strand (Norge-fastland) i analyseperioden. Det er Vesterålen- Finnmarksbestanden for havert som har høyest miljørisiko i høstsesongen (2,6% av akseptkriteriet). Ved planlagt boretidspunkt (vår/sommersesong) er miljørisiko maksimalt 0,24% av akseptkriteriet. Statoil vurderer miljørisikoen for sel som svært lav. Resultatene for fisk viser at området med gjennomsnittlig THC-konsentrasjon > 50 ppb overlapper med mindre enn 1 % av gyteområdet for kveite. Ingen andre gyteområder viser overlapp med influensområdet hvor konsentrasjon i vannsøylen er over 50ppb. Statoil vurderer derfor at miljørisikoen er svært lav for fisk. Den marginale issonen, Polarfronten og Bjørnøya berøres ikke av et utslipp med utblåsningsrater som lagt til grunn i denne analysen. Miljørisikoanalysen for letebrønn er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for alle VØK-er og måneder. Figur 3 viser den høyeste modellerte miljørisikoen for letebrønn per måned for alle VØKer. I planlagt boreperiode, Q2 2017(vår sommer), er det gruppen kystnær sjøfugl som har høyest miljørisiko, mens i høst og vinter er det sjøfugl på åpent hav som får høyest utslag. Statoils krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn er oppsummert i Tabell Det er satt krav til 4 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 36 timer. Kjemisk dispergering vil, basert på en NEBA vurdering, kunne bidra til et effektivt oljevern til havs. For barriere 3 og 4 stilles det krav til en kapasitet tilsvarende 1 kystsystem og 1 fjordsystem med responstid på 19 døgn, som er korteste drivtid til kysten. Det stilles ikke spesifikke krav til barriere 5 da det ikke forekommer stranding i Statoils prioriterte Security Classification: Open - Status: Final Page 63 of 77

64 områder innen 20 døgn. Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og berørte IUAer. Tabell Krav til beredskap i hver barriere for Barriere 1 og 2 bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 4 NOFO-systemer Første system innen 5 timer, fullt utbygd barriere innen 36 timer Barriere 3 og 4 bekjempelse i kyst- og strandsone Systemer og responstid Kapasitet tilsvarende 1 Kystsystem og 1 Fjordsystem, responstid på 19 døgn Barriere 5 - strandrensing Systemer og responstid Det stilles ikke spesifikke krav til barriere 5 da det ikke forekommer stranding i Statoils prioriterte områder innen 20 døgn. Fjernmåling og Akutt forurensning av betydning skal oppdages innen 1 time etter at hendelsen miljøundersøkelser har inntruffet Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer 11 Konklusjon Basert på erfaringer fra tidligere operasjoner med planlagte utslipp, konkluderes det med at den omsøkte boreaktiviteten for begge brønnene, kun vil ha marginale påvirkninger på bunnfauna lokalt og neglisjerbar påvirkning på det marine miljø i vannmassene. Med de kjemikalievalgene som er tatt, samt generelt høyt fokus på null skadelige utslipp og tiltak som er beskrevet i denne søknaden, vurderer Statoil det slik at omsøkt boreaktivitet kan gjennomføres uten vesentlige negative konsekvenser for miljøet på borestedet og havområdet for øvrig. Security Classification: Open - Status: Final Page 64 of 77

65 12 Referanser [1] Acona (2016) Stokastisk oljedriftsimulering, miljørisikoanalyse for boring av letebrønn 7121/8-1 Blåmann. [2] Statoil (2016) Beredskapsanalyse letebrønn 7121/8-1 Blåmann. Statoil rapport. [3] OLF (2007) Metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA) Revisjon Rapport nr: [4] Norsk Olje og Gass (OLF) (2014) Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser. [5] Sørheim, K.R og Moldestad, M.Ø (2008) Weathering properties of the Goliat Kobbe and two Goliat Blend of Kobbe and Realgrunnen crude oils. SINTEF rapport F3959. [6] Statoil (2014) Statoil Rådgivende dokument. GL Retningslinje for analyser av beredskap mot akutt oljeforurensning fra offshoreaktiviteter på norsk sokkel. [7] NOFOs nettsider [8] Gardiner, W. W., Word, J. Q., Perkins, R. A., McFarlin, K. M., Hester, B., W., Word, L., S., Collin, M., R., 2013; The acute toxicity of chemically and physically dispersed oil to key arctic species under arctic conditions during the open water season, Environmental Toxicology and Chemistry, Vol 32, No 10, pp [9] McFarlin KM, Prince RC, Perkins R, Leigh MB (2014) Biodegradation of Dispersed Oil in Arctic Seawater at -1uC. PLoS ONE 9(1): e doi: /journal.pone [10] Akvaplan niva (2016) Miljørisikoanalyse- Brønn i PL532 [11] Statoil ASA (2016)- Beredskapsanalyse for letebrønn [12] Sintef (2012) Skrugard crude oil- weathering studies- Oil properties related to oil spill response. Report number: Security Classification: Open - Status: Final Page 65 of 77

66 Vedlegg A Tabeller med samlet oversikt over omsøkte kjemikalier Tabellene i dette vedlegg gir en oversikt over forbruk og utslipp fordelt på bruksområde for de omsøkte kjemikaliene. Tabellene inkluderer også PLONOR kjemikalier. Tabell A-1.1 Totalt forbruk og utslipp av kjemikalier i vannbasert borevæske for letebrønn Blåmann Handelsnavn Funksjon Forbruk per Utslipp per Forbruk Utslipp Miljø- % av stoff kjemikalie kjemikalie klassifisering Grønn gul Grønn gul Grønn gul Barite weighing agent Grønn 360,5 360, ,5 0,0 360,5 0,0 PAC-RE Polymer Grønn 8,0 8, ,0 0,0 8,0 0,0 Bentonite viscosity Grønn 81,0 81, ,0 0,0 81,0 0,0 Soda Ash ph Grønn 4,2 4, ,2 0,0 4,2 0,0 DEXTRID E filtration control Grønn 10,0 10, ,0 0,0 10,0 0,0 Lime ph Grønn 4,0 4, ,0 0,0 4,0 0,0 BARAZAN viscosity Grønn 5,0 5, ,0 0,0 5,0 0,0 GEM GP shale stabiliser Gul 4,5 4, ,0 4,5 0,0 4,5 KCL salt clay inhibitor Grønn 120,0 120, ,0 0,0 120,0 0,0 PAC LE filtration control Grønn 10,0 10, ,0 0,0 10,0 0,0 Sum 607,2 607, ,7 4,5 602,7 4,5 Security Classification: Open - Status: Final Page 66 of 77

67 Tabell A-1.2 Totalt forbruk og utslipp av kjemikalier i vannbasert borevæske for letebrønn Kayak Handelsnavn Funksjon Forbruk per Utslipp per Forbruk Utslipp Miljø- % av stoff kjemikalie kjemikalie klassifisering Grønn gul Grønn gul Grønn gul Barite weighing agent Grønn 355,0 355, ,0 0,0 355,0 0,0 PAC-RE Polymer Grønn 7,5 7, ,5 0,0 7,5 0,0 Bentonite viscosity Grønn 80,0 80, ,0 0,0 80,0 0,0 Soda Ash ph Grønn 4,0 4, ,0 0,0 4,0 0,0 DEXTRID E filtration control Grønn 9,4 9, ,4 0,0 9,4 0,0 Lime ph Grønn 4,0 4, ,0 0,0 4,0 0,0 BARAZAN viscosity Grønn 5,0 5, ,0 0,0 5,0 0,0 GEM GP shale stabiliser Gul 4,3 4, ,0 4,3 0,0 4,3 KCL salt clay inhibitor Grønn 120,0 120, ,0 0,0 120,0 0,0 PAC LE filtration control Grønn 10,0 10, ,0 0,0 10,0 0,0 SUM 599,2 599, ,9 4,3 594,9 4,3 Security Classification: Open - Status: Final Page 67 of 77

68 letebrønnene 7121/8-1 Blåmann med opsjon for sidesteg og letebrønn Tabell A-2.1 Totalt forbruk av kjemikalier i oljebasert borevæske for letebrønn Blåmann (hovedbrønn) Handelsnavn Funksjon Miljøklassifisering Forbruk per kjemikalie % av stoff Forbruk Grønn Gul Rød Grønn Gul Rød XP-07 OBM Base Fluid Gul 1453, ,0 1453,0 0,0 EZ MUL NS OBM Emulsifier Gul 79, ,0 79,8 0,0 DURATONE E OBM Filtration Control Gul 57, ,3 46,7 0,0 GELTONE II OBM Viscosifier Rød 42, ,0 0,0 42,8 LIME Alkalinity Control Agent Grønn 42, ,8 0,0 0,0 Calcium Chloride brine Salinity Grønn 427, ,5 0,0 0,0 Barite Weighting agent Grønn 1084, ,9 0,0 0,0 DRILTREAT Oil wetting agent Grønn 2, ,0 0,0 0,0 BARACARB Bridging Material Grønn 1, ,0 0,0 0,0 BARAKLEAN DUAL Soap - Casing cleaner Gul 5, ,3 3,7 0,0 BARAKLEAN Gold Soap - Casing, pit cleaner Gul 1, ,7 0,3 0,0 BARAZAN Viscosifier Grønn 1, ,0 0,0 0,0 STARCIDE Biocide Gul 1, ,0 1,0 0,0 SOURSCAV H₂S Scavenger Gul 1, ,0 1,0 0,0 Sugar Cement inhibitor Grønn 1, ,0 0,0 0,0 Sum 3200,7 1572,5 1585,5 42,8 Security Classification: Open - Status: Final Page 68 of 77

69 letebrønnene 7121/8-1 Blåmann med opsjon for sidesteg og letebrønn Tabell A-2.1b Totalt forbruk av kjemikalier i oljebasert borevæske i Blåmann (sidesteg) Handelsnavn Funksjon Miljøklassifisering Forbruk per kjemikalie % av stoff Forbruk Grønn Gul Rød Grønn Gul Rød XP-07 OBM Base Fluid Gul 1453, ,0 1453,0 0,0 EZ MUL NS OBM Emulsifier Gul 79, ,0 79,8 0,0 DURATONE E OBM Filtration Control Gul 57, ,3 46,7 0,0 GELTONE II OBM Viscosifier Rød 42, ,0 0,0 42,8 LIME Alkalinity Control Agent Grønn 42, ,8 0,0 0,0 Calcium Chloride brine, 1.145sg Salinity Grønn 427, ,5 0,0 0,0 Barite Weighting agent Grønn 1136, ,7 0,0 0,0 DRILTREAT Oil wetting agent Grønn 3, ,0 0,0 0,0 BARACARB Bridging Material Grønn 2, ,0 0,0 0,0 BARAKLEAN DUAL Soap - Casing cleaner Gul 5, ,3 3,7 0,0 BARAKLEAN Gold Soap - Casing, pit cleaner Gul 1, ,7 0,3 0,0 BARAZAN Viscosifier Grønn 1, ,0 0,0 0,0 STARCIDE Biocide Gul 1, ,0 1,0 0,0 SOURSCAV H₂S Scavenger Gul 1, ,0 1,0 0,0 Sugar Cement inhibitor Grønn 1, ,0 0,0 0,0 Sum 3254,5 1626,2 1585,5 42,8 Security Classification: Open - Status: Final Page 69 of 77

70 letebrønnene 7121/8-1 Blåmann med opsjon for sidesteg og letebrønn Tabell A-2.2 Totalt forbruk av kjemikalier i oljebasert borevæske for letebrønn Kayak Handelsnavn Funksjon Miljøklassifisering Forbruk per kjemikalie % av stoff Forbruk Grønn Gul Rød Grønn Gul Rød XP-07 OBM Base Fluid Gul 1375, ,0 1375,0 0,0 EZ MUL NS OBM Emulsifier Gul 75, ,0 75,6 0,0 DURATONE E OBM Filtration Control Gul 54, ,8 44,2 0,0 GELTONE II OBM Viscosifier Rød 40, ,0 0,0 40,5 LIME Alkalinity Control Agent Grønn 40, ,5 0,0 0,0 Calcium Chloride brine Salinity Grønn 405, ,0 0,0 0,0 Barite Weighting agent Grønn 1064, ,4 0,0 0,0 DRILTREAT Oil wetting agent Grønn 2, ,0 0,0 0,0 Suspentone Suspension agent Grønn 2, ,0 0,0 0,0 BARACARB Bridging Material Grønn 1, ,0 0,0 0,0 BARAKLEAN DUAL Soap - Casing cleaner Gul 5, ,3 3,7 0,0 BARAKLEAN Gold Soap - Casing, pit cleaner Gul 1, ,7 0,3 0,0 BARAZAN Viscosifier Grønn 1, ,0 0,0 0,0 STARCIDE Biocide Gul 1, ,0 1,0 0,0 SOURSCAV H₂S Scavenger Gul 1, ,0 1,0 0,0 Sugar Cement inhibitor Grønn 1, ,0 0,0 0,0 Sum 3070,0 1528,7 1500,8 40,5 Security Classification: Open - Status: Final Page 70 of 77

71 letebrønnene 7121/8-1 Blåmann med opsjon for sidesteg og letebrønn Tabell A-3.1a Totalt forbruk og utslipp av sementkjemikalier for letebrønn Blåmann (hovedbrønn) Handelsnavn Funksjon Forbruk Utslipp Forbruk stoff Utslipp stoff Miljø- % av stoff kjemikaliet kjemikaliet (tonn) (tonn) klassifisering (tonn) (tonn) Grønn Gul Grønn Gul Grønn Gul BARITE Weighting Agent Grønn 81,31 0,00 100,00 0,00 81,31 0,00 0,00 0,00 CALCIUM CHLORIDE BRINE Brine Grønn 5,07 0,77 100,00 0,00 5,07 0,00 0,77 0,00 Cement Class G Cement Grønn 144,10 13,79 100,00 0,00 144,10 0,00 13,79 0,00 CFR-8L Dispersant Gul 3,06 0,09 64,00 36,00 1,96 1,10 0,06 0,03 D-AIR 1100L NS Defoamer Gul 0,49 0,01 0,41 99,59 0,00 0,48 0,00 0,01 ECONOLITE LIQUID Extender Grønn 0,74 0,19 100,00 0,00 0,74 0,00 0,19 0,00 Foamer 1026 Foaming Agent Gul 2,66 0,42 42,23 57,77 1,13 1,54 0,18 0,24 GASCON 469 / GASCON 469G Gas-Control Grønn 2,80 0,08 100,00 0,00 2,80 0,00 0,08 0,00 Halad-300L NS Fluid Loss Gul 2,22 0,24 91,35 8,65 2,03 0,19 0,22 0,02 Halad-400L Fluid Loss Gul 2,31 0,07 76,47 23,53 1,77 0,54 0,05 0,02 HR-5L Retarder Grønn 1,98 0,11 100,00 0,00 1,98 0,00 0,11 0,00 MicroSilica Liquid Gas-Control Grønn 8,28 0,00 100,00 0,00 8,28 0,00 0,00 0,00 MUSOL SOLVENT Mutual solvent Gul 1,47 0,00 0,00 100,00 0,00 1,47 0,00 0,00 RM-1NS Cement Additive Grønn 0,40 0,00 100,00 0,00 0,40 0,00 0,00 0,00 SEM 8 Emulsifier Gul 1,67 0,00 0,00 100,00 0,00 1,67 0,00 0,00 Tuned Light XLE Blend Series Cement Grønn 190,41 29,95 100,00 0,00 190,41 0,00 29,95 0,00 Tuned Spacer E plus Spacer Additive Grønn 3,49 0,00 100,00 0,00 3,49 0,00 0,00 0,00 SUM 452,45 45, ,45 7,00 45,40 0,32 Security Classification: Open - Status: Final Page 71 of 77

72 letebrønnene 7121/8-1 Blåmann med opsjon for sidesteg og letebrønn Tabell A-3.1b Totalt forbruk og utslipp av sementkjemikalier for Blåmann (sidesteg) Handelsnavn Funksjon Miljøklassifisering Forbruk kjemikaliet (tonn) Utslipp kjemikaliet (tonn) % av stoff Forbruk stoff (tonn) Utslipp stoff (tonn) Grønn Gul Grønn Gul Grønn Gul BARITE Weighting Agent Grønn 51,746 0, ,000 0,000 51,746 0,000 0,000 0,000 Cement Class G Cement Grønn 70,285 1, ,000 0,000 70,285 0,000 1,797 0,000 CFR-8L Dispersant Gul 2,440 0,062 64,000 36,000 1,562 0,878 0,040 0,022 D-AIR 1100L NS Defoamer Gul 0,306 0,002 0,415 99,585 0,001 0,305 0,000 0,002 GASCON 469 / GASCON 469G Gas-Control Grønn 2,462 0, ,000 0,000 2,462 0,000 0,062 0,000 Halad-400L Fluid Loss Gul 2,056 0,052 76,471 23,529 1,572 0,484 0,040 0,012 HR-5L Retarder Grønn 1,122 0, ,000 0,000 1,122 0,000 0,028 0,000 MicroSilica Liquid Gas-Control Grønn 8,280 0, ,000 0,000 8,280 0,000 0,000 0,000 MUSOL SOLVENT Mutual solvent Gul 0,954 0,000 0, ,000 0,000 0,954 0,000 0,000 RM-1NS Cement Additive Grønn 0,257 0, ,000 0,000 0,257 0,000 0,000 0,000 SEM 8 Emulsifier Gul 1,081 0,000 0, ,000 0,000 1,081 0,000 0,000 Tuned Spacer E plus Spacer Additive Grønn 2,325 0, ,000 0,000 2,325 0,000 0,000 0,000 Sum 143,31 2,00-139,61 3,70 1,97 0,04 Security Classification: Open - Status: Final Page 72 of 77

73 letebrønnene 7121/8-1 Blåmann med opsjon for sidesteg og letebrønn Tabell A-3.2 Totalt forbruk og utslipp av sementkjemikalier for letebrønn Kayak Handelsnavn Funksjon Miljøklassifisering Forbruk kjemikaliet (tonn) Utslipp kjemikaliet (tonn) % av stoff Forbruk stoff (tonn) Utslipp stoff (tonn) Grønn Gul Grønn Gul Grønn Gul BARITE Weighting Agent Grønn 96,01 0,17 100,00 0,00 96,01 0,00 0,17 0,00 CALCIUM CHLORIDE BRINE Brine Grønn 5,68 0,95 100,00 0,00 5,68 0,00 0,95 0,00 Cement Class G Cement Grønn 231,21 20,32 100,00 0,00 231,21 0,00 20,32 0,00 CFR-8L Dispersant Gul 5,35 0,13 64,00 36,00 3,42 1,93 0,08 0,05 D-AIR 1100L NS Defoamer Gul 0,69 0,02 0,41 99,59 0,00 0,68 0,00 0,02 ECONOLITE LIQUID Extender Grønn 1,21 0,29 100,00 0,00 1,21 0,00 0,29 0,00 Foamer 1026 Foaming Agent Gul 1,69 0,15 42,23 57,77 0,71 0,97 0,06 0,09 GASCON 469 / GASCON 469G Gas-Control Grønn 5,26 0,13 100,00 0,00 5,26 0,00 0,13 0,00 Halad-300L NS Fluid Loss Gul 1,98 0,21 91,35 8,65 1,81 0,17 0,19 0,02 Halad-350L Fluid Loss Gul 1,91 0,01 85,30 14,70 1,63 0,28 0,01 0,00 Halad-400L Fluid Loss Gul 4,31 0,10 76,47 23,53 3,30 1,01 0,08 0,02 HR-5L Retarder Grønn 3,12 0,12 100,00 0,00 3,12 0,00 0,12 0,00 MicroSilica Liquid Gas-Control Grønn 8,28 0,00 100,00 0,00 8,28 0,00 0,00 0,00 MUSOL SOLVENT Mutual solvent Gul 1,86 0,01 0,00 100,00 0,00 1,86 0,00 0,01 RM-1NS Cement Additive Grønn 0,50 0,00 100,00 0,00 0,50 0,00 0,00 0,00 SEM 8 Emulsifier Gul 2,11 0,01 0,00 100,00 0,00 2,11 0,00 0,01 Tuned Light XLE Blend Series Cement Grønn 178,87 17,69 100,00 0,00 178,87 0,00 17,69 0,00 Tuned Spacer E plus Spacer Additive Grønn 4,40 0,01 100,00 0,00 4,40 0,00 0,01 0,00 SUM 554,44 40, ,41 9,02 40,11 0,21 Security Classification: Open - Status: Final Page 73 of 77

74 letebrønnene 7121/8-1 Blåmann med opsjon for sidesteg og letebrønn Tabell A-4.1 Totalt forbruk og utslipp av vaskekjemikalier for letebrønn Blåmann Funksjon Miljøklassifisering Forbruk kjemikaliet Utslipp kjemikaliet % av stoff Forbruk stoff Utslipp stoff Handelsnavn Grønn Gul Grønn Gul Grønn Gul Microsit Polar Vaskemiddel Gul 6,1 6,1 81,2 18,8 4,95 1,14 4,95 1,14 Sum 6,1 6, ,9 1,1 4,9 1,1 Tabell A-4.2 Totalt forbruk og utslipp av vaskekjemikalier for letebrønn Kayak Handelsnavn Funksjon Forbruk Utslipp Forbruk stoff Utslipp stoff Miljø- % av stoff kjemikaliet kjemikaliet klassifisering Grønn Gul Grønn Gul Grønn Gul Microsit Polar Vaskemiddel Gul 4,3 4,3 81,2 18,8 3,50 0,81 3,50 0,81 Sum 4,3 4, ,5 0,8 3,5 0,8 Tabell A-5.1 Totalt forbruk og utslipp av gjengefett for letebrønn Blåmann Handelsnavn Funksjon Forbruk Utslipp Forbruk stoff Utslipp stoff Miljø- % av stoff kjemikaliet kjemikaliet klassifisering Grønn gul Grønn gul Grønn gul Jet-Lube NCS-30ECF Gjengefett Gul 0,15 0,015 1,1 98,9 0,002 0,145 0,000 0,014 Jet-Lube Seal-guard ECF Gjengefett Gul 0,10 0,010 2,4 73,0 0,027 0,073 0,003 0,007 Sum 0,25 0, ,029 0,218 0,003 0,022 Security Classification: Open - Status: Final Page 74 of 77

75 letebrønnene 7121/8-1 Blåmann med opsjon for sidesteg og letebrønn Tabell A-5.2 Totalt forbruk og utslipp av gjengefett for letebrønn Kayak Funksjon Miljøklassifisering Forbruk kjemikaliet Utslipp kjemikaliet % av stoff Forbruk stoff Utslipp stoff Handelsnavn Grønn gul Grønn gul Grønn gul Jet-Lube NCS-30ECF Gjengefett Gul 0,10 0,010 1,1 98,9 0,001 0,102 0,000 0,010 Jet-Lube Seal-guard ECF Gjengefett Gul 0,07 0,007 2,4 73,0 0,019 0,052 0,002 0,005 Sum 0,17 0, ,020 0,154 0,002 0,015 Tabell A-6.1 Totalt forbruk og utslipp av BOP-kjemikalier for letebrønn Blåmann Handelsnavn Funksjon Forbruk Utslipp Forbruk stoff Utslipp stoff Miljø- % av stoff kjemikaliet kjemikaliet klassifisering Grønn Gul Grønn Gul Grønn Gul ERIFON HD 603 HP (NO DYE) Hydraulikkvæske Gul 3,5 3,5 55,0 45,0 1,9 1,6 1,9 1,6 MEG Antifrysemiddel Grønn 12,0 12,0 100,0 0,0 12,0 0,0 12,0 0,0 Sum 15,5 15, ,9 1,6 13,9 1,6 Tabell A-6.2 Totalt forbruk og utslipp av BOP-kjemikalier for letebrønn Kayak Handelsnavn Funksjon Forbruk Utslipp Forbruk stoff Utslipp stoff Miljø- % av stoff kjemikaliet kjemikaliet klassifisering Grønn Gul Grønn Gul Grønn Gul ERIFON HD 603 HP (NO DYE) Hydraulikkvæske Gul 2,5 2,5 55,0 45,0 1,4 1,1 1,4 1,1 MEG Antifrysemiddel Grønn 8,5 8,5 100,0 0,0 8,5 0,0 8,5 0,0 Sum 11,0 11, ,9 1,1 9,9 1,1 Security Classification: Open - Status: Final Page 75 of 77

76 letebrønnene 7121/8-1 Blåmann med opsjon for sidesteg og letebr ønn 7219/9-2 Kayak AU - TPD DW ED Tabell A Totalt forbruk og utslipp av renseanlegg kjemikalier for letebrønn Blåmann Handelsnavn Funksjon Miljø - klassifisering Forbruk kjemikalie Utslipp kjemikalie % av stoff Forbruk Utslipp til sjø Nature NSC Flokkuleringsmiddel Grønn 1,500 0, ,00 0,00 0,00 1,50 0,00 0,00 0,02 0,00 0,00 Nature PH - ph regulering Gul 1,200 1,200 66,67 33,33 0,00 0,80 0,40 0,00 0,80 0,40 0,00 Nature PH+ ph regulering Gul 1,200 1,200 75,00 25,00 0,00 0,90 0,30 0,00 0,90 0,30 0,00 Sum 3,900 2,415 3,20 0,70 0,00 1,72 0,70 0,00 Grønn Gul + Y1 Gul Y2 Grønn Gul + Y1 Gul Y2 Grønn Gul + Y1 Gul Y2 Tabell A Totalt forbruk og utslipp av renseanlegg kjemikalier for letebrønn Kayak Handelsnavn Funksjon Miljø - klassifisering Forbruk kjemikalie Utslipp kjemikalie % av stoff Forbruk Utslipp til sjø Nature NSC Flokkuleringsmiddel Grønn 1,400 0, ,00 0,00 0,00 1,50 0,00 0,00 0,02 0,00 0,00 Nature PH - ph regulering Gul 1,100 1,200 66,67 33,33 0,00 0,80 0,40 0,00 0,80 0,40 0,00 Nature PH+ ph regulering Gul 1,100 1,200 75,00 25,00 0,00 0,90 0,30 0,00 0,90 0,30 0,00 Sum 3,600 2,415 3,20 0,70 0,00 1,72 0,70 0,00 Grønn Gul + Y1 Gul Y2 Grønn Gul + Y1 Gul Y2 Grønn Gul + Y1 Gul Y2 Security Classificat ion: Open - Status: Final Page 76 of 77