Innholdsfortegnelse... 2 Sammendrag... 6 Innledning Avgrensning av søknaden... 8 Rammer for aktiviteten... 8 Forkortelser...

Transkript

1

2 2 of 72 Innholdsfortegnelse Innholdsfortegnelse... 2 Sammendrag... 6 Innledning Avgrensning av søknaden Rammer for aktiviteten Forkortelser... 9 Feltbeskrivelse Beliggenhet og lisensforhold Utbyggingsløsning og produksjonsperiode Reserver og reservoar Bore- og brønnoperasjoner Systembeskrivelser Hovedprosesser Brønner og manifolder Separasjon og stabilisering av olje og gass Olje- og gasseksport Hjelpeprosesser Behandling av produsert vann Sjøvann, ferskvann, brannvann og kjølevann Vanninjeksjonssystem Behandling av drenasjevann; åpent og lukket avløp Fakkel Hydrauliske system Hovedkraft og annen dieselgenerert kraft Beste tilgjengelige teknikker (BAT) Kraftgenerering og kraftforsyning Energioptimalisering og energistyring Behandling av produsert og drenasjevann Gjenvinningsanlegg for fakkelgass Miljøforhold, biologiske ressurser og annen virksomhet i influensområdet Kort beskrivelse av området og dagens miljøtilstand Beskrivelse av naturressurser Plankton Bunnforhold, fauna og habitater Fiskeressurser Sjøfugl... 22

3 of 72 Sjøpattedyr Planlagte utslipp til sjø Injeksjonsvann / produsert vann Naturlige forekommende lavradioaktive isotoper Drenasjevann Behandlet sjøvann Kjemikalier Produksjonskjemikalier Avleiringshemmer/-løser Skumdemper Emulsjonsbryter Biocid & H2S-fjerner Gassbehandlingskjemikalier H2S-fjerner Hydrathemmer Kjemikalier som tilsettes eksportstrøm Korrosjonshemmer Vokshemmer/voksløsemiddel Vanninjeksjonskjemikalier Flokkulant Avleiringshemmer Oksygenfjerner Skumdemper Vannbehandlingskjemikalie Biocid Hjelpekjemikalier Vaske- og rensemidler Flokkulant Lukket system Beredskapskjemikalier Brannvannsystem...31 Substitusjon Olje på sand Planlagte utslipp til luft Fakling ved oppstart av brønner Fakling under normal drift Testing av dieselgeneratorer i normal drift Essensiell kraftgenerering... 33

4 4 of Diffuse utslipp og kaldventilering Årlige utslipp til luft Miljøkonsekvenser av planlagte utslipp Utslipp til sjø Oljeholdig vann Olje på sand Kjemikalier EIF Utslipp til luft Måling og rapportering Utslipp til sjø Oljeholdig vann, tungmetaller, organiske forbindelser og radioaktive isotoper Olje på sand Kjemikalier Utslipp til luft Akutte utslipp Avfallshåndtering Miljørisiko Krav om miljørisiko- og beredskapsanalyse Akseptkriterier Gjennomførte analyser Lokasjon og tidsperiode Egenskaper til oljen og dispergerbarhet Utblåsningscenarier Drift og spredning av olje Miljørisikoanalyse for Ivar Aasen-feltet Miljørisikoanalyse for flerfase rørledningene Beredskap Mekanisk bekjempelse Dispergeringsberedskap Beredskap i kystsonen Lekkasjedeteksjon og fjernmåling Forslag til beredskap mot akutt forurensing Referanser Vedlegg Planlagt forbruk, utslipp og injeksjon av kjemikalier... 69

5 5 of Beredskapskjemikalier Substitusjon... 71

6 6 of 72 Sammendrag Det norske oljeselskap AS søker om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven kapittel 3 11 og styringsforskriften 25 og 26 for drift av Ivar Aasen-feltet. Denne søknaden er utarbeidet i henhold til forurensningsforskriftens kapittel 36 og til Miljødirektoratets retningslinjer for søknad om petroleumsvirksomhet til havs. Ivar Aasen-unit, inkludert petroleumsforekomstene West Cable og Hanz, er lokalisert i blokk 16/1 og 25/10 i midtre del av Nordsjøen og omfatter produksjonslisensene PL001B, PL242 og PL028B. Feltet blir bygget ut med en bunnfast plattform for produksjon av olje og gass fra forekomstene i Ivar Aasen og West Cable. Brønnstrømmene vil delvis prosesseres på Ivar Aasen-installasjonen og eksporteres til Edvard Grieg lokalisert 10 km sør for Ivar Aasen. Eksportprodukt fra Ivar Aasen-installasjonen vil videre behandles på Edvard Grieg, hvor stabilisert olje vil eksporteres til Sture-terminalen og rik gass via SAGErørledningssystem til St. Fergus. Regional konsekvensutredning for Nordsjøen 2006 og arealrapport for Nordsjøen og Skagerrak fra 2010 er lagt til grunn for beskrivelse av naturressurser og miljøforhold. Det er ikke identifisert noen spesielle sårbare habitater, arter eller kulturminner som vil bli berørt av utbyggingen. Planlagt produksjonsstart er 4. kvartal 2016 med forventet produksjonsperiode på 20 år. For detaljert informasjon vises det til Plan for Utbygging og Drift av Ivar Aasen som ble godkjent av Stortinget Denne søknaden omfatter planlagt kjemikalieforbruk og forventet utslipp til sjø og luft knyttet til drift av Ivar Aasen-installasjonen, samt miljøvurderinger av planlagte utslipp og den planlagte beredskapen på feltet. Omsøkte utslipp til sjø omfatter oljeholdig vann fra produsert vann og drenasjevann, olje på sand fra jetting og kjemikalier. Mengde utslipp av oljeholdig vann vil avhenge av mengde vann som produseres fra brønn og mengde drenasjevann generert. Oljekonsentrasjon i vann som slippes til sjø vil være så lav som mulig og ikke overskride myndighetskravet på 30 mg/l. Oljevedheng på sand fra jetting vil bli renset optimalt og være lavere enn 10 g olje/kg sand. Det totale kjemikalieforbruket som er omsøkt er vist i tabell 1-1. Tabell 1-1 Totalt omsøkt forbruk, utslipp og injeksjon av kjemikalier per år for drift av Ivar Aasen Forbruk (tonn) Utslipp (tonn) Injeksjon (tonn) 1509,30 353,86 707,92 TOTALT Grønn 883,94 Forbruk (tonn) Gul Rød 619,18 5,79 Svart 0,00 Grønn 278,81 Utslipp (tonn) Gul Rød 74,74 0,29 Svart 0,00 Grønn 414,06 Injeksjon (tonn) Gul Rød 288,01 5,50 Svart 0,00 Kjemikaliene er kategorisert i henhold til aktivitetsforskriften 63. Forventet årlig forbruk, utslipp og injeksjon per fargekategori er vist. Kjemikalier i lukket system vil inkludere hydraulikkolje, kranolje og diesel biocid. Disse har et forventet forbruk under 3000 kg, og de vil ikke gå til utslipp til sjø. Årlige utslipp til luft fra Ivar Aasen er vist i tabell 1-2. Tabell 1-2 Årlige utslipp til luft fra Ivar Aasen-plattformen Kilde CO2 /tonn NOx /tonn CH4 /tonn nmvoc /tonn SO2 /tonn Fakling i normal drift ,6 0,1 0,1 - Testing av diesel generatorer i normal drift 387 8,5-0,6 0, ,6* 19,5* Diffuse utslipp *Årlig gjennomsnitt beregnet ut ifra tall i tabell 6.6-1

7 7 of 72 Det er utarbeidet miljørisikoanalyse og beredskapsanalyse som dekker produksjonsboringen og driftsfasen av feltet. Videre er det utarbeidet en miljørisikoanalyse for drift av flerfase rørledningene mellom Ivar Aasen og Edvard Grieg. Basert på disse er beredskapen på Ivar Aasen planlagt som følger: Første system innen 10 timer Fult utbygd barriere innen 24 timer Akutt forurensning skal detekteres raskest mulig og senest innen 3 timer. Kravet ivaretas av en kombinasjon av alarmsystem i prosessanlegget, PLDS på rørledningen samt visual og annen overvåking.

8 8 of 72 Innledning 2.1 Avgrensning av søknaden Denne søknaden omhandler utslipp til sjø og luft knyttet til oppstart og drift av Ivar Aasen-plattformen. Øvrige søknader i sammenheng med utbyggingen av Ivar Aasen-feltet er: o o o o o Søknad del 1 produksjonsboring, rørlegging, flotell [1] Søknad del 2 kvotepliktige utslipp (alle aktiviteter) [2] Søknad del 3 ferdigstilling og utprøving av installasjonen [3] Søknad del 4 oppstart og drift av feltet (denne søknaden) Søknad del 5 utslipp av radioaktive komponenter (Statens Strålevern) Hva disse søknadene angår, ble del 1 oversendt Miljødirektoratet i desember 2014 og del 2 i januar Del 3 ble sendt i januar 2016, mens del 4 (denne søknaden) og del 5 blir sendt samtidig. Ivar Aasen-plattformen vil bli forsynt med elektrisk kraft fra Edvard Grieg-plattformen. Dette betyr at utslippssøknaden for Edvard Grieg-feltet inkluderer også kraftbehovet til Ivar Aasen-feltet med det tilhørende utslippet til luft [4]. Begge plattformene inngår i en felles områdeløsning hvor kraftforsyningen på sikt vil komme fra land. Denne løsningen utredes i et eget prosjekt i sammenheng med planlegging og utbygging av Johan Sverdrup-feltet [5] og er derfor ikke videre beskrevet her. 2.2 Rammer for aktiviteten Utvinning av olje og gass fra Ivar Aasen-feltet omfatter flere produksjonslisenser, men lokaliseringen av plattformen er i PL001B hvor alle brønnene vil bli boret og plattformen vil stå. Foruten generelle fiskeri- og miljøvilkår som er spesifisert i tildelingsrunder, er aktivitetene på Ivar Aasen omfattet av Forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak [6]. Det er ikke gitt særskilte vilkår for det området eller de blokkene som er omfattet av Ivar Aasen-utbyggingen. I Stortingsproposisjonen for godkjenning av Ivar Aasen-utbyggingen er det kun gitt vilkår som er knyttet til unitisering, utvinningsstrategi og kraft fra land løsning [7].

9 9 of Forkortelser BAT Best available techiques (beste tilgjengelige teknikker) BOP Blowout preventer (utblåsnings kontrollventil) CFU Compact flotation Unit (kompakt flotasjonsenhet for vannrensing) DNV GL Det Norske Veritas Germanischer Lloyd Hi-Visc High viscosity skimmer (for oljer med høy viskositet) Hi-Wax High wax skimmer (for oljer med høyt voksinnhold) HOCNF Harmonised offshore chemical notification format (økotoksikologisk miljødokumentasjon) IPPC Integrated pollution prevention and control (Industriutslippsdirektivet) IR Infrarød stråling IUA Interkommunale utvalg mot akutt forurensning MEG Monoetylenglykol MIRA Metode for miljørettet risikoanalyse (datamodell) NINA Norsk Institutt for Naturforskning NOFO Norsk Oljevernforening for Operatørselskaper OR-systemer Systemer for oljeoppsamling med DNV "Oil Recovery" klasse OSCAR Oil spill contingency and response model (SINTEF-modell for oljedriftsimulering) PLDS Pipeline leak detection system (overvåkingssystem for oljerørledninger) PLONOR Pose little or no risk; liste over kjemikalier som antas å ha liten eller ingen effekt på det marine miljø iht. OSPAR (Oslo/Paris konvensjonen) RKB Rotary kelly bushing, boredekk referanse RNB Revidert nasjonalbudsjett (prognoser for fremtidig olje og gassproduksjon på norsk sokkel) SAGE Scottish Area Gas Evacuation (skotsk gass distribusjonsnett) SEAPOP Seabird Populations (overvåkningsprogram for sjøfugl i Norge) SRU Sulphate removal unit (sulfatfjerningsenhet) THC Total hydrocarbon concentration (total konsentrasjon av hydrokarboner) TVD True vertical depth (dypde på oljebrønn målt vertikalt fra havoverflaten)

10 10 of 72 Feltbeskrivelse 3.1 Beliggenhet og lisensforhold Ivar Aasen (PL001B), Hanz (PL028B) og West Cable (PL242) er tre adskilte petroleumsforekomster lokalisert i den sørlige Vikinggraben, ca. 175 km vest for Karmøy. Koordinatene for feltet er 58º 55 20,19 N, 02º 11 53,09 Ø. De tre forekomstene utgjør samlet Ivar Aasen-feltet (figur 3.1-1), som beskrevet i Plan for utbygging og drift (PUD) datert Ivar Aasen og West Cable ligger i blokk 16/1, ca. 3 km fra hverandre, mens Hanz ligger i blokk 25/10, ca. 12 km nord-øst for Aasen. Figur Produksjonslisenser og beliggenheten på Ivar Aasen-feltet Det norske er operatør og vil stå for daglig drift av Ivar Aasen-innretningen. Innretningen står i Ivar Aasenunit, som siden juni 2014 omfatter ressurser i 4 lisenser: PL 001B, 242, 338 og 457. Sammensetningen av partnerskapet inklusive eierandel er vist i tabell Tabell Oversikt over partnerskapet i Ivar Aasen-feltet Rettighetshavere Eierandel i % Det norske oljeselskap 34,7862 Statoil Petroleum 41,4730 Bayerngas Norge 12,3173 Wintershall Norge 6,4651 VNG Norge 3,0230 Lundin Norway 1,3850 OMV Norge 0,5540

11 11 of 72 Hanz-forekomsten, i lisens PL 028B, inngår ikke i Ivar Aasen-unit, men skal (iht. godkjent Plan for utbygging og drift) bygges ut på et senere tidspunkt ved bruk av undervannsløsning tilkoblet Ivar Aaseninnretningen. 3.2 Utbyggingsløsning og produksjonsperiode Ivar Aasen-feltet blir bygget ut med én plattform bestående av stålunderstell og plattformdekk (prosess- og boliganlegg), som vist i figur Den bemannede plattformen vil være plassert over selve Ivar Aasen reservoaret. West Cable dreneres ved én brønn boret fra plattformen. Hanz er planlagt bygget ut med én havbunnsramme med rørledninger til Ivar Aasen-plattformen, men denne delen av utbyggingen vil bli besluttet senere. Det vil kun være anlegg for delvis prosessering av brønnstrømmen, og olje og gass vil transporteres i 2 flerfaserørledninger til Edvard Grieg-feltet som ligger 10 km unna (også vist i figur 3.2-1). På Edvard Grieg vil olje og gass prosesseres ferdig for så å sendes i separate olje- og gasseksportrørledninger. Oljeeksport fra Edvard Grieg-feltet går via Grane oljerør og deretter inn til Sture-terminalen, mens gasseksportrørledningen er knyttet opp mot SAGE-systemet (Scottish Area Gas Evacuation) på britisk sektor. Edvard Grieg-plattformen vil også forsyne Ivar Aasen med løftegass og kraft, noe som innebærer at Ivar Aasen er elektrifisert fra oppstart. Boring av produksjonsbrønnene gjennomføres fra den oppjekkbare riggen Maersk Interceptor. Det er planlagt å bore 13 brønner over en periode på omlag 3 år. Borekampanjen startet i juli 2015, etter at installering av stålunderstellet og flerfaserørlegginger var avsluttet. Det planlegges med produksjon fra Ivar Aasen-feltet over de neste 20 årene. Figur Illustrasjon av planlagt utbyggingsløsning på Ivar Aasen-feltet (midten) hvor bunnrammen på Hanz er vist i forkant til venstre; Edvard Grieg-plattformen er vist til høyre i bakgrunnen

12 of 72 Reserver og reservoar Ivar Aasen-reservoaret består i all hovedsak av kanalsander av Jura og Trias alder med god til moderat kvalitet. De påtrufne reservoarenhetene er Sleipner/Hugin- (Jura) og Skagerrakformasjonene (Trias). Mellomliggende skiferlag og sementerte sandsteiner begrenser vertikal kommunikasjon. Oljen i Ivar Aasen er mettet og har gass-oljeforhold (GOR) på ca. 178 Sm3/Sm3 ved gass-oljekontakten, mens for gasskappen er GOR nær Sm3/Sm3. Tilstedeværende ressurser i Ivar Aasen er estimert til ca. 35 mill. Sm3 olje og 9,1 mrd. Sm3 gass. West Cable består av sandsteiner i Sleipnerformasjonen av midtre Jura alder. Reservoaroljen i West Cable har omtrent samme innhold av løst gass som de to andre med GOR på 177 Sm3/Sm3. Det er ikke gasskappe i West Cable. Oljen har 26 bar undermetning. Reservoarsanden har gode strømningsegenskaper. Tilstedeværende ressurser er estimert til å være ca. 3,2 mill.sm3 olje med ca. 0,6 mrd. Sm3 gass. Produsert vann vil bli injisert sammen med sjøvann kun for trykkstøtte. Estimert utvinningsgrad for olje for de to funnene er 39 % i Ivar Aasen og 50 % i West Cable. 3.4 Bore- og brønnoperasjoner Bore- og brønnaktiviteter startet etter at stålunderstellet var installert på feltet og boreriggen var på plass (figur 3.4-1). Boringen skjer gjennom stålunderstellet. Det skal bores og kompletteres 7 produksjonsbrønner (6 på Aasen og 1 på West Cable) og 6 vanninjeksjonsbrønner totalt. Det vil være en forboringskampanje hvor det først vil batch bores 5 topphull, deretter bores 4 produksjonsbrønner. Så vil boreriggen forlate feltet for en periode, og den kommer så tilbake etter noen måneder for å fortsette borekampanjen. I perioden boreriggen er borte (sommeren 2016) vil prosessanlegg og boligkvarter installeres, og rørledninger vil kobles opp og klargjøres. Samtidig vil det ligge et flotell (boligrigg) på feltet, til sammen over en periode på ca. 6 måneder. Oppstart av produksjonen og driften av feltet vil være i fjerde kvartal Oljeprodusentene er planlagt med horisontale reservoarseksjoner. Vanninjeksjonsbrønnene som Sformede brønner. Boringen gjennomføres i henhold til beskrivelse i Søknad om tillatelse til produksjonsboring [1]. Figur Boreriggen Maersk Interceptor på Ivar Aasen-feltet (venstre) og ferdig installert stålunderstell (høyre) med Interceptor i bakgrunnen

13 of 72 Systembeskrivelser En skjematisk oversikt over prosess systemet på Ivar Aasen-plattformen er vist i figur Prosessanlegget består av en rekke hoved- og hjelpeprosesser som er nærmere beskrevet i de følgende kapitlene. Hovedprosesser: Brønner og manifolder Separasjon og stabilisering av olje og gass Olje- og gasseksport Hjelpeprosesser: Produsert vann Vanninjeksjon Åpent og lukket avløp Sjøvann, ferskvann, brannvann og kjølevann Fakkel Hydrauliske system Hovedkraft og diesel-generert kraft Figur Skjematisk oversikt over hovedprosessene på Ivar Aasen; generell produksjonsbrønn og forenklet prosess

14 14 of Hovedprosesser Brønner og manifolder For Ivar Aasen- og West Cable-reservoarene er alle brønner plattformbrønner, og de er identiske. Reservoarene befinner seg 2300 m under havbunnen. Brønnhodet og ventiltreet er designet for et trykk på 345 barg og en temperatur på 115 ºC. For å sikre brønnintegritet, er brønnhodet og ventiltreet utstyrt med kontinuerlig trykk- og temperaturovervåking. Produsert væske fra hver produksjonsbrønn strømmer via produksjonsstrupeventil til enten testmanifold eller produksjonsmanifold. Fjernopererte manifoldventiler på hvert strømningsrør ruter produksjonen til den forutbestemte manifolden. Testmanifold og produksjonsmanifold ruter væskeblandingen til henholdsvis testseparator og innløpsseparator Separasjon og stabilisering av olje og gass Denne delen av prosess systemet består av innløpsseparator, testseparator og testseparatoroljepumpe. Systemet er laget med ett enkelt trinn separasjon, som opererer i et trykkområde på 15 til 40 bara. Separasjon av den produserte brønnvæsken i fasene vann, råolje og gass gjennomføres for å kunne eksportere ett hydrokarbonprodukt (råolje og gass) som møter spesifikasjonene før overføring til Edvard Grieg for videre prosessering og stabilisering, samt utvinne produsert vann. Brønnstrømmen separeres i innløpsseparator og testseparator. Disse er horisontalliggende trefaseseparatorer, som er designet for å kunne oppnå et maksimalt vanninnhold på 5 vol. % vann i oljen fra separatorene. Utskilt gass rutes til eksportkompressor og videre til gasseksportrørledning, hvor den mikses sammen med oljen før eksport til Edvard Grieg. Olje fra separatorene rutes til oljeeksportpumper og så til eksportrørledningen. Det utskilte produserte vannet rutes til renseenhet for produsert vann og derifra videre til reinjeksjon. Innløpsseparatoren er utstyrt med et sandjettesystem som tillater fjerning av sand fra kammeret for produsert vann til en sandfjerningsenhet. Prosessanlegget har en design kapasitet på 3 mill. Sm3/SD gass, 9000 Sm3/SD olje og Sm3/SD vann Olje- og gasseksport Eksportkapasiteten er på opp til 9000 m3/d råolje fra separator over til Edvard Grieg. Systemet består i hovedsak av råoljeeksportpumper, oljemålestasjon og eksportpiggsluse, og er designet for å kunne håndtere olje med en temperatur opp mot 115 ºC. Råoljen som kommer fra innløpsseparator og/eller testseparator ledes til oljeeksportpumpen, hvor den trykkes opp til nødvendig trykk for eksport til Edvard Grieg. Deretter måles oljen i oljemålestasjon før den så blandes med gass fra produksjonen og ledes over til Edvard Grieg via eksportrørledningene. Disse er designet for å håndtere hydrokarboner med temperatur opp til 95 ºC.

15 15 of Hjelpeprosesser Behandling av produsert vann Hensikten med dette systemet er å behandle produsert vann fra innløpsseparator og testseparator ved å fjerne eventuell dispergert olje. Oljeinnholdet i produsert vann som slippes til sjø, skal være så lavt som mulig ikke overstige 30 mg olje per liter vann som veid gjennomsnitt for en kalendermåned. Behandlet produsert vann skal i utgangspunktet ikke slippes til sjø men brukes som primær kilde for vann til reinjeksjon. Produsert vann fra innløpsseparator og testseparator ledes til kompakte flotasjonsenheter (CFU-er) for fjerning av olje og gass. Disse kompakte flotasjonsenhetene bruker flotasjonsgass for å separere olje og gass fra produsert vann ved en kombinasjon av trykkreduksjon som fører til utslipp av oppløste gasser, og injeksjon av ekstra flotasjonsgass. Hver av flotasjonsenhetene har fire trinn, som progressivt behandler det innkommende vannet. Det ferdigbehandlede produserte vannet kommer ut i bunn av 4. trinn. Det er en målsetning om at det rensede vannet har et oljeinnhold under 15 mg/l, men dette vil være avhengig av andre prosessmessige faktorer, kjemikaliebruk og brønnforhold. Rejektolje fra de kompakte flotasjonsenhetene ledes til avgassingstank for rejektolje og så tilbake til innløps- eller testseparator. Behandlet vann ledes til trykkøkningspumper som pumper det produserte vannet videre til vanninjeksjonspumpe for injeksjon i reservoaret. Gass ledes til høytrykksfakkel (HT-fakkel). CFU for produsert vann er designet for en innløpsmengde på Sm³/d noe som tilsvarer 417 Sm³/t, per kompakt flotasjonsenhet. Jettevannspumpen bruker primært produsert vann, men kan også bruke sjøvann til jetting av innløpsog testseparatorene. Jettevannspumpen brukes også i tilfelle sandoppbygging i separatorene for å gjøre innholdet flytende. Innholdet blir deretter overført til sandfjerningsenheten for videre håndtering. Det vil installeres et midlertidig system for håndtering hvor sand vil slippes det sjø om det oppfyller myndighetskrav til vedheng av olje (10 g olje/ kg sand) Sjøvann, ferskvann, brannvann og kjølevann Sjøvann skal brukes til generering av ferskvann, til kjøling og til vanninjeksjon. Sjøvannet løftes fra 65 m under normalt havnivå, rutes til filterenhet for fjerning av partikler større enn 50 µm og fordeles så til forbrukere. En del av sjøvannet ledes til anlegg for ferskvannsgenerering, som så supplerer boligkvarteret og andre forbrukere med ferskvann. I ferskvannsenheten filtreres vannet i to trinn, først ned til 25 μm, og videre ned til 5 μm. Deretter følger to parallelle tog med 2-trinns omvendt osmose membraner. En annen del av sjøvannet ledes til elektrokloreringsenheten som brukes til å generere natriumhypokloritt ved hjelp av elektrolyse av sjøvann. Hypokloritten tilsettes kontinuerlig i pumpeinnløpet til sjøvannet for å forhindre begroing. Elektrokloreringsenheten er designet for å levere 2 mg/l liter fritt klor ved en sjøvannsrate på 3800 m³/t. Sjøvann brukes også som brannvann. Det er i et adskilt system, behandles mot begroing og brukes så i brannvann ringledning som distribuerer vannet for kjøling til brukere over hele plattformen (pumper, generatorer og kompressorer). Varmt returvann fra forbrukerne blir samlet og rutet til vanninjeksjon systemet for fjerning av sulfat og oksygen. Vannet blir deretter blandet med behandlet produsert vann for injeksjon. Hensikten med brannvannsystemet er å sørge for brannslukking, kjøling og skadebegrensning ved en hendelse. Brannvann leveres til alle områdene på plattformen hvor det er mulighet for branntilløp.

16 16 of Vanninjeksjonssystem Hensikten med vanninjeksjonssystemet er å injisere filtrert og tilnærmet oksygenfritt sjøvann og/eller behandlet produsert vann inn i reservoaret for å opprettholde reservoartrykket, som en del av utvinningsstrategien. I tillegg er det en miljømessig gevinst med reinjeksjon av produsert vann. Systemet for behandling av sjøvann som injeksjonsvann består av filtreringspakker, pumper, en membranenhet og en vakuumenhet. Grovfiltret sjøvann ledes til ultrafiltreringspakken hvor partikler ned til 0,1 µm fjernes fra sjøvannet. Vannet blir så ledet til fødepumpene som gir nok trykkøkning til at vannet kan pumpes igjennom membranenheten (sulphate removal unit, SRU) for fjerning av sulfat ned til mg/l SO42-. Sulfat kan forårsake avleiring (i form av bariumsulfat utfelling) i produksjonsbrønnene og fjernes derfor. Vannet ledes videre til et vakuumtårn hvor oksygenet blir fjernet først ned til 50 ppb og videre ned til 10 ppb ved hjelp av oksygenfjerner. Derifra pumpes vannet via vanninjeksjonspumpen ned i reservoaret. Oppstrøms denne pumpen blir renset produsert vann fra produsert vann-anlegget blandet inn Behandling av drenasjevann; åpent og lukket avløp Systemet for åpent avløp er designet for å samle regnvann, vaskevann og væskesøl fra dekksområdene, og behandle dette for å fjerne spor av olje og kjemikalier før det rensede vannet blir sluppet til sjø. Systemet samler vann i forskjellige områder på plattformen. Under normal operasjon vil vann i åpent drensystem samles på tank for så å pumpes til en egen CFU for rensing. Dette er en tilsvarende CFU som på produsert vann-systemet, og den har en kapasitet på 30 m3/t. Renset vann slippes til sjø, mens gjenvunnet olje fra denne enheten blir ført videre til lukket avløp for videre behandling. Hensikten med system for lukket avløp er å samle drenert hydrokarbonholdig væske fra utstyr og rør. I lukket avløp blir hydrokarboner og vannfase skilt. Hydrokarbonene blir pumpet tilbake i prosessen og vannfasen blir sendt til videre behandling i CFU. Avdampede gasser blir ledet til atmosfærisk avlufting i sikkert område. Drenering til systemet foregår i hovedsak i forbindelse med planlagt vedlikehold, som ved klargjøring av utstyr Fakkel Formålet med fakkelsystemet er å samle og fjerne hydrokarbongasser og væsker fra prosess- og hjelpesystemer på en sikker måte, for å opprettholde sikker drift og planlagte operative aktiviteter. Systemet er delt inn i HT-fakkel (høyt trykk) og LT-fakkel (lavt trykk) / atmosfærisk vent. I tillegg inkluderer fakkelsystemet også et gjenvinningsanlegg. HT delen av fakkelsystemet består av en væskeutskiller, en horisontal tank med en kapasitet på 10 mill. Sm3/d gass. Utskilt gass ledes gjennom fakkel målestasjon som måler volum og massestrømning, før gassen går videre til fakkeltipp. Det injiseres nitrogen i fakkel rørsystemet for å sikre at oksygen ikke trenger inn. Væske fra væskeutskiller dreneres til lukket avløp. Atmosfærisk vent benyttes for å slippe ut gass og væske som ikke er brennbar eller giftig, fra atmosfæriske tanker og prøvepunkter. Gassen fra systemet slippes ut omtrent midt på fakkelbommen. Væske som kondenserer i atmosfærisk vent system dreneres tilbake til lukket avløp. Det injiseres nitrogen i atmosfærisk vent for å hindre at oksygen trenger inn i systemet. I fakkelgassgjenvinningsenhet trykkes gjenvunnet gass opp før den sendes videre til innløpsseparator. Fakkelgassgjenvinningsenhet har en kapasitet på 1600 Sm3/t.

17 17 of Hydrauliske system Hydraulikk systemet skaffer LT- og HT-hydraulisk kraft som er nødvendig for å kunne operere hydraulisk opererte brønnhodeventiler og nedihullsventiler. Hydraulikkolje ledes fra forsyningskammeret i hydraulikktank til hydraulikk pumpe og så videre til akkumulatorene. Akkumulatorene skal dempe trykkvariasjoner, holde systemet stabilt og fungere som en hydraulikkoljebuffer i anlegget. Hydraulikk systemet er et lukket system Hovedkraft og annen dieselgenerert kraft Hovedkraft for Ivar Aasen forsynes fra oppstart av feltet fra Edvard Grieg via en sjøkabel mellom de to plattformene. Det er to gassturbiner på Edvard Grieg som produserer 30 MW hver, kraft nok til å drive begge plattformene. Det er også gjort forberedelser for at kraft kan mottas fra land. Overføring av kraft fra Edvard Grieg til Ivar Aasen skjer med en nominell spenning på 110 kv, 60 Hz. Alle elektriske forbrukere er identifisert og registrert slik at El-forsyningsanlegget er designet med tilstrekkelig kapasitet. Det er også tatt hensyn til ulike driftsmodus, samtidighetsfaktor, og hvilken driftskategori det enkelte utstyr har. Kategoriene er: Normal drift Essensiell drift Nøddrift Ved normal drift mottar Ivar Aasen kraft fra Edvard Grieg. Gassturbinene på Edvard Grieg må begge være i drift for å kunne kjøre full produksjon på Ivar Aasen. Når hovedkraft ikke er tilgjengelig fra Edvard Grieg, forsynes Ivar Aasen med kraft fra egen kraftgenerering. Dette er kalt essensiell drift, og kraften leveres fra to 11 kv dieseldrevne generatorer slik at en sikker og stabil situasjon på plattformen opprettholdes til hovedkraften er etablert igjen. I nøddrift-modus forsynes alle nødkraftforbrukere med kraft fra en dieseldrevet nødgenerator. De 3 brannvannspumpene har en egen kraftforsyning. Brannpumpene er knyttet til hver sin dieselgenerator. Pumpene er installert i en egen sjakt (caisson) som henter vann fra 42 meters dyp. Til sammen er det 6 dieseldrevne generatorer på plattformen.

18 of 72 Beste tilgjengelige teknikker (BAT) I henhold til Industriutslippsdirektivet (tidl.ippc) stilles det krav til at energien utnyttes effektivt og at beste tilgjengelige teknikker (BAT) tas i bruk for å forebygge og begrense forurensing. BAT-vurderinger skal inneholde kost-nytteberegninger. Krav om vurderinger av BAT er nedfelt i Det norske sine interne prosedyrer og er således gjennomført og lagt til grunn ved valg av konsept og teknologi. BAT-vurderingene som er gjennomført for Ivar Aasen berører følgende teknologier: Kraftgenerering og kraftforsyning Energioptimalisering og energistyring Behandling av produsert vann og drenasjevann Gjenvinningsanlegg for fakkelgass Disse punktene er nærmere beskrevet i de neste kapitlene Kraftgenerering og kraftforsyning Kraftleveranse til Ivar Aasen vil være elektrisk kraft fra Edvard Grieg. Det er videre tilrettelagt for at Edvard Grieg kan forsynes med kraft fra land. Dette er BAT og i tråd med myndighetenes ønsker. I tillegg vil det være utstyr for dieseldrevet kraftproduksjon på Ivar Aasen-plattformen (nødstrøms- og essensiell generator og brannvannspumper), som er lovpålagt og nødvendig av sikkerhetsmessige hensyn. Samlet dieselforbruk og utslipp til luft vil være lavt. I de første årene vil kraftproduksjonen på Edvard Grieg skje med gassturbiner. Turbinene er av typen dry low emission (DLE) for å minimere utslipp av NOx, CO og andre uforbrente hydrokarboner. Turbinene er optimalisert med hensyn på virkningsgrad og effektiv forbrenning. Økningen av produksjonsvolumene på Edvard Grieg som følge av Ivar Aasen gjør at turbinene på Edvard Grieg kan opereres med høyere belastning med derav høyere virkningsgrad. Dette kombinert med noe lavere totale produksjonsvolumer enn ved to selvstendige utbygginger, gjør at utslippene til luft blir noe mindre Energioptimalisering og energistyring Siden det ikke vil være installert gassturbiner på Ivar Aasen, er ikke varmegjenvinning relevant. Det arbeides imidlertid med andre muligheter for energioptimalisering og energistyring: Det vil bli installert utstyr for hastighetsregulering på utstyr med variabel belastning, slik som gasskompressorer, vanninjeksjonspumper, kjølevannspumper og oljeeksportpumper. Dette vil gi noe lavere kraftforbruk. God utnyttelse av trykk for å redusere energiforbruk. I de to første årene vil trykket i innløpsseparatoren være høyt, og dette trykket vil utnyttes så langt mulig for å redusere behovet for gasskompresjon. Avsalting av sjøvann vil gjennomføres med omvendt osmose, i stedet for ved fordampning. Energibehovet er da lavere. Energiforbruk vil overvåkes og det vil benyttes et kontrollsystem for å sikre optimal drift.

19 19 of Behandling av produsert og drenasjevann Brønnene på Ivar Aasen-feltet er designet for å maksimere produksjonen av olje og gass, og minimere produksjonen av vann. Vannproduksjonen vil imidlertid øke over feltets levetid. Reservoarforholdene er vurdert å være egnet for injeksjon av vann for trykkstøtte, og produsert vann vil derfor bli reinjisert. Det er forventet 95 % regularitet. Alt vannet, også det som skal reinjiseres, vil først bli renset i en CFU, og denne løsningen for vannrensing er vurdert som BAT. I tillegg er prosessanlegget designet for minimalt forbruk av kjemikalier. Viktige elementer er: Tørre brønnhoder for å unngå kontinuerlig hydratinhibering. Valg av høyverdig materiale i prosessanlegg og rør for å minimere bruk av korrosjonshemmer. For drenasjevann er det planlagt med separate system for oppsamling og håndtering av de forskjellige fraksjonene fra åpent og lukket drensystem. Rensing av drenasjevann skjer i en egen CFU med påfølgende utslipp til sjø når oljeinnholdet er under myndighetskravet 30 mg/l. Uhellsutslipp fra drensystemet skal minimeres ved å bygge oppsamlingskar Gjenvinningsanlegg for fakkelgass Etter de to første årene vil det være lukket fakkelsystem på Ivar Aasen, med anlegg for rekomprimering, hvilket anses som BAT. I de to første årene er trykket i innløpsseparatoren så høyt at rekomprimering ville medføre installasjon av et stort anlegg med uforholdsmessig store kostnader, plassbehov og vekt. I tillegg er fakkelmengdene svært lave, blant annet fordi produksjonen av produsertvann fremdeles er lav.

20 20 of 72 Miljøforhold, biologiske ressurser og annen virksomhet i influensområdet 4.1 Kort beskrivelse av området og dagens miljøtilstand Nordsjøen er et grunt hav sammenlignet med Norskehavet og Barentshavet. To tredjedeler av Nordsjøen er grunnere enn 100 m. Norskerenna nær norskekysten er dypest med dybder på over 700 m. De dypere, nordlige delene er påvirket av atlantiske vannmasser, mens de grunne områdene i sør helst er påvirket av ferskvannsavrenningen fra kontinentet. Langs kysten dominerer den nordgående kyststrømmen med vann som har sin opprinnelse fra Østersjøen. I det aktuelle området er det en dominerende overflatestrøm fra vest/sørvest. Vanndypet omkring Ivar Aasen er m. Økosystemet i Nordsjøen skiller seg også ut fra Barentshavet og Norskehavet ved at det i mye større grad er påvirket av menneskelig aktivitet. Dette er et av de mest trafikkerte sjøområdene i verden, med noen av verdens største havner. Her foregår også et stort fiskeri, utvinning av olje- og gass, uttak av sand og grus, og dumping av mudder. Rundt hele Nordsjøen ligger det tett befolkede og høyt industrialiserte land. Til sammen bor det ca. 184 millioner mennesker i nedslagsområdet til dette økosystemet. Som en konsekvens er økosystemet påvirket av utslipp fra bebyggelse, jordbruk og industri. Utslippene tilføres i stor grad fra elvene som renner ut i Nordsjøen, og via innstrømningen fra Østersjøen. Om vinteren er vertikalblandingen stor i de fleste deler av Nordsjøen. Dette medfører at det blir liten forskjell i vannmassenes egenskaper mellom øvre og nedre lag. Om sommeren medfører oppvarmingen i det øvre vannlaget at det blir et klart temperatursprang i m dyp. Sjøbunnen i Nordsjøen studeres hvert tredje år for å påvise og kartlegge forurensning fra olje- og gassvirksomheten, påvise trender i utviklingen samt gi prognoser for forventet utvikling. Ivar Aasen-feltet er lokalisert i Region II for tilstandsovervåking som dekker områder mellom 58 og 60 N på norsk sokkel. Sedimentet i regionen består hovedsakelig av sand. I den sørlige regionen er det påvist noe mer fin sand og litt mindre finstoff i sedimentet enn i de sentrale og nordlige underregionene [8, 9]. Gjennomførte undersøkelse viser at havbunnen i Ivar Aasen-området består av løs til tett, siltholdig sand. Området har en artsrik bunnfauna med stor produksjon. Dominerende vindretning i området omkring Ivar Aasen er fra sør/sørvest. 4.2 Beskrivelse av naturressurser Plankton Plankton er en fellesnevner på ulike typer organismer som lever i frie vannmasser og som har liten eller ingen egen svømmeevne [10]. Planktonforekomstene er generelt lite sårbare for oljeforurensning på grunn av vid og vekslende utbredelse, korte generasjonstider, og rask innvandring fra upåvirkete områder. Effekter på planktonsamfunnene vil derfor være lokalt begrenset og av forbigående karakter, selv om et utslipp skjer i oppblomstringsperiodene når produksjonen er størst [11].

21 21 of Bunnforhold, fauna og habitater Miljøovervåkningsprogrammer med sikte på å fastslå størrelse og geografisk omfang av miljøpåvirkningen fra offshoreindustrien har vært pålagt siden Konklusjonene fra de siste regionale miljøundersøkelsene i det aktuelle området (2006 og 2009) er at bunnfaunaen i denne delen av Nordsjøen er uforstyrret og upåvirket av oljevirksomheten, med unntak av stasjoner i nærområdet til enkelte installasjoner [8, 9]. Det er ikke registrert noen forekomster av koraller eller korallrev (Lophelia) i denne delen av Nordsjøen, heller ikke større forekomster av svampsamfunn. I undersøkelser av området ved Ivar Aasen og Hanz ble det funnet høy artsrikdom i de sandige bunnsedimentene, bestående av dyregrupper som blant annet børstemark, pigghuder, muslinger og krepsdyr [12]. Det ble registrert i alt 315 grupper (taksa) av bunnfauna. Børstemark var den mest tallrike gruppen og utgjorde 48 % av alle taksa som ble registrert. Enkelte arter kan være svært dominerende, særlig børstemark, men variasjonene kan være store fra år til år. Det er en tydelig variasjon i bunnfaunaen med dybdeforholdene Fiskeressurser Makrell, sild, tobis, øyepål, torsk og sei har tradisjonelt sett vært de kommersielt viktigste artene i Nordsjøen. Generelt kan det sies at tilstanden til de kommersielt utnyttede fiskeartene i Nordsjøen varierer, men et felles trekk de siste årene har vært sviktende rekruttering. Nordsjømakrell gyter i overflaten i perioden mai juli, med hoved gyting i midten av juni. Fangstforsøk har vist at nordsjømakrellen stort sett oppholder seg i Nordsjøen og Skagerrak hele året, men unntak av etter gyting da den vandrer inn i Norskehavet for å beite. Sild er en nøkkelart med stor utbredelse i Nordsjøen. Nordsjøsilda er høstgyter, og de viktigste gytefeltene for sild finnes i britisk del av Nordsjøen fra Shetland og sørover langs østkysten av Storbritannia. Tobis er en samlebetegnelse for flere arter innen silfamilien, hvor havsilen er den arten som dominerer i Nordsjøen. Tobisen spiller en sentral rolle som bindeledd mellom planktonsamfunn og høyere trofiske nivåer i Nordsjøen og er derfor en nøkkelart i området [13]. Spesielt er tobis viktig som føde for pelagisk sjøfugl og flere fiskeslag. Fiskeartene torsk, sei, hyse og hvitting er alle viktige arter i Nordsjøen. Disse har pelagiske egg og gyter over store deler av Nordsjøen, uavhengig av bunnsubstratet [14]. Generelt er konsentrasjonene av egg og larver lave i Nordsjøen. Torskefisker er derfor regnet for å være mindre sårbare i forhold til petroleumsvirksomhet sammenlignet med andre fiskearter i havområdet. Øyepål er mest tallrik i Nordsjøens nordlige deler, i området øst for Shetland og langs vestkanten av Norskerenna. Arten gyter pelagisk i det nordlige Nordsjøen, i perioden januar mai, med hovedvekt i februar [14]. Etter klekking driver larvene med de frie vannmassene og arten synes ikke å ha noe spesielt oppvekstområde.

22 22 of Sjøfugl Nordsjøen og Skagerrak er viktige områder for mange sjøfuglbestander og det hekker anslagsvis par i Nordsjøen og par i Skagerrak [15]. Sammenlignet med Norskehavet og Barentshavet har Nordsjøen betydelig færre hekkende sjøfugler. Mindre enn 5 % av alle norske sjøfugler hekker ved Nordsjøen, og enda færre i Skagerrak, men antall arter er større i Nordsjøen enn lenger nord. Fordeling av sjøfugl på åpent hav er kartlagt gjennom "Seabird Populations"-programmet (SEAPOP), og de siste oppdaterte resultatene er presentert av Norsk Institutt for Naturforskning (NINA) i ref. 16. Sjøfuglbestandene i Nordsjøen er i stor grad et resultat av høy primær- og sekundærproduksjon av planteog dyreplankton, samt store bestander av små, pelagiske fiskearter som sild, brisling og tobis. Næringsvalget spenner over et vidt spekter av arter, og variasjonen kan være stor både gjennom året, mellom år og mellom regioner. De ulike sjøfuglartene er tilpasset livet i de marine økosystemene iht. deres fysiologiske særtrekk, fødevalg og utbredelse. Med bakgrunn i bl.a. hvordan sjøfuglene utnytter de marine habitatene for å skaffe seg næring i hekketiden, kan man plassere de ulike sjøfuglartene i økologiske grupper. I gruppen pelagisk dykkende sjøfugl hører lomvi, alke og alkekonge hjemme, mens gruppen pelagisk overflatebeitende sjøfugl består av blant annet havhest, havsule og krykkje. Kystbundne dykkende sjøfugl er representert ved skarv, lom, ender og ærfugl. Flere av måkefuglene tilhører gruppen kystbundne overflatebeitende sjøfugl. Sjøfuglenes utbredelse er svært dynamisk gjennom året, og varierer også mellom år. Koblingen til variasjonen i viktige næringsemner som pelagiske fisk, og til habitater som store gruntvannsområder, er av de viktigste faktorene i denne sammenhengen. De viktigste områdene er: Listaområdet og Jærkysten er viktige områder for kystbundne overflatebeitende og bentisk beitende arter. Karmøy er et generelt viktig hekkeområde for sjøfugl. Koloniene i Sogn og Fjordane er spesielt viktige for kystbundne dykkende arter. Einevarden fuglefjell er spesielt viktige for pelagisk dykkende arter Sjøpattedyr Flere arter sel og hval forekommer i Nordsjøen, men kun et fåtall opptrer regelmessig i området. Niser, springere og vågehval er de vanligste hvalartene i havområdet. Kystselene havert og steinkobbe er vanlige i stort sett hele Nordsjøen. De fleste hvalartene påtreffes bare sommerstid på beitevandring til områder lenger nord. Vågehval er den eneste større hvalarten som forekommer regelmessig i området, først og fremst i den nordlige delen av Nordsjøen. Nise og springere (kvitnos/kvitskjeving) kan også påtreffes hyppig i store deler av Nordsjøen, særlig nise kan være tallrik. Hval er på populasjonsnivå ikke regnet for å være sårbare for petroleumsvirksomhet.

23 23 of 72 Planlagte utslipp til sjø Under normal drift har installasjonen følgende utslippskilder til sjø (figur 5-1) hvor utslipp krever innhenting av tillatelse etter Forurensningsloven: Injeksjonsvann / produsert vann Drenasjevann Behandlet sjøvann Kjemikalier i injeksjonsvann og drenasjevann Olje på sand Figur 5-1 Skjematisk og forenklet oversikt over utslippskilder og prosesser på Ivar Aasen 5.1 Injeksjonsvann / produsert vann Produsert vann består av formasjonsvann med rester av naturlig forekommende radioaktive isotoper, produksjonskjemikalier og organiske forbindelser. Primærløsningen for håndtering av produsert vann er kontinuerlig reinjeksjon i reservoarene. Injeksjon av vann bidrar til trykkstøtte og representerer et effektivt tiltak for å redusere utslipp av oljekomponenter og kjemikalier til sjø. Tilstrekkelig trykkstøtte oppnås ved å benytte sulfatredusert sjøvann som supplementært injeksjonsvann, ref. kapittel 3.5 Systembeskrivelser. Oppstart av vanninjeksjonen er planlagt med sjøvann og med gradvis overgang til produsert vann etter hvert som vanninnholdet i produksjonsbrønnene øker.

24 24 of 72 Forventet vannproduksjon er i henhold til innrapporterte data til revidert nasjonalbudsjett (RNB) for 2016 [17]. Oversikt over forventet årlig vannproduksjon og tilhørende mengde olje til henholdsvis injeksjon og utslipp til sjø ved rensing til 30 mg/l er vist i tabell og figur Maksimal vannproduksjon er forventet i 2032 med et volum på 6,6 mill. m 3. Tabell Forventet årlig vannproduksjon og maksimale mengder olje til injeksjon og utslipp til sjø (gitt 30 mg/l olje i produsert vann) År Produsert vann /m3 Olje til injeksjon / Olje til sjø /tonn tonn ,0 0, ,1 0, ,8 0, ,4 1, ,8 3, ,4 4, ,1 6, ,1 7, ,1 7, ,5 7, ,5 8, ,0 8, ,1 8, ,8 8, ,0 8, ,6 8, ,9 8, ,6 8, ,6 8, ,4 8,4

25 25 of , ,0 140, , , ,0 60, Oljemengde (tonn) Produsert vann (m3) , ,0 0 0,0 År Produsert vann Oljemengde i produsert vann Oljemengde til injeksjon Oljemengde til utslipp Figur Årlige utslipp og injeksjon av olje fra produsert vann (gitt 30 mg/l olje i produsert vann) Naturlige forekommende lavradioaktive isotoper Formasjonsvann inneholder naturlig forekommende radioaktive isotoper. De radioaktive isotopene vil følge brønnstrømmen til separatorer og normalt bli reinjisert i reservoaret med produsert vann, alternativt gå som utslipp til sjø dersom injeksjonsanlegget er midlertidig utilgjengelig. Søknad om tillatelse til utslipp av naturlig forekommende radioaktive stoffer er utarbeidet og sendes til Statens Strålevern i mars 2016 [18]. 5.2 Drenasjevann Vann i åpent drensystem samles på tank for så å pumpes til en flotasjonsenhet for rensing. Renset vann med oljekonsentrasjon under 30 mg/l vil slippes til sjø. Mengde drenasjevann som renses og slippes til sjø vil være avhengig av værforhold, operasjoner som medfører dekksvask og andre prosessforhold. Det er en målsetning om å holde mengde drenasjevann generert og oljeinnholdet på et så lavt nivå som mulig. 5.3 Behandlet sjøvann Som beskrevet i kapittel 3.5 Systembeskrivelser skal sjøvann brukes til generering av ferskvann og brannvann samt vann til kjøling og til vanninjeksjon. Sjøvannsystemet vil være i drift helkontinuerlig året rundt under normal drift av plattformen. Når elektrokloreringsenheten er i bruk vil det dannes hypokloritt kontinuerlig, og maks produksjon er 7,6 kg/time beregnet som mengde klor. Etter bruk vil alt behandlet sjøvann slippes til sjø, med unntak av det vannet som går til injeksjon. Det årlige utslippet av klor er estimert til 11,6 tonn.

26 of 72 Kjemikalier Kjemikaliene som vil tas i bruk under drift på Ivar Aasen omfatter: Produksjonskjemikalier Gassbehandlingskjemikalier Kjemikalier som tilsettes eksportstrøm Vanninjeksjonskjemikalier Hjelpekjemikalier Beredskapskjemikalier De ulike kjemikaliene er vurdert i henhold til Miljødirektoratets retningslinjer for kjemikalievurdering [19] og aktivitetsforskriften Det er tatt høyde for at alternative kjemikalier kan bli brukt i forbindelse med drift av Ivar Aasen. Dette er valgt å gjøre da det vil være usikkerhet rundt både virkningen til produkt, dosering og problemer som kan oppstå. De omsøkte kjemikaliene har miljødokumentasjon i form av Harmonised Offshore Chemical Notification Format (HOCNF). Basert på stoffenes iboende egenskaper er de gruppert som følger: Svarte: Kjemikalier som det kun unntaksvis gis utslippstillatelse for (gruppe 1-4) Røde: Kjemikalier som skal prioriteres spesielt for substitusjon (gruppe 5-8) Gule: Kjemikalier som har akseptable miljøegenskaper ("Andre kjemikalier") Grønne: Stoffer på OSPARs "Pose Little Or No Risk"-liste (PLONOR) og stoffer på listen i REACH vedlegg IV. Kjemikalier som er klassifisert som gule og som har moderat bionedbrytbarhet (20 % og 60 %), er videre klassifisert i følgende Y-kategorier utfra farepotensialet til degraderingsproduktene: Y1: Kjemikaliet forventes å være fullstendig biodegraderbart Y2: Kjemikaliet forventes å biodegraderes til produkter som ikke er miljøfarlige Y3: Kjemikaliet er forventet å biodegraderes til produkter som kan være miljøfarlige Estimatene for kjemikaliebruk er basert på produksjons- og injeksjonstall i 2020, da dette anses som representativt for installasjonens drift over tid. Utslippsestimater er relatert til olje-vann-fordelingen av kjemikalier. Det er tatt hensyn til at deler av produsert vann vil følge eksportstrømmen til Edvard Grieg (produksjonskjemikalier).tabell gir oversikt over totalt omsøkt forbruk, utslipp og injeksjon av kjemikalier per bruksområde per år. Inndelingen av bruksområder er gjort ihht. Norsk olje og gass sine anbefalte retningslinjer for utslippsrapportering [20]. Tabell Totalt omsøkt forbruk, utslipp og injeksjon av kjemikalier per bruksområde per år Funksjonsgruppe Produksjonskjemikalier Gassbehandlingskjemikalier Kjemikalier tilsatt eksportstrøm Vanninjeksjonskjemikalier Hjelpekjemikalier TOTALT Forbruk (tonn) Utslipp (tonn) Injeksjon (tonn) 588,00 196,00 85,50 323,20 316, ,30 21,10 400,88 16,16 316,60 353,86 307,04 707,92 Grønn 160,59 118,00 59,78 288,55 257,02 883,94 Forbruk (tonn) Gul Rød 427,02 78,00 25,72 28,86 5,79 59,58 619,18 5,79 Svart Grønn 7,37 Utslipp (tonn) Gul Rød 13,72 14,43 257,02 278,81 1,44 59,58 74,74 Svart Grønn 139,94 Injeksjon (tonn) Gul Rød 260,59 0,29 274,12 27,42 5,50 0,29 414,06 288,01 5,50 Svart Vedlegg 13 tabeller viser fullstendig oversikt over planlagte forbruk, utslipp og injeksjon av kjemikalier i forbindelse med drift av Ivar Aasen med tilhørende miljøklassifisering.

27 27 of Produksjonskjemikalier Produksjonskjemikalier for Ivar Aasen omfatter følgende: Kjemikalier som tilsettes produksjonsstrøm med hovedhensikt å påvirke/hjelpe produksjonsprosessen på innretningen Kjemikalier som injiseres nedihulls brønner for å øke produksjonen Avleiringshemmer/-løser Avleiringshemmere er vannløselige og tilsettes prosessene for å unngå utfelling av salter i systemene, som for eksempel sulfat- og karbonatavleiring. Avleiringsoppløsere tilsettes for å løse eventuelle avleiringer i systemene. Nedihulls produsent SI-4134 (gul/y1) vil introduseres kontinuerlig produsert vann nedihulls i endelig konsentrasjon 20 ppm av produsert vann, for så å følge produsert vann til injeksjon og eventuelt utslipp. Oppstrøms produksjonsstrupeventil Kjemikaliet SI-4129 (gul/y1) vil tilsettes kontinuerlig produsert vann oppstrøms produksjonsventil og separatorer for alle produsenter i endelig konsentrasjon 20 ppm av produsert vann, for så å følge produsert vann til injeksjon og eventuelt utslipp. Avleiringsoppløsere Avleiringsoppløser kan bli tilsatt etter behov i ulike system. Porsjonsbehandlinger (2-4 m3 per gang) vil utføres avhengig av systemvolum/overflate som må behandles og antatte avleiringer som må løses opp. Dette vil utføres 1-2 ganger per år, ved mistanke om avleiringer. SD-4098 (gul) og SD-4206 (gul/y1) løser henholdsvis opp kalsiumkarbonat- og bariumsulfatavleiring. Avleiringsoppløserne følger i hovedsak vannfasen til injeksjon eller eventuelt utslipp. Brønnbehandling Avleiringshemmeren SI-4130 (gul/y2) og avleiringsoppløserne SD-4127 (gul/y2) og SD-4206 (gul/y1) vil tilsettes produksjonsbrønnene på en årlig basis i forbindelse med vask og opprensning. I tillegg vil butylglykol (gul) og Resfiks100 (gul) benyttes for å stimulere opprensningen og unngå problemer. Kjemikaliene er vannløselige og vil følge strømmen av produsert vann til injeksjon og eventuelt utslipp. Frekvensen for brønnvask vil være behovsprøv.

28 28 of Skumdemper Skumdemper benyttes for å hindre skumdannelse. Bruken av DF-9084 (gul/y2) vil være behovsprøvd. Ved eventuell bruk vil 5 ppm introduseres oppstrøms separatorer (relativt til total væskestrøm). Skumdemperen vil følge oljefasen til eksport, med unntak av en svært liten andel som vil løses i det produserte vannet (< 5 %) og bli injisert eller sluppet ut Emulsjonsbryter Emulsjonsbryter (EB-8785 (gul/y2)) vil introduseres kontinuerlig i konsentrasjon 10 ppm brønnene enkeltvis oppstrøms produksjonsventil og eventuelt oppstrøms separatorer for å bryte olje-vannemulsjoner slik at separasjonsprosessen blir mer effektiv. EB-8785 er lite vannløselig og vil i all hovedsak følge oljefasen til eksport Biocid & H2S-fjerner H2S-fjerner tilsettes for å beskytte mot H2S-indusert korrosjon, for å beskytte mot forsuring av reservoaret og for å sikre at produktet har H2S-konsentrasjon mindre enn 15 ppm. Multifase H2S-fjerneren MB-5111 (gul) vil introduseres kontinuerlig oppstrøms produksjonsventil i hver brønnstrøm i konsentrasjonen 50 ppm relativt til den totale brønnstrømmen. Den vil tilsettes i størrelsesorden 5:1 ppm H2S-fjerner til målt konsentrasjon H2S. Kjemikaliet vil i hovedsak følge vannfasen til injeksjon/utslipp, men kan forekomme i oljefasen (<20 %) Gassbehandlingskjemikalier Kjemikalier som tilsettes våtgasstrømmen vil ikke gå til utslipp H2S-fjerner HR-2510 (gul) vil tilsettes til våtgasstrømmen fra separatorer etter behov og følge eksportstrømmen til Edvard Grieg, typisk i størrelsesorden 15 kg HR-2510 per kg H2S. Forbruksestimatet er basert på behandling av 10 ppm H2S-gass i våtgassystemet Hydrathemmer Hydrathemmer tilsettes porsjonsvis våtgassystem for å hindre hydratdannelse. Monoetylenglykol (MEG) (grønn) er begrenset til oppstart og nedstenging av brønnene, typisk 5-6 m3 per produksjonsbrønn. Det er antatt at nedstenging vil foregå én gang per år.

29 29 of Kjemikalier som tilsettes eksportstrøm Kjemikalier som tilsettes eksportstrømmen til Edvard Grieg vil ikke gå til utslipp Korrosjonshemmer Korrosjonshemmer hindrer korrosjon av metallisk overflater. Kjemikaliet KI-3127 (gul) vil tilsettes kontinuerlig til stabilisert olje oppstrøms eksportrørledningen til Edvard Grieg i endelig konsentrasjon ppm avhengig av vannkonsentrasjonen i oljen Vokshemmer/voksløsemiddel Vokshemmeren PI-7258 (gul/y1) vil tilsettes oppstrøms eksport til Edvard Grieg for å holde vokspartikler i løsning under transport. Voksløsemiddelet PI-7188 (gul) kan bli benyttet i kombinasjon med vokshemmeren, da løsemiddel bidrar til å stabilisere oppløst voks, og legger seg som et beskyttende lag på innsiden av rørledninger. Bruken vil også foregå i forbindelse med pigging av rørledningen Vanninjeksjonskjemikalier Vanninjeksjonskjemikalier på Ivar Aasen omfatter følgende: Kjemikalier som tilsettes produsert vann kun for injeksjonsformål, det vil si etter utløp fra separator Kjemikalier som tilsettes sjøvann før injeksjon Flokkulant Flokkulant WT-1099 (rød) vil tilsettes kontinuerlig produsert vannstrømmen fra separatorene i endelig konsentrasjon 5-10 ppm. Kjemikaliet tilsettes for å flokkulere dannede olje-vannemulsjoner. Polymerflokkeren (rødt stoff) vil i teorien delvis følge oljefasen fra CFU og til spilloljetank, men er konservativt beregnet til injeksjon/utslipp i omsøkte beregninger. Øvrige komponenter i flokkulanten (grønne stoff) vil følge vannfasen og injiseres eller eventuelt slippes ut Avleiringshemmer Avleiringshemmeren SI-4549 (gul/y2) er kompatible med membraner i SRU og vil tilføres sjøvann/produsertvannstrømmen kontinuerlig for å unngå avleiring: Oppstrøms kjøler for sjøvannsinntak til injeksjonssystem (3-5 ppm) Nedstrøms injeksjonsstrøm (20 ppm) Kjemikaliet vil følge vannstrømmen til injeksjon og eventuelt utslipp Oksygenfjerner OR-11 (grønn) tilsettes kontinuerlig oppstrøms filtre, nedstrøms SRU og til sjøvann i vakuumtårnet (5 ppm) for å redusere oksygeninnholdet før injeksjon. Dette kjemikaliet vil også tilsettes SRU-systemet ved preservering og rengjøring av membraner, og vil følge vannstrømmen til injeksjon og eventuelt utslipp.

30 30 of Skumdemper Skumdemper benyttes for å hinder skumdannelse. Bruken av DF-9084 (gul/y2) vil være behovsprøvd. Ved eventuell bruk vil 2 ppm introduseres kontinuerlig oppstrøms vakuumtårnet (relativt til totalt sjøvannsinntak). Forbrukt skumdemper vil følge vannfasen til injeksjon og eventuelt utslipp Vannbehandlingskjemikalie MB-549 (natriumhypokloritt) (rødt) vil tilsettes oppstrøms sjøvannspumper ved nedetid hos installasjonens elektrokloreringsanlegg. Kjemikaliet vil eventuelt tilsettes i størrelsesorden 7-13 ppm. Kjemikaliet vil følge vannstrømmen til injeksjon og eventuelt utslipp Biocid Mikrobiocidet MB-5927 (rødt) vil tilsettes oppstrøms SRU for å unngå bakterievekst og påfølgende begroing av injeksjonssystemet. Kjemikaliet vil tilsettes porsjonsvis 80 ppm i halvannen time hver andre uke. Kjemikaliet vil følge vannfasen til injeksjon og eventuelt utslipp Hjelpekjemikalier Hjelpekjemikalier omfatter kjemikalier som vil benyttes i støtteprosesser på installasjonen Vaske- og rensemidler Vaske- og rensemidler vil benyttes til rengjøring i prosessområdene og til rengjøring av turbiner og membraner i SRU. Kjemikaliene har både vann- og oljeløselige egenskaper, men er konservativt estimert til å gå til utslipp. Generell rengjøring av prosessområder CC-Turboclean (gul) og CC-5105 (gul) vil benyttes til renhold av ulike områder på installasjonen. Vaskevann fra områdene vil dreneres til tanker og renses i CFU for drenasjevann. SRU CC-5101 (gul) og EPT-3320 (gul/y1) vil benyttes til rengjøring av enheten. SRU vil spyles ren med vann etter vask, det vil si at vaske- og rensekjemikaliene ikke vil følge injeksjonsstrømmen, men dreneres til CFU for drenasjevann Flokkulant Flokkulanten WT-1447 (gul/y2) vil bli benyttet i flotasjonsrenseenheten for behandling av drenasjevann i konsentrasjon 10 ppm. Flokkulanten er vannløselig og totalt forbruk er konservativt beregnet til å følge vannet til utslipp.

31 31 of Lukket system Det er gjort en vurdering av hvilke hydraulikkvæsker/oljer i lukkede system på Ivar Aasen som omfattes av krav til økotoksikologisk dokumentasjon i henhold til aktivitetsforskriften 62. Det er ikke identifisert kjemikalier i lukket system som er omfattet av kravet ut fra estimert årlig forbruk høyere enn 3000 kg, inkludert første påfylling (systemvolum) Beredskapskjemikalier Av beredskapskjemikalier, ønsker Det norske å informere om at brannskum og dispergeringsmiddel kan bli tatt i bruk ved beredskapssituasjon Brannvannsystem På Ivar Aasen vil det fluorfrie brannskummet RE-HEALING RF1, 1 % Foam benyttes i innretningens brannvannsystem. Dette kjemikalie innehar HOCNF og er klassifisert som rødt. I områder med høy risiko for brann er det installert automatiske utløsningssystemer, mens resterende områder har manuelle systemer for brannslukking. Brannskum inngår i slukkemiddelsystemet som er koblet til brannvannsystemet. Skummet lagres på 5 tanker (en lagertank på 30 m3 og 4 driftstanker hver av 1 m3), og disse leverer skum til hoved overrislingsenhet og til oscillerende brannkanoner. Skumkapasitet er dimensjonert for 30 minutter samtidig utløsning av de to største brannområdene. Ved bruk fortynnes skumkonsentratet med sjøvann i forholdet 1:100 og går til sjø ved en beredskapssituasjon. Vedlegg 13.2 tabell viser miljøklassifisering for brannslukkekjemikaliet på Ivar Aasen Substitusjon Kjemikalier som planlegges brukt er vurdert i henhold til Produktkontrolloven 3a. Kjemikalier spesielt prioritert for substitusjon grunnet miljørelaterte aspekt er presentert i tabell i Vedlegg Videre oppfølging av substitusjonsplaner vil dokumenteres i Årsrapporten til Miljødirektoratet. 5.5 Olje på sand Ved fjerning av sandpartikler i innløps- og testseparatorer vil produsert vann og sjøvann spyles gjennom systemet og samles i en tank som beskrevet i kapittel 3.5 Systembeskrivelser. Det vil installeres et midlertidig system hvor sand separert fra vann ved hjelp av hydrosykloner slippes til sjø. Oljevedheng på sanden som slippes til sjø vil ikke overstige myndighetskrav på 10 g olje/kg sand.

32 32 of 72 Planlagte utslipp til luft Som beskrevet i kapittel Hjelpeprosesser vil Ivar Aasen bli forsynt med kraft fra Edvard Grieg via en kraftkabel. Det er ingen kraftproduksjon på plattformen, så utslipp til luft ved normal drift er begrenset til fakling og til testing av dieselgeneratorer. Ved oppstart av brønner vil det erfaringsmessig være behov for ekstra fakling, og det er estimert et volum knyttet til denne aktiviteten. I tillegg er det tatt høyde for mulig strømbrudd, dvs. bortfall av kraft fra Edvard Grieg, noe som vil kreve bruk av generatorer på Ivar Aasen i en kortere periode. Diffuse utslipp er grovt estimert og også inkludert. Utslippskildene omfatter selve fakkelen og de 6 dieselgeneratorene. Årlige utslipp til luft er estimert basert på NOROG sin veiledning [20] og vist i tabell 6-1. Tabell 6-1 Årlige utslipp til luft fra Ivar Aasen-innretningen Kilde CO2 /tonn NOx /tonn CH4 /tonn nmvoc /tonn SO2 /tonn Fakling ved oppstart av brønner ,0 2,1 0,5 - Fakling i normal drift ,6 0,1 0,1 - Testing av diesel generatorer i normal drift 387 8,5-0,6 0,1 Essensiell kraftgenerering ved strømbrudd ,6-20,3 4,1 Diffuse utslipp/ kaldventillering ,6* 19,5* *Årlig gjennomsnitt beregnet ut ifra tall i tabell En nærmere beskrivelse av disse kildene er gitt nedenfor. Ivar Aasen har tillatelse til utslipp av kvotepliktige klimagasser i driftsfasen [2]. 6.1 Fakling ved oppstart av brønner Brønnoppstart utføres på én brønn av gangen og kan foregå samtidig med normal produksjon. Oppstarten medfører at urenheter fra borefasen og kompletteringsfasen (saltlake, oljebasert borevæske, sand og faste partikler) vil følge med brønnstrømmen inn i prosessanlegget, og det planlegges med bruk av testseparator for denne type aktivitet. Fra testseparator rutes produsert vann til vannbehandling og resten av væskestrømmen rutes til havbunns trykkavlastingstank (denne står på innretningen, ikke på havbunnen). Dimensjonene på denne tanken er 16,7 m x 14,25 m x 1,5 m, og med et arbeidsvolum på 300 m³ er den stor nok for å ta hånd om all væsken fra brønnoppstart. Tanken tømmes ved at væsken pumpes til lukket avløp for videre prosessering (se kapittel 3.5 Systembeskrivelser), mens resterende gass rutes til fakkel. Tanken spyles med nitrogen for å forhindre at oksygen trenger inn. Når kvaliteten på brønnstrømmen er tilstrekkelig, vil denne rutes via prosess systemet og rørledningene til Edvard Grieg. Under oppstarten vil produsert gass bli sendt til HT-fakkel og forbrennes

33 33 of 72 der. Med utgangspunkt i produksjonsprofilene for feltet er det her antatt at 5,5 % av gassproduksjonen vil fakles i oppstartsperioden. 6.2 Fakling under normal drift I tidlig produksjonsfase (de første 2 årene) vil produksjonsbrønnene ha et høyere trykk (ca barg), slik at separatorene blir operert ved et trykk på 39 barg (HT-modus). I denne fasen er trykket så høyt at fakkel gjenvinningsanlegget ikke kan brukes. Eventuelle hydrokarbongasser fra produsertvannsystemet til fakkel vil i denne perioden derfor bli kaldventilert. Det samme vil også skje med inert teppegass. Etter ca. 2 år vil separatorene operere med et trykk på 14 barg (LT-modus), som følge av redusert reservoartrykk. Da vil fakkel gjenvinningsanlegget være i drift. I denne fasen er det antatt at driftsforstyrrelser og nødsituasjoner vil føre til fakling 0,2 % av oppetiden, noe som gir svært begrensede utslipp til luft (se tabell 6-1). 6.3 Testing av dieselgeneratorer i normal drift Det er planlagt med testing av de 6 dieselgeneratorene en time hver uke, og det er forbruk av diesel til denne testingen som er basis for beregning av utslipp til luft (se tabell 6-1). Testingen gjennomføres av sikkerhetsmessige hensyn. Det årlige forbruket er beregnet til 117 tonn diesel. Alle dieselgeneratorer oppfyller Tier II-kravene med hensyn til NO x utslipp. 6.4 Essensiell kraftgenerering Ved bortfall av kraft fra Edvard Grieg, vil Ivar Aasen produsere egen kraft med de 2 essensielle generatorene. For å beregne et utslipp til luft, er det her antatt at i de 2 første årene vil kraft fra Edvard Grieg være tilgjengelig 98 % av tiden. Deretter er det antatt at kraft fra land vil være tilgjengelig og at denne har en oppetid på 99,9 % [21]. 6.5 Diffuse utslipp og kaldventilering Diffuse utslipp er definert som utslipp av naturgass fra anleggene på olje- og gassinnretningene. Utslippene kan komme fra alle systemer som håndterer hydrokarboner. Utslippene er hydrokarbongasser som deles opp i CH 4 og nmvoc. Utslippskildene kan komme fra: Kaldventilasjon. Dette er utslipp som det er tatt høyde for i konstruksjonen av innretningen. Utslippene lar seg i mange tilfeller måles eller kvantifisere ved beregninger basert på konstruksjons- og produksjonsdata. Smålekkasjer i prosessen. Dette er mer eller mindre kontinuerlige og uunngåelige utslipp som kan være vanskelige å kvantifisere. Diffuse utslipp ble estimert på et tidlig tidspunkt i prosjektfasen [21]. Med utgangspunkt i at diffuse utslipp varierer proporsjonalt med gassproduksjonen ble mengdene av CH 4 og nmvoc beregnet, basert på utslippsfaktorer hentet fra NOROG sin veiledning [20]. Tallene er inkludert i tabell i neste kapittel, og de er vurdert å overestimere de faktiske utslippene. Gjennom pålegget fra Miljødirektoratet som vil bli sent ut til nye operatører i løpet av 2016 er Ivar Aasen forpliktet til å utarbeide metoder for å kvantifisere utslipp av CH 4 og nmvoc fra installasjonen, beregne og rapportere utslipp av disse samt bidra til å utrede tiltaksmuligheter og potensial for å redusere kaldventillering og diffuse utslipp fra egen installasjon. Nye tall vil derfor bli tilgjengelig i løpet av 2017.

34 34 of Årlige utslipp til luft De forventede årlige utslippene til luft fra Ivar Aasen er vist i tabell Tabell Forventede årlige utslipp til luft fra Ivar Aasen CO 2 NO x CH 4 nmvoc SO x År Kraft Fakkel Kraft Fakkel Fakkel Diffuse Kraft Fakkel Diffuse Kraft ,0 2,1 2,8 20,5 0,5 2,7 4, ,6 0,1 59,9 21,5 0,0 56,4 4, ,6 0,1 70,9 21,2 0,0 66,8 4, ,6 0,1 61,1 20,8 0,0 57,6 4, ,6 0,1 86,3 20,8 0,0 81,3 4, ,6 0,1 64,6 20,8 0,0 60,9 4, ,6 0, ,9 0,0 41,5 4, ,6 0,1 27,5 20,8 0,0 26 4, ,6 0, ,9 0,0 16,1 4, ,6 0,1 14,3 20,9 0,0 13,5 4, ,6 0,1 10,7 20,9 0,0 10 4, ,6 0,1 8,2 20,9 0,0 7,7 4, ,6 0,1 6,8 20,9 0,0 6,4 4, ,6 0,1 5,4 20,9 0,0 5,1 4, ,6 0,1 4,4 20,9 0,0 4,2 4, ,6 0,1 3,9 20,9 0,0 3,7 4, ,6 0,1 3,6 21,0 0,0 3,4 4, ,6 0,1 3,3 21,0 0,0 3,1 4, ,6 0,1 3,1 21,0 0,0 2,9 4, ,6 0,1 3,1 21,0 0,0 2,9 4, ,6 0,1 3,1 21,0 0,0 2,9 4, ,6 0,1 3,1 21,0 0,0 2,9 4, ,6 0,1 3,1 21,0 0,0 2,9 4, ,6 0,1 3,1 21,0 0,0 2,9 4, ,6 0,1 3,1 21,0 0,0 2,9 4,2

35 35 of 72 CO 2 og NO x utslippene er også vist i grafisk form i figur og figur CO2 utslipp Tonn År Fakkel Kraft Figur CO 2 utslipp fra fakkel og fra kraft generering over feltets levetid 305 NOx utslipp Tonn Fakkel Kraft År Figur NO x utslipp fra fakkel og fra kraft generering over feltets levetid

36 36 of 72 Miljøkonsekvenser av planlagte utslipp Det Norske har vurdert planlagte utslipp med tanke på å begrense den totale belastningen på det ytre miljø og velge best tilgjengelige teknologi. Under grunnlagsundersøkelser i området er det ikke observert forekomster av sårbar bunnfauna. I Miljøovervåkning og grunnlagsundersøkelser i Region II [8,9], hvor Ivar Aasen ligger, er det ikke påvist forstyrrelser i fauna fra petroleumsvirksomhet. Det er gjort grundige vurderinger omkring planlagte utslipp i forbindelse med konsekvensutredningen for utbygging og drift av Ivar Aasen [4]. 7.1 Utslipp til sjø Oljeholdig vann Produsert vann er formasjonsvann som har vært i kontakt med de geologiske formasjonene og som inneholder ulike uorganiske salter, tungmetaller og organiske stoffer, samt dispergert olje og kjemikaler som er tilsatt brønnen eller brønnstrømmen. I tillegg vil produsert vann inneholde små mengder radioaktive komponenter. I driftsfasen vil produsert vann bli reinjisert. Det planlegges for en driftsregularitet på minimum 95 % for vanninjeksjonsanlegget. Ved nedetid for dette anlegget vil renset produsert vann bli sluppet til sjø. Myndighetskravet for utslipp av oljeholdig vann er maksimalt 30 mg/liter olje som veid gjennomsnitt per måned. Det norske har som målsetning å holde oljeinnholdet fra produsert vann under 15 mg/liter. Utslipp av produsert vann kan ha effekter på marine organismer i den umiddelbare nærhet av utslippet, til det produserte vannet er tilstrekkelig fortynnet. Miljøundersøkelser som er gjennomført ved felt med store utslipp av produsert vann har ikke klart å påvise signifikante effekter på bestander av fisk eller andre marine organismer. De samlede virkningene av utslipp av produsert vann fra Ivar Aasen er imidlertid vurdert å være marginale. Det er likevel ikke mulig å utelukke risikoen for at svake virkninger på enkeltarter kan ha akkumulerende økologiske effekter, selv om sannsynligheten for dette er liten (ref. Forskningsrådet 2012). Drenasjevann inneholdende spor av olje og kjemikalierester fra ulike områder på installasjonen vil slippes til sjø etter rensing til under 30 mg/l olje i vann Olje på sand Brønnratene kan optimaliseres slik at sandproduksjonen minimeres. Måling av oljevedheng på sand er ofte vanskelig på grunn av at utslippet består av vann, sand og olje. Oljen opptrer både som vedheng på sandkornene og dispergert i vannfasen. Det er vanskelig å få nok sand til å måle oljevedhenget på sanden i disse prøvene. Derfor har det vært vanlig å måle totalt oljeinnhold i prøvene på enkelte innretninger som også omfatter dispergert olje. Utslippene fra jetting på Ivar Aasen vurderes kun å ha en svært begrenset miljøeffekt da sanden vil slippes ut på havoverflaten og spres raskt i vannmengdene.

37 37 of Kjemikalier Ivar Aasen-innretningen er utstyrt med et eget system for kjemikalieinjeksjon til ulike deler av hoved- og hjelpeprosessene. Hensikten med systemet for kjemikalieinjeksjon er å motta, lagre og injisere kjemikalier. Kjemikaliene som er i bruk på Ivar Aasen kommer på transporttanker plassert på eget landingsområde. Det er egne separate fylleslanger til hver lagringstank. Tankene har ventilasjonslinjer som er lagt til sikkert området. Det er blitt lagt vekt på tiltak som reduserer behovet for kjemikalier i størst mulig grad, blant annet gjennom valg av materialer og løsninger for optimal dosering. Produksjonskjemikalier planlagt benyttet på Ivar Aasen er i gul/y1/y2 eller grønn miljøkategori. Med unntak av skumdemper og emulsjonsbryter, er kjemikaliene tilsatt i all hovedsak vannløselige og vil følge strømmen med produsert vann til CFU og injeksjon eller eventuelt utslipp til sjø. Kjemikaliene vil biodegradere til stoff som ikke er miljøfarlige. Elektrokloreringsanlegget på installasjonen vil generere hypokloritt. Produksjon av hypokloritt på plattformen erstatter tilsats og bruk av andre biocidlignende produkt til behandling av sjøvann som forsyner ulike vannstrømmer. Frem til hadde hypokloritt gul miljøkategori, men ble så omklassifisert til rød kategori av Miljødirektoratet etter en nøye gjennomgang av tilgjengelige giftighetsdata. Hypokloritt er akutt giftig for vannlevende organismer, men er ikke bioakkumulerende. Det kjemisk ustabile stoffet danner aktive klorforbindelser som oksiderer organisk material og desintegrerer til klorioner før utslipp til sjø. En liten konsentrasjon av aktivt klor vil ikke desintegrere. Utslipp av lave konsentrasjoner av aktivt klor (0,10,2 ppm) fra hypokloritt produsert på Ivar Aasen forventes ikke å gi noen nevneverdige effekter i marint miljø ved utslipp til sjø. Kjemikalier som benyttes til gassbehandling eller tilsettes eksportstrømmen til Edvard Grieg er i grønn og gul/y1 miljøkategori og vil ikke gå til utslipp fra Ivar Aasen. Vanninjeksjonskjemikalier vil benyttes i forbindelse med rensing av produsert vann og behandling av sjøvann til injeksjon. Kjemikaliene er i grønn og gul/y2 miljøkategori, med unntak av to biocid og én flokkulant til bruk i CFU for produsert vann. Biocidet som vil brukes som alternativ til innretningens elektrokloreringsanlegg har rød miljøkategori, da det består av en andel natriumhypokloritt som har tilsvarende miljøegenskaper som beskrevet over. Det finnes ingen teknisk og økonomisk gode alternativer til natriumhypokloritt som biocid til det aktuelle bruksområdet. Det røde biocidet som vil benyttes for å hindre groing i SRU består en organohalogenkomponent med rød miljøkategori grunnet akutt giftighet. Stoffet er hurtigvirkende, selv i lave konsentrasjoner. Det er naturlig biologisk nedbrytbart og bioakkumulerer ikke. Grunnet kompatibilitet med membraner i SRU har leverandør av membraner pålagt bruk av kjemikalie inneholdende organohalogenkomponenten. Mer miljøvennlige alternativer vil kontinuerlig vurderes og testes mot systemet. Den røde flokkulanten består av en liten andel polymerflokker (3 %) med lav bionedbrytbarhet som også nylig er omklassifisert fra gul/y2 til rød miljøkategori. Stoffet er ikke akutt giftig eller bioakkumulerer. Det vil vurderes om kationiske uorganiske flokkulanter med gul miljøkategori kan benyttes i stedet, men den omsøkte bruken vurderes per i dag til å være teknisk nødvendig da kjennskapen til det produserte vannet, oljen og systemene ikke er tilstrekkelig for å vurdere kompatibilitet og virkningsgrad. Vanninjeksjonskjemikaliene planlagt brukt vil i hovedsak følge vannstrømmen til injeksjon eller eventuelt utslipp ved nedetid hos injeksjonsanlegget. Utslippet av røde stoffer i forbindelse med kjemikalier til bruk ved vanninjeksjon, totalt 290 kg hvorav 180 kg er natriumhypokloritt, forventes ikke å ha betydelig påvirkning på det marine miljø ved utslipp til sjø, da mengdene er svært små, utslippene foregår i lave konsentrasjoner over et langt tidsrom og stoffene vil fortynnes raskt i store vannmasser. Av hjelpekjemikalier vil vaske- og rensemiddel og flokkulant til rensing av drenasjevann benyttes. Kjemikaliene er i gul/y1/y2 miljøkategori. Forbruk og utslipp av disse hjelpekjemikaliene er konservativt beregnet til å være likt da det vil være vanskelig å kvantifisere effekten av fjerning av kjemikalie. Kjemikaliene vil være fortynnet i mengder vaskevann og vil raskt vannes ut ytterligere ved utslipp til sjø. Det norske vurderer utslipp av disse kjemikaliene gjennom renseanlegget til ikke å ha negativ miljømessig betydning da kjemikaliene innehar akseptable miljøegenskaper og forventes å biodegradere til stoff som ikke er miljøfarlige.

38 38 of EIF For å kunne vurdere den spesifikke miljørisikoen ved å slippe ut renset, produsert vann og kjemikalier til sjø må det gjennomføres EIF-beregninger (Environmental Impact Factor). Faktorene vil gi et bilde av den potensielle miljørisikoen de ulike komponentene i utslippene representerer. Feltspesifikke EIF-beregninger vil bli utført når installasjonen er satt i drift og det foreligger produsert vann. 7.2 Utslipp til luft Hovedkilden til luftutslipp fra Ivar Aasen i normal drift er ved testing av dieselgeneratorer en gang i uken og ved bruk av fakkel. Utslippsvolumene er relativt små. Ved mulig strømbrudd vil kraftgenerering skje lokalt på plattformen ved bruk av essensielle generatorer noe som fører til midlertidig økte utslipp. Utslipp til luft kan ha både globale klimaeffekter (drivhuseffekt) og lokale effekter (bakkenær ozon, forsuring og lignende). Metangass er klimagass, tilsvarende CO2, men har en vesentlig kraftigere virkning. NMVOC er i praksis alle hydrokarbongasser med unntak av metan, og nmvoc bidrar til dannelse av bakkenært ozon, som gir regional miljøeffekt.

39 39 of 72 Måling og rapportering Før oppstart av produksjon vil det bli utarbeidet et detaljert måleprogram for installasjonen i henhold til Miljødirektoratets veiledning for industrielle måleprogram [22]. Måling av kvotepliktige utslipp er redegjort for i kvotesøknaden for Ivar Aasen [2]. Miljørapportering vil bli dokumentert i miljøregnskapssystemet NEMS Accounter. Økotoksikologisk dokumentasjon i form av HOCNF vil være tilgjengelig i NEMS Chemicals. Årlig rapportering til Miljødirektoratet av utslipp til luft og vann i forbindelse med drift av Ivar Aasen utføres i henhold til Forurensningsloven og gjeldende retningslinjer for rapportering fra petroleumsvirksomhet til havs [19]. 8.1 Utslipp til sjø Oljeholdig vann, tungmetaller, organiske forbindelser og radioaktive isotoper Total mengde produsert vann som blir sluppet ut måles i strømningsmåler nedstrøms produsert vanns behandlingsanlegget. Innhold av olje i produsert vann og drenasjevann vil bli målt kontinuerlig med olje-ivann-analysator og rapportert som vektet gjennomsnitt per måned. Konsentrasjon av tungmetaller og organiske forbindelser, samt aktivitetskonsentrasjon av radioaktive isotoper, i utslippet bestemmes ved analyse av det produserte vannet. Frekvens og utførelse vil utføres i henhold til Norsk olje og gass sine anbefalte retningslinjer [23] Olje på sand Måling av oljevedheng på sand er ofte vanskelig på grunn av at utslippet består av vann, sand og olje. Oljen opptrer både som vedheng på sandkornene og dispergert i vannfasen. Derfor har det vært vanlig å måle totalt oljeinnhold i prøvene på enkelte innretninger som også omfatter dispergert olje Kjemikalier Utslipp av kjemikalier kvantifiseres etter massebalanseprinsippet. For produksjons-, vanninjeksjons- og hjelpekjemikalier bestemmes utslippsmengden ved massebalanse ut fra tilførte mengder, injeksjonspunkt, løselighetsegenskaper i vann og injeksjonsvannets fordeling til reinjeksjon og utslipp. 8.2 Utslipp til luft Måling og beregning av kvotepliktige CO2-utslipp fra alle kilder er redegjort for i kvotesøknaden for Ivar Aasen [2]. For beregning av øvrige rapporteringspliktige utslipp benyttes utslippsfaktorene i veilederen utgitt av Norsk Olje og Gass [20]. 8.3 Akutte utslipp Rapporteringspliktige akutte utslipp vil bli varslet eller meldt til Petroleumstilsynet i henhold til de krav som stilles i Styrings- og Aktivitetsforskriften. Akutte og utilsiktede utslipp vil bli dokumentert i NEMS Accounter og følges opp i henhold til Det Norske sitt styringssystem i hendelsessystemet Synergi.

40 40 of 72 Avfallshåndtering Avfall vil bli håndtert i henhold til Norsk olje og gass sine anbefalte retningslinjer for avfallsstyring i offshorevirksomheten [24]. Det vil bli utarbeidet en lokal plan for avfallsstyring som inkluderer avfallsstasjoner og deres lokasjon inklusive en beskrivelse av fraksjonene som inngår her. Planen vil inngå i dokumentet S-338 Avfallshåndtering i styringssystemet til Det norske. I denne vil det redegjøres for hvordan de forskjellige fraksjonene som faller inn under farlig avfall vil bli håndtert, klassifisert, emballert og transportert. Det samme gjelder for næringsavfall. Hvis lavradioaktivt avfall genereres vil det bli håndtert i henhold til Statens strålevern sine krav og retningslinjer [25]. Næringsavfall og farlig avfall blir transportert av Maritime Waste Management/SAR og levert til ASCO base i Tananger hvor Det norske sin avfallskontraktør SAR så overtar den videre håndteringen. Boreavfall (kaks og borevæske) blir håndtert av MI SWACO og levert til deres anlegg i land for videre behandling. Avfallsdeklarering vil utføres elektronisk på avfallsdeklarering.no. For utfylling av elektronisk deklarasjonsskjema og forslag til koder, er det utarbeidet en egen brukerveiledning som vil bli benyttet [26]. Avfallsrapporter genereres månedlig av SAR for hver lokasjon offshore og legges inn i miljøregnskapssystemet, NEMS Accounter.

41 41 of 72 Miljørisiko 10.1 Krav om miljørisiko- og beredskapsanalyse Det norske har gjennomført miljørisiko- og beredskapsanalyse med basis i Rammeforskriften 10 (forsvarlig virksomhet), 11 (prinsipper for risikoreduksjon), Styringsforskriften 4 (risikoreduksjon), 5 (barrierer), 9 (akseptkriterier for storulykkerisiko og miljørisiko) og 17 (risiko- og beredskapsanalyser). I tillegg er det lagt til grunn veiledning fra Norsk olje og gass for miljørisiko- og beredskapsanalyser Akseptkriterier Det norske sitt styringssystem inkluderer en prosedyre for risikostyring, Q-304 Risk acceptance criteria. Her er det etablert akseptkriterier for miljørisiko knyttet til større oljeutslipp, i samsvar med etablert praksis på norsk sokkel. Slike større oljeutslipp danner grunnlaget for analyse av krav til oljevernberedskap. Akseptkriteriene er ført opp i tabell Tabell Det norske sine akseptkriterier for miljørisiko Miljøskade Operasjonsspesifikke kriterier (frekvens pr operasjon) Installasjonsspesifikke kriterier (frekvens pr år) Feltspesifikke kriterier (frekvens pr år) Mindre (< 1 år restitusjonstid) < 1,0E-03 < 1,0E-02 < 2,0E-02 Moderate (1-3 år restitusjonstid) < 2,5E-04 < 2,5E-03 < 5,0E-03 Betydelige (3-10 år restitusjonstid) < 1,0E-04 < 1,0E-03 < 2,0E-03 Alvorlige (> 10 år restitusjonstid) < 2,5E-05 < 2,5E-04 < 5,0E-04 Miljøskade, uttrykt ved restitusjonstid, estimeres/vurderes for den eller de miljøressursene som er kategorisert til å være mest sårbare for oljeforurensning. For produksjonsborekampanjen på Ivar Aasen er det benyttet både operasjonsspesifikke og installasjonsspesifikke akseptkriterier for å vurdere miljørisikoen. Akseptkriteriene for operasjoner angir for eksempel at dersom en hendelse kan forårsake en miljøskade med 10 års restitusjonstid, skal sannsynligheten (frekvensen) for hendelsen være lavere enn 5,0 x 10-5 per operasjon (sjeldnere enn én gang per operasjoner).

42 42 of Gjennomførte analyser Miljøkonsekvenser som følge av petroleumsvirksomhet i området ved Ivar Aasen er vurdert i Regional konsekvensutredning for Nordsjøen [11], og fagutredninger i forbindelse med Forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak, herunder Det Norske Veritas (DNV) [27] og NINA [15]. Miljøkonsekvenser av akutte utslipp av olje er også utredet i konsekvensutredning for Ivar Aasen [4]. For Ivar Aasen er det gjennomført beregninger av utblåsningsrater og drepebetingelser av Add Wellflow [28]. Oljedriftsberegninger er gjennomført av DNV med modellen Oscar OSD3 [29], og det er benyttet egenskaper og forvitringsdata for Ivar Aasen-oljen. Sintef har gjennomført forvitringsstudie og dispergerbarhetstesting for Ivar Aasen-oljen [30]. For gjennomføring av miljørisikoanalysen er det lagt til grunn miljørisikoanalyser for de nærliggende feltene Edvard Grieg [31] og Gina Krog [32], og analyser som er gjennomført som del av Forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak [27] Lokasjon og tidsperiode Alle de planlagte boreoperasjonene på Ivar Aasen-feltet vil skje fra posisjonen for installasjonen som vil bli installert (plattform med stålunderstell). Lokasjonen ligger ca. 27 km øst for Gudrun, 38 km sørvest for Grane og 54 km nordøst for Volve. Avstanden til den kommende installasjonen på Edvard Grieg-feltet er ca. 10 km. Avstanden til norskekysten er omlag 175 km (Karmøy). Borekampanjen startet i juli 2015, og vil pågå over en periode på om lag 3 år. De første brønnene vil komme i produksjon mot slutten av Egenskaper til oljen og dispergerbarhet Etter boring av avgrensningsbrønn på Ivar Aasen-feltet i 2010 ble det tatt oljeprøver som ble sendt til SINTEF for fullstendig analyse av forvitringsegenskaper og dispergerbarhet. Ivar Aasen-oljen er en relativt lett, parafinsk olje med moderat voksinnhold, typisk som andre Nordsjø-oljer. Ved utslipp til sjø vil forvitringen være betydelig. Oljen kan ta opp inntil 80 % vann, og øker således betydelig i volum over tid ved utslipp til sjø.

43 43 of 72 Viktige egenskaper for Ivar Aasen-oljen er oppsummert i tabell Tabell Egenskaper til Ivar Aasen-oljen Parameter Verdi Kommentarer Tetthet 838 kg/m 3 Medium parafinsk olje. Vannopptak Maksimalt vannopptak 80 % (sommer og vinter) Tar raskt opp vann og kan danne stabil emulsjon etter bare en time. Voksinnhold 4 vekt % (fersk) Moderat voksinnhold. Asfalteninnhold 0,1 vekt % ( harde ) Middels innhold av asfaltener, hvilket bidrar til kortere levetid på sjøen. Stivnepunkt -6 C (fersk) Relativt lavt stivnepunkt for fersk olje, men denne øker raskt ved utslipp til sjø. Det vil ikke oppstå problemer med stivning av oljen, vurdert ut fra stivnepunkt og voksinnhold. Viskositet (fersk olje) Flammepunkt Dispergerbarhet 65 mpas (10 s -1, 5 C) Oppnår viskositet >1000 mpas (=cp) etter 2-24 timer ved vintertemp. (5 C). Viskositeten vil øke gradvis men vil ikke bli høy. Viskositeten er høyere enn mpas først etter 3-5 døgn ved 15 m/s vind. Flammepunkt over 60 C etter 1 time (15 m/s) til 12 timer (2 m/s) ved vintertemp. (5 C). I gjennomsnitt etter 1 time. Flammepunkt under sjøtemperatur 5 C kun kort tid etter utslipp. Ivar Aasen-oljen er godt dispergerbar, både ved sommer- og vintertemperatur. Oljen vil være dispergerbar også ved lave doseringer ved bruk av dispergeringsmiddelet Dasic Slickgone NS, ned til 1:200 ved brytende bølger og ned til 1:50 ved rolig sjø.

44 44 of 72 Forvitringsdata ved sommer- og vintertemperatur etter hhv. 6 og 24 timer på sjø er vist i tabell og tabell Tabell Forvitringsdata etter 6 timer på sjø Parameter Temperaturforhold Vindstyrke 2 m/s 5 m/s 10 m/s 15 m/s Fordampning Sommer (15 C) 21 % 25 % 29 % 29 % Vinter (5 C) 17 % 22 % 25 % 26 % Vannopptak Sommer (15 C) 34 % 59 % 78 % 80 % Vinter (5 C) 29 % 50 % 69 % 76 % Nedblanding Sommer (15 C) 0 % 1 % 15 % 46 % Vinter (5 C) 0 % 1 % 16 % 48 % Tabell Forvitringsdata etter 24 timer på sjø Parameter Temperaturforhold Vindstyrke 2 m/s 5 m/s 10 m/s 15 m/s Fordampning Sommer (15 C) 27 % 31 % 33 % 31 % Vinter (5 C) 24 % 28 % 30 % 27 % Vannopptak Sommer (15 C) 64 % 79 % 80 % 80 % Vinter (5 C) 56 % 72 % 80 % 80 % Nedblanding Sommer (15 C) 0 % 3 % 32 % 66 % Vinter (5 C) 0 % 3 % 33 % 68 % Ivar Aasen oljen er testet med hensyn på dispergerbarhet av SINTEF. Det ble først gjort screeningtester for 5 dispergeringsmidler (Dasic NS, Corexit 9500, Gamlen OD 4000, Finasol OSR 62, Superdispersant- 25), som stadfestet at Dasic NS og Corexit 9500 var de klart mest effektive midlene og begge med like høy effektivitet. Siden Dasic NS er dispergeringsmiddelet som i hovedsak er tilgjengelig på norsk sokkel, er dette middelet lagt til grunn for evt bruk på Ivar Aasen. Resultater fra doseringstestene for Dasic NS ved temperatur 13 ºC er vist I tabell Tabell Doseringstesting av Ivar Aasen oljen med Dasic NS ved 13 ºC Dosering Effektivitet 20 ºC+ / 50 % IFP* Effektivitet 20 ºC+ / 50 % MNS** Viskositet (mpas), 10 s -1, 13 ºC Dasic NS (1:25) 71 % 84 % 1100 Dasic NS (1:50) 57 % 85 % 1160 Dasic NS (1:100) 31 % 81 % 1160 Dasic NS (1:200) 20 % 78 % 1160 *IFP lavenergitesting; **MNS høyenergitesting Under testingen ble øvre viskositetsgrense for effektiv dispergering ikke nådd, men ut fra prediksjonene er det antatt at øvre grense er om lag mpas. Det er liten sannsynlighet for at Ivar Aasen oljen skal oppnå høyere viskositet enn mpas, og oljen er derfor generelt godt dispergerbar med dosering ned til 1:50 ved rolig sjø og ned til 1:200 ved høy sjø (brytende bølger).

45 45 of 72 Ut fra SINTEF sin Oil Weathering Model er det gjort predikasjoner av tidsvindu for bruk av dispergeringsmidler for Ivar Aasen oljen, se figur Figur Tidsvindu for bruk av dispergeringsmidler for Ivar Aasen oljen Tidsvindu for dispergering er stort. Ved vintertemperatur er dispergering ikke lenger effektivt først etter 3 døgn ved 15 m/s vind, og ved sommertemperatur først etter 5 døgn ved 15 m/s vind Utblåsningscenarier Bore- og brønnaktiviteter i oljereservoarer innebærer en viss risiko for akutte utslipp til sjø. Det er gjennomført risikoanalyser av brønndesign og operasjonelle forhold, og sammen med generell statistikk fra SINTEF Offshore Blowout Database har ulike utblåsningsscenarier blitt identifisert. Dette omfatter scenarier hvor det bores i toppreservoar og gjennom hele reservoarsonen, med utstrømming gjennom borestreng, gjennom ringrom og fra åpent hull, med restriksjoner i brønnen (delvis stengt utblåsningsventil (BOP)) og uten restriksjoner. I miljørisikoanalysen er utblåsningsscenarier under bore- og brønnaktiviteter lagt til grunn da disse er dimensjonerende med hensyn på utblåsningsrater og miljørisiko. Ved bruk av den oppjekkbare riggen Maersk Interceptor er det vurdert at det bare er relevant med utstrømming på boredekk (overflate utslipp), og ikke ved havbunnen. Dette skyldes at det er satt fóringsrør fra riggen og ned til ca m under havbunnen (m TVD RKB), og at BOP og brønnhode er plassert på riggen. Under normal drift av Ivar Aasen-innretningen er det tatt høyde for havbunnsutslipp i sammenheng med brudd på rørledningen. Beregnede utblåsningsrater for Ivar Aasen er vist i tabell og tabell Det er planlagt å bore m inn i topp reservoar med 12 ¼" hull og deretter videre ned i reservoarsonene med 8 ½" hull, og det er gjort beregninger for begge typer scenarier.

46 46 of 72 Tabell Utblåsningsrater for en representativ produksjonsbrønn på Ivar Aasen boring av 12 ¼" hull m inn i reservoarsonen Scenario Penetreringsdyp [%] Strømningsvei 11 % Borestreng 78 % 11 % Annulus Status Total sannsynlighet [%] Utblåsningsrater Olje Gass [Sm³/dag] [MSm³/dag] [%] Status [%] 100 % Topp 30 % Åpen 3,3 % ,28 70 % 5% åpen 7,7 % ,22 30 % Åpen 23,4 % ,35 70 % 5% åpen 54,6 % ,30 30 % Åpen 3,3 % ,34 70 % 5% åpen 7,7 % ,32 100,0 % , % Åpent hull BOP Status Topp 100 % Topp Vektet rate (Sm3/d) Tabell Utblåsningsrater for en representativ produksjonsbrønn på Ivar Aasen boring av 8½" hull gjennom resterende del av reservoarsonen Scenario Penetreringsdyp BOP Status Utblåsningsrater Olje Gass [Sm³/dag] [MSm³/dag] [%] Strømningsvei [%] Status [%] 11 % Borestreng 55 % Topp 30 % Åpen 1,8 % ,48 70 % 5% åpen 4,2 % ,28 30 % Åpen 1,5 % ,67 70 % 5% åpen 3,5 % ,34 30 % Åpen 12,9 % ,57 70 % 5% åpen 30,0 % ,41 30 % Åpen 10,5 % ,88 70 % 5% åpen 24,6 % ,57 30 % Åpen 1,8 % ,94 70 % 5% åpen 4,2 % ,63 30 % Åpen 1,5 % ,28 70 % 5% åpen 3,5 % ,20 100,0 % ,61 45 % 78 % Annulus Hele 55 % Topp 45 % 11 % Åpent hull Hele 55 % Topp 45 % Hele Status Total sannsynlighet [%] Vektet rate (Sm3/d) Sannsynlighetsfordeling for utblåsningsvarigheter er vist i tabell Tabell Varighet for utblåsning fra Ivar Aasen < 2 døgn 2-5 døgn 5-15 døgn 52 døgn 53 % 18 % 17 % 12 %

47 47 of 72 Vektet varighet basert på denne fordelingen, og bruk av verdiene 2,5,15 og 52 døgn, er 10,8 døgn Drift og spredning av olje Det er gjennomført oljedriftsberegninger for Ivar Aasen av DNV med oljedriftsmodellen Oscar OSD3. Beregningene er gjennomført for alle kombinasjoner av rater og varigheter, i alle måneder og sesonger over året. Influensområdene er relativt like i de fire sesongene (vår, sommer, høst og vinter), og strekker seg fra Sør- Norge og opp mot Mørekysten, men omfatter i liten grad kystsonen. Influensområder i ulike sesonger er vist i figur

48 48 of 72 Figur Influensområde for overflateutblåsning fra Ivar Aasen i sesongene vår (mars-mai), sommer (juni-august), høst (september-november) og vinter (desember-februar). Figuren viser 5 % sannsynlighet for 1 tonn olje i 10x10 km ruter Influensområdene viser sannsynligheten for ankomst av mer enn 1 tonn olje. I figur er det vist sannsynligheten for ankomst av mer enn 100 tonn i 10x10 km ruter.

49 49 of 72 Figur Sannsynligheten for ankomst av mer enn 100 tonn olje (10x10 km ruter) i de fire sesongene

50 50 of 72 Statistikk for kystsonen totalt viser at 95-persentilen for strandet mengde emulsjon er 749 tonn, og 95persentilen for korteste ankomsttid (drivtid) er 15,9 døgn. Det er i tillegg beregnet statistikk for oljedrift til Norsk Oljevernforening for Operatørselskaper (NOFO) eksempelområder som ligger i influensområdet for Ivar Aasen og som er vist i figur STRANDET MENGDE EMULSJON (TONN) EKSEMPELOMRÅDER Austevoll Onøy (Øygarden) Ytre Sula Atløy-Værlandet SverslingsosenSkorpa Stadtlandet 500 Runde 0 80% 85% 90% 95% 100% Figur Sannsynligheter for strandet mengde emulsjon (tonn) i NOFO eksempelområder Det er beregnet svært lave strandingsmengder på kysten, og drivtiden er lang. I tabell er det vist 95-persentiler for strandet mengde emulsjon og korteste drivtid til NOFO eksempelområder. Tabell Strandingsmengder og drivtider til NOFO eksempelområder NOFO eksempelområde Strandet mengde emulsjon (tonn) Korteste drivtid (døgn) Bømlo 0 na Austevoll 18 40,4 Onøy-Øygarden 47 26,8 Ytre Sula 26 32,6 Atløy-Værlandet 42 35,0 Sverslingsosen-Skorpa 9 50,0 Stadtlandet 22 52,5 Runde 9 55,8 Vigra-Godøya 0 na

51 51 of Miljørisikoanalyse for Ivar Aasen-feltet På åpent hav ved Ivar Aasen vil det primært være alkefugl som er utsatt ved akutte oljeutslipp, med arter som lomvi, lunde, alke og alkekonge. På grunn av liten sannsynlighet for drift inn mot norskekysten er kystbundne fugler vurdert å være lite utsatt. Miljørisikoen for sjøfugl i dette området er analysert en rekke ganger [27,31,32]. Disse analysene dekker flere oljetyper og en rekke utslippsrater og varigheter, til dels sammenlignbare med Ivar Aasen, og er utført i henhold til Metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA-metoden) [33]. I analysene er det presentert beregninger av sannsynlighet for miljøskade, gitt at det har skjedd en utblåsning. En sammenstilling av disse resultatene for de sjøfuglartene med høyest miljørisiko er vist i figur Figur Resultater fra miljørisikoanalyser for sjøfugl i havområdet hvor Ivar Aasen er lokalisert Resultatene er relativt like med hensyn på fordeling av skadesannsynlighet mellom de fire kategoriene: mindre, moderat, betydelig og alvorlig miljøskade, og er vurdert å være representative også for utslipp fra Ivar Aasen. Sannsynligheten for at det ikke blir signifikante skadevirkninger er i gjennomsnitt beregnet til 51 %. Skadesannsynlighetene som er presentert var de høyeste som ble beregnet, i hovedsak vinterstid når sjøfuglene i stor grad er spredt på åpent hav. I andre sesonger, og for andre arter, vil skadesannsynligheten være betydelig lavere. Verdiene er imidlertid benyttet for Ivar Aasen, uavhengig av sesong, for å illustrere hva som vil være den høyeste miljørisikoen for Ivar Aasen. I figur er det vist gjennomsnittsverdiene av sannsynlighet innen hver av skadekategoriene, og disse er benyttet for beregning av miljørisiko for bore- og brønnoperasjoner på Ivar Aasen. Resultatene for beregnet miljørisiko for Ivar Aasen uttrykt som andel av Det norske sine operasjonsspesifikke akseptkriterier for miljørisiko, er vist i figur

52 52 of 72 Figur Beregnet miljørisiko for bore- og brønnoperasjoner på Ivar Aasen, uttrykt som andel av Det norske operasjonsspesifikke akseptkriterier Disse resultatene viser at miljørisikoen for bore- og brønnoperasjoner på Ivar Aasen er på et lavt nivå, godt under akseptkriteriene. I tillegg er det vurdert miljørisiko på årsbasis ut fra det planlagte aktivitetsnivået på Ivar Aasen. Planlagt årlig aktivitetsnivå er vist i tabell , hvilket også omfatter brønner i produksjon (oljeprodusenter og vanninjeksjonsbrønner). Tabell Planlagte bore- og brønnaktiviteter og brønner i produksjon på Ivar Aasen i perioden Aktivitet Produksjonsboring Komplettering Kabeloperasjon Kveilerørsoperasjon Brønnoverhaling (tung) Produksjonsbrønn Vanninjeksjonsbrønn Ut fra basisfrekvenser for utblåsning for de ulike bore- og brønnoperasjonene og fra brønner i produksjon, og med det planlagte aktivitetsnivået er det beregnet miljørisiko uttrykt som andel av installasjonsspesifikke akseptkriterier. Figur viser spennet fra minimum til maksimum beregnet miljørisiko over de fire skadekategoriene.

53 Andel av akseptkriterium (installasjon) 10% 53 of 72 Miljørisiko (minimum - maksimum) 8% 6% 4% 2% 0% Figur Årlig miljørisiko for Ivar Aasen-feltet fra bore- og brønnaktiviteter og brønner i produksjon, i forhold til Det norske installasjonsspesifikke akseptkriterier Også disse resultatene viser at miljørisikoen for Ivar Aasen er på et akseptabelt nivå. Resultatene er vurdert å sammenfalle med vurderinger som er gjort av konsekvenser for sjøfugl av akutte utslipp i tverrsektoriell utredning [15], som er gjort i forbindelse med Forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak. For alkefuglene (lomvi, alke, alkekonge) ble det vurdert at konsekvensnivået var middels for overflateutslipp i vinter- og høstsesongen, og lav i sommersesongen, med usikkerhet i vurderingene angitt som middels basert på et kunnskapsnivå som er angitt som relativt god. Ut fra de beregninger og vurderinger som er gjort konkluderer Det norske med at miljørisikoen er lav og akseptabel for den planlagte borekampanjen på Ivar Aasen og den påfølgende produksjonsperioden Miljørisikoanalyse for flerfase rørledningene Miljørisikoanalysen som beskrevet i kapittel 10.8 tar høyde for all aktivitet på feltet, fra boring til produksjon samt forskjellige brønnoperasjoner. Analysen inkluderer ikke transport av olje og gass til Edvard Griegplattformen for videre prosessering. I henhold til avtale med Edvard Grieg lisensen er det Det norske som er ansvarlig for legging og klargjøring av de 2 flerfaserørene og gassløftrøret, og det er Det norske sitt ansvar å utrede miljørisiko ved bruk av rørledningene. DNV GL har utført en miljørisikoanalyse ved bruken av de 2 flerfaserørene på oppdrag fra Det norske, og de viktigste funnene er oppsummert her. Analysen beskriver mulig drift og spredning av olje gitt en lekkasje eller et brudd på en av rørledningene om gangen [34]. Inngangsdata til analysen er oppsummert i tabell

54 54 of 72 Tabell Inngangsdata til miljørisikoanalysen for Ivar Aasen rørledninger Type data Data Koordinater for modellerte scenarier 58 55' 20,19" N, 02 11' 53,09" Ø Analyseperiode for miljørisikoanalysen Helårig, inndelt i sesonger Vanndybd 113 m Avstand til nærmeste kystlinje Om lag 160 km (Utsira) Lengde på rørledning 10 km Diameter på rørledning 11 1/2 Material i rørledningen Tilstand til røret på havbunnen Karbonstål Nedgravd Oljetype Ivar Aasen (Draupne) råolje (838 kg/sm 3 ) Utslippsrater og varigheter Lite: 50 m 3 /d 35 d Medium: 150 m 3 /d 1 d Stort: 820 m 3 1 d Fullt brudd: 820 m 3 1 time GOR (Sm 3 /Sm 3 ) 333 Type scenarier Utslipp/lekkasjer fra rørledning Hullstørrelse for utslipp Lite: 20 mm Medium: 80 mm Stort: 150 mm Fullt brudd: 292 mm Verdifull økologisk komponent (VØK) arter/ Sjøfugl - åpent hav populasjoner vurdert Det er installert et lekkasje deteksjonssystem (PLDS) på rørledningene. Dette innebærer at transport av hydrokarboner i rørene overvåkes kontinuerlig fra kontrollrommene på både Edvard Grieg- og Ivar Aasenplattformene. Spesifikasjonene til PLDS i form av lekkasjedeteksjon er følgende: En stor lekkasje, som utgjør % av strømningsraten, skal detekteres i løpet av 30 s. En medium lekkasje, som utgjør % av strømningsraten, skal detekteres i løpet av 5 min. En liten lekkasje, som utgjør 1-10 % av strømningsraten, skal detekteres i løpet av 10 min.

55 55 of 72 Basert på disse ytelsene til systemet er det definert 4 ulike utslippsscenarioer, og disse er vist i tabell Tabell Utslippsscenarioer med tilhørende lekkasjerater og varigheter fra oljeeksportrørledningen mellom Ivar Aasen- og Edvard Grieg-feltet Utslippspunkt Scenario Utslippsrater Sm 3 /d Varighet Hullstørrelse (mm) Sjøbunn Fullt rørbrudd time 292 Stort time dag 150 Medium dag 80 Lite dager 20 Scenarioene forutsetter ulike hullstørrelser, basert på anbefalinger i et DNV internt teknisk notat. Estimert frekvens for brudd på denne typen rørledning er 5,00 x 10-4 per km år x 10 km = 5,0 x I og med at eksportløsningen inkluderer to rør av denne dimensjonen blir totalfrekvens 1 x 10-2, dvs. det kan forventes en lekkasje fra en av rørledningene i løpet av 100 år med drift. Videre er det estimert sannsynlighet for de ulike lekkasjescenarioene, som angitt i tabell Tabell Sannsynlighetsfordeling for ulike hullstørrelser for offshore rørledninger Scenario Hullstørrelses-fordeling Frekvens Fullt rørbrudd 8 % 8 x 10-4 Stort 2 % 2 x 10-4 Medium 16 % 1,6 x 10-3 Lite 74 % 7,4 x 10-3 Oljedriftsmodellen som er anvendt er SINTEFs Oil Spill Contingency And Response (OSCAR). OSCAR er en tre-dimensjonal oljedriftsmodell som beregner oljemengde på havoverflaten, på strand og i sedimenter, samt konsentrasjoner i vannsøylen. Oljedriftssimuleringene er kjørt i et 3 3 km rutenett med en svært detaljert kystlinje. I etterkant er oljedriftsresultatene eksportert til 10 1 km rutenett til bruk i miljørisikoanalyse. For sjøbunnsutslippene blir en egen modul i OSCAR anvendt. Resultatene fra modelleringen er oppsummert i tabell Tabell Tidspunkt for når oljefilm sees på havoverflaten og tykkelsen av filmen Scenario Tid før oljen når havoverflaten /min Oljefilm tykkelse /mm Volum olje sluppet ut /Sm3 Fullt brudd 0,5 0, ( *) Stor lekkasje 2 0, ( *) Medium lekkasje 3 0, Liten lekkasje 4,5 0, (50+35) *rørledningens volum

56 56 of 72 I scenario liten lekkasje tar det rundt 4,5 min før oljen når havoverflaten, og oljefilmen som dannes der er veldig tynn. For medium lekkasje når oljen havoverflaten fortere og oljefilmen er noe tykkere. Ved fullt rørbrudd vil oljen være synlig etter 0,5 min, men oljefilmen vil fortsatt være veldig tynn, og godt under 1 mm. Tabell viser også volumet av olje som slippes ut ved hvert scenario. For fullt brudd er det her antatt at 150 Sm3 slippes ut før PLDS systemet aktiveres og stenger for videre tilførsel av olje til rørledningen. Videre antas det konservativt at hele rørledningen så tømmes. Samme antagelser gjelder også for scenario stor. For scenario medium er det antatt at 150 Sm3 lekker ut før PLDS systemet aktiveres og stenger for videre lekkasje. For scenario liten er det antatt at 50 Sm3 lekker ut uten at PLDS aktiveres, og at dette gjentar seg over en lengre periode (35 dager). Konsekvensen er at for scenario liten vil volumet av utslippet være størst noe som også gjenspeiler seg i influensområdene, som er vist i figur Oljemengden på havoverflaten vil imidlertid være liten og er begrenset til nærområdet rundt utslippspunktet, som vist i figur For scenario medium er influensområdet og potensielle oljemengder på havoverflaten veldig små. For scenario stor vil rask tømming (1 time) føre til at oljen blir knust i små dråper og ikke når havoverflaten. Hvis tømmingen skjer i løpet av 1 døgn gir det noe større utstrekning av olje på havoverflaten og høyere oljemengder nær utslippspunktet, se figurene og [34]. Som figurene viser spres oljen i sørøstlig retning men kan også føres nordover. Lekkasjescenarioene for Ivar Aasen rørledning medfører ikke sannsynlighet for stranding av olje langs kysten. Modellerte THC konsentrasjoner i vannsøylen overskrider ikke nedre effektgrense (100 ppb) gitt små (lite) eller middels (medium) store lekkasjer fra Ivar Aasen rørledning. Forutsatt store lekkasjer (stort eller fullt brudd) overskrides effektgrensen ( 100 ppb) i én til to ulike km ruter, avhengig av sesong. Utslippene forventes således å medføre marginale effekter for vannlevende organismer, og kun i nærområdet til utslippspunktet. For miljørisiko er det valgt å beregne risiko på pelagiske sjøfugl (åpent hav). De modellerte lekkasjescenarioene for Ivar Aasen oljerørledning gir ingen sannsynlighet for tapsandeler av sjøfugl som overskrider 1 %, og dermed ingen kvantifiserbar miljørisiko, i henhold til MIRA-metodikken [33]. Dette har sammenheng med små utslippsmengder totalt sett som når havoverflaten, og dermed lite konfliktpotensial med sjøfugl på havoverflaten. Analysen av mulige vannsøylekonsentrasjoner av THC viser marginale effektområder (totalt km ruter med THC 100 ppb), og således ingen risiko for tap av egg og larver som kan påvirke rekrutteringen av nye årsklasser. Konklusjonen er at det er ingen kvantifiserbar miljørisiko forbundet med lekkasjer fra oljerørledningen mellom Ivar Aasen- og Edvard Grieg-feltet.

57 57 of 72 Figur Sannsynligheter for treff av mer enn 1 tonn olje i km sjøruter gitt en lekkasje fra Ivar Aasen rørledning (liten lekkasje). Influensområdet er basert på alle simuleringer av oljedrift etter utslipp. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong.

58 58 of 72 Figur Tidsmidlet oljemengde i km sjøruter gitt lekkasje fra Ivar Aasen rørledning (liten lekkasje). Influensområdet er basert på alle simuleringer av oljedrift etter utslipp. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er basert på alle enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong.

59 59 of 72 Figur Sannsynligheter for treff av mer enn 1 tonn olje i km sjøruter gitt en lekkasje fra Ivar Aasen rørledning (stor lekkasje, 1dag). Influensområdet er basert på alle simuleringer av oljedrift etter utslipp. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong.