Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for drift av Edvard Grieg-feltet i PL338

Transkript

1 s PL 338 Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for drift av Edvard Grieg-feltet i PL338 January 25 Document number: 23380E-LUNAS-000-S-TA Side 1 av 81

2

3 Innholdsfortegnelse Innholdsfortegnelse Sammendrag Innledning Avgrensning av søknad Rammer for aktiviteten Feltbeskrivelse Beliggenhet og lisensforhold Utbyggingsløsning og produksjonsperiode Reserver og reservoar Boring og brønnoperasjoner Systembeskrivelse Brønnsystemet Separasjon av brønnstrømmen Produsert vann Åpent avløp Kjemikalieinjeksjon Sanitærvann Kraftgenerering og overføringssystem Fakkel og ventilering Gasskompresjon Eksportløsninger Sjøvann for kjøling og injeksjon Beste tilgjengelige teknikker (BAT) Fysiske forhold og biologiske ressurser Vanndybde og bunnforhold Vind- og strømforhold, temperatur og salinitet Biologiske ressurser Bunndyrsamfunn Plankton Fiskeressurser Sjøfugl Marine pattedyr Planlagte utslipp til sjø Produsert vann Naturlig forekommende lavradioaktive isotoper Drenasjevann Kjølevann Side 3 av 81

4 Sanitæravløpsvann Kjemikalier Produksjonskjemikalier Gassbehandlingskjemikalier Hjelpekjemikalier Kjemikalier til oljeeksportstrøm Kjemikalier i lukket system Kjemikalier i brannvannsystemer Øvrige forhold Planlagte utslipp til luft Oppstart av produksjonsbrønnene og innkjøring av prosessanlegget Hovedkraft og dieselmotorer Hovedkraft Dieselmotorer Fakling Diffuse utslipp Årlige utslipp til luft Måling og rapportering av utslipp Utslipp til sjø Utslipp til luft Akutte utslipp Avfallshåndtering Miljøkonsekvenser av planlagte utslipp Konsekvenser av utslipp til sjø Konsekvenser av utslipp til luft Miljørisiko Etablering og bruk av akseptkriterier Inngangsdata for analysen Lokasjon og tidsperiode Utslippsegenskaper Definerte fare og ulykkessituasjoner Drift og spredning av olje Naturressurser som er inkludert i miljørisikoanalysen Miljørisiko knyttet til aktiviteten Beredskap mot akutt forurensning Krav til oljevernberedskap Metode Analyse av dimensjoneringsbehov barriere 1A og 1B (åpent hav) Effektberegnet systembehov Modellering av oljeopptak og dispergering Dimensjonering av kyst- og strandsoneberedskap (barriere 2 og 3) Side 4 av 81

5 Dispergering Fjernmåling og lekkasjedeteksjon Forslag til beredskap mot akutt forurensning Referanseliste Vedlegg VEDLEGG I Hovedprosessene på Edvard Grieg VEDLEGG II - Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier VEDLEGG III - Miljøvurdering av kjemikalier Side 5 av 81

6 Sammendrag Lundin Norway AS søker om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven, kapittel 3 11 og styringsforskriften 25 og 26 for drift av Edvard Grieg-feltet. Denne søknaden er utarbeidet i henhold til forurensningsforskriftens kapittel 36 og til Miljødirektoratets retningslinjer for søknader om petroleumsvirksomhet til havs. Edvard Grieg-feltet er lokalisert i blokk 16/1 i midtre del av Nordsjøen og omfattes av produksjonslisens PL 338. Avstanden til produserende felt i området er om lag 40 km til Grane i nordøst og 57 km til Sleipner i sørvest. Edvard Grieg-feltet vil bli bygget ut med en bunnfast plattform for produksjon av stabilisert olje og rik gass. Stabilisert olje er planlagt eksportert til Sture-terminalen. Rik gass vil bli eksportert via SAGErørledningssystem til St. Fergus. Planlagt produksjonsstart er 4. kvartal 25 med en forventet produksjonsperiode på ca. 20 år. For detaljert informasjon om Edvard Grieg vises det til Plan for Utbygging og Drift (PUD) som ble godkjent i Stortinget Denne søknaden omfatter planlagt kjemikalieforbruk og forventede utslipp til luft og sjø knyttet til drift av Edvard Grieg-feltet, samt en beskrivelse av den planlagte beredskapen på feltet. Det er vurdert at de planlagte utslippene i produksjonsperioden ikke medfører miljøkonsekvenser av betydning. En oversikt over maksimale årlige utslipp til luft er vist i Tabell 1-1. For ytterligere detaljer vises det til kapittel 6. Tabell 1-1 Estimerte maksimale årlige utslipp til luft fra Edvard Grieg. Kilde CO 2 (tonn) NO x (tonn) CH 4 (tonn) nmvoc (tonn) SO x (tonn) Forbrenning av gass ,1 13,0 - Forbrenning av diesel ,6 12,1 Fakling ,1 1,5 - Diffuse utslipp og kaldventilering ,2 10,2 - Totalt ,4 25,3 12,1 De omsøkte kjemikaliene, som er valgt for å ivareta produksjon og miljø på en best mulig måte, er kategorisert i henhold til Aktivitetsforskriften 63. Forventet årlig forbruk, injeksjon og utslipp til sjø er vist i Tabell 1-2. Kjemikalier i lukket system vil ikke gå som utslipp til sjø og omfatter hydraulikkoljer, korrosjonshemmer til varmemediet og biocid til diesel. Ingen av disse kjemikaliene har et forventet forbruk som overstiger 3000 kg/år. HOCNF er tilgjengelig for all kjemikaliene. For detaljert beskrivelse vises det til kapittel 5. Side 6 av 81

7 Tabell 1-2 Omsøkte mengder kjemikalier (kg) for årlig forbruk, utslipp og injeksjon fordelt på bruksområde og kjemikaliekategoriene grønn, gul/gul Y1, gul Y2, rød. Det er utarbeidet miljørisikoanalyse og beredskapsanalyse som dekker driftsfasen for feltet. Basert på anbefalingene i beredskapsanalysen er Lundin Norway AS forslag til havgående beredskap som følger: - Første system innen 8 timer - Fullt utbygd barriere innen 25 timer. Akutt forurensning skal detekteres raskest mulig og senest innen tre timer. Kravet ivaretas av fjernmålingsregimet på plattformen. Side 7 av 81

8 Innledning 2.1 Avgrensning av søknad Denne søknaden omhandler utslipp knyttet til førstegangsoppstart og drift av Edvard Grieg-plattformen. Øvrige søknader i forbindelse med utbyggingen av Edvard Grieg-feltet omfatter: Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for boring og komplettering av produksjonsbrønner i PL 338 på Edvard Grieg-feltet, ref. [1] Søknad om tillatelse til bruk og utslipp av kjemikalier ved installasjon av stålunderstellet til Edvard Grieg, ref. [2] Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven vedrørende ferdigstilling og utprøving av Edvard Grieg-installasjonen, ref.[3] Søknad om tillatelse til injeksjon og utslipp av naturlig forekommende radioaktive stoffer fra Edvard Grieg-installasjonen i driftsfasen, ref. [4] Søknad om tillatelse til kvotepliktige utslipp på Edvard Grieg-feltet gjeldende for produksjonsboring - Safe Boreas (flotell) ferdigstilling og uttesting av Edvard Grieg-plattformen - driftsfase Både søknad om tillatelse til kvotepliktige utslipp for driftsfasen og søknad om tillatelse til injeksjon og utslipp av naturlig forekommende radioaktive stoffer oversendes myndighetene samtidig med denne søknaden. Statoil er operatør for utbygging av eksportrørledningene fra Edvard Grieg og har utarbeidet følgende søknader, som er oversendt Miljødirektoratet: Edvard Grieg gasseksportrørledning Søknad om tillatelse til utslipp fra klargjøring for drift (RFO), ref. [5] Edvard Grieg oljeeksportrørledning Søknad om tillatelse til utslipp fra klargjøring for drift (RFO), ref. [6] Tidsplanen for implementering av kraft fra land, som også omhandler områdeløsning for Edvard Grieg installasjonen, er omtalt i PUD for Johan Sverdrup utbyggingsfase 1. Implikasjonene for utslipp ved en oppkobling av Edvard Grieg er ikke avklart og derfor ikke behandlet i denne søknaden. 2.2 Rammer for aktiviteten Det fremgår ingen restriksjoner til aktiviteten i lisensbrev eller i myndighetenes godkjenning av Plan for Utbygging og Drift (PUD) fremmet i statsråd og godkjent i Stortinget , ref. [7]. Det foreligger ingen vesentlige endringer i forhold til konsekvensutredningen, ref. [8]. Produksjonslisens PL 338 omfattes av forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak, ref. [9]. Det foreligger ingen lisensspesifikke eller områderelaterte restriksjoner i forvaltningsplanen, som kan knyttes til Edvard Grieg-feltet. Side 8 av 81

9 Feltbeskrivelse 3.1 Beliggenhet og lisensforhold Edvard Grieg-feltet er lokalisert i blokk 16/1 i midtre del av Nordsjøen og omfattes av produksjonslisens PL 338. Avstanden til produserende felt i området er om lag 40 km til Grane i nordøst og 57 km til Sleipner i sørvest. Vanndypet på plattformlokasjonen er 109 meter. Eierandelene for Edvard Grieg-feltet er vist i Tabell 3-1. Det er Lundin Norway AS som er operatør for feltet. Kart over midtre del av Nordsjøen med plassering av Edvard Grieg er vist i Figur 3-1. Tabell 3-1 Rettighetshavere i Edvard Grieg. Rettighetshavere Eierandel, % Lundin Norway AS 50 OMV (Norge) AS 20 Statoil Petroleum AS 15 Wintershall Norge AS 15 Side 9 av 81

10 Figur 3-1 Oversiktskart med Edvard Grieg. 3.2 Utbyggingsløsning og produksjonsperiode Edvard Grieg-feltet vil bli bygget ut med en bunnfast plattform med moduler for hoveddekk, prosess, hjelpesystem og boligkvarter og fakkel. Figur 3-2 viser en skisse av Edvard Grieg-plattformen. Plattformen vil produsere stabilisert olje og rik-gass fra Edvard Grieg-feltet med framtidig tilknytting av Ivar Aasen og mulige satellitter i PL 338 og tilstøtende områder. Side 10 av 81

11 Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for Figur 3-2 Oversikt over modulene på Edvard Grieg. Stabilisert olje er planlagt eksportertt fra Edvard Grieg i en ny 28" rørledning fram til Grane oljerør og deretter inn til Sture-terminalen. Rikgass vil bli eksport i en ny 16" rørledning til SAGE-systemett (Scottish Area Gas Evacuation) i britisk sektor til St. Fergus. Planlagt produksjonsstart er 4. kvartal 25 med en forventet produksjonsperiode på ca. 20 år. Figur r 3-3 viser en skisse av Edvard Grieg-plattformen boreriggen Rowan med infrastruktur. Produksjonsbrønnene vil bli boret og komplettert av den oppjekkbare Viking. Side 111 av 81

12 Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for Figur 3-3 Edvard Grieg-plattformen med infrastruktur. Første fase i utbyggingen av Edvardd Grieg omfatter: Plattform med bunnfast stålunderstell, prosessanleggg og boligkvarter 28" oljeeksportrørledning tilknyttet Grane oljerørledning til Sture-terminalenn 16" gasseksportrørledning tilknyttet SAGE-systemett til St. Fergus Kommunikasjonskabel til Sleipner En samordnet utbyggingg med Ivar Aasen-prosjek ktet medfører at Edvard Grieg-plattfoG ormen vil motta hydrokarboner fra Ivar Aasen-plattformen. Forventet oppstart av flerfasetransport fraa Ivar Aasen til Edvard Grieg er stipulert til 4.kvartal 26. Samordningen utløser behov for oppdatering av utslippstillatelsen for drift av Edvard Grieg-feltet før oppstart av Ivar Aasen. 3.3 Reserverr og reservoar Edvard Grieg-feltet er lokalisert på den sørvestlige delen av Haugalandshøyden og omfatter Luno og Tellusfunnene. Reservoaret er påvist på om lag 1900 meter og består i hovedsak av sandstein og konglomerat. Trykk og temperatur i reservoaret err henholdsviss 190 bar og 80 C. Reservoaret er karakterisert med et relativt lavt gass/olje-forhold tilsvarende Sm 3 gass/ Sm 3 olje. Utvinnbare reserver på Edvard Grieg- feltet er estimert til 25,6 MSm 3 olje og 2,8 GSm 3 gass. Side 12 av 81

13 Boring og brønnoperasjoner Edvard Grieg-feltet er i første omgang planlagt bygget ut med 15 brønner, som omfatter 11 produksjonsbrønner og fire injeksjonsbrønner. Av de 11 produksjonsbrønnene er det planlagt 9 horisontale og to vinklede oljeprodusenter. Borekampanjen, som omfatter et forborings- og et hovedboreprogram, gjennomføres med den oppjekkbare boreriggen Rowan Viking. Forboringsprogrammet er planlagt utført før installasjon av plattform-modulene for prosessanlegg og boligkvarter våren 25. Deretter fortsetter borekampanjen i en periode på to år fram til oktober 27. Figur 3-4 viser Rowan Viking på lokasjon ved plattformunderstellet. Figur 3-4 Rowan Viking og plattformunderstellet til Edvard Grieg. Produksjonsboringen gjennomføres i henhold til tillatelsen etter forurensningsloven til boring og komplettering av produksjonsbrønner på Edvard Grieg, ref.[1]. 3.5 Systembeskrivelse Oversikt over hovedprosessene på Edvard Grieg er vist i Vedlegg Prosessanlegget omfatter følgende hovedsystemer: Tørre brønnhoder og manifold Separasjon av brønnstrømmen Gass rekompresjon Gasseksport Oljeeksport Side 13 av 81

14 Støtte- og hjelpesystemer inkluderer systemer for: Kraftgenerering Fakling og ventilering Produsert vann Kjemikalieinjeksjon Dreneringsanlegg Sjøvannsinntak, kjøling og brannvann Ferskvannsgenerering Kjemikalieinjeksjon Lagertanker for diesel og kjemikalier HVAC Brønnsystemet Edvard Grieg-plattformen er designet for totalt 20 brønner. Første fase av feltutbyggingen omfatter til sammen 15 brønner, hvorav 11 produksjonsbrønner og fire vanninjektorer. Fem brønnslisser er avsatt til å kunne dekke mulig framtidig behov for nye brønner fra feltet. I brønnsystemet inngår tørre brønnhoder, manifolder, tilkoblinger til brønnopprenskningssystem og produksjonsrør. Alle produksjonsbrønnene er designet for injeksjon av avleiringshemmer. Alle brønnene er utstyrt med injeksjonspunkt for hydrathemmer. Prinsippet for design av brønnene er høy produksjon av olje og gass samtidig med lavest mulig produksjon av vann. Plasseringen av produksjonsbrønnene er derfor optimalisert med tanke på lang avstand til både oljevann-kontakten og vanninjeksjonsbrønnene. Strategien for vanninjeksjonsbrønnene er å unngå perforering av høypermeable soner, slik at vanngjennombruddet fra disse sonene til produsentene blir utsatt i tid. Det er implementert mulighet for sonekontroll i injeksjonsbrønnene som et ytterligere ledd i å forsinke et tidlig vanngjennombrudd og samtidig øke den vertikale fortrengingen Separasjon av brønnstrømmen Prosessanlegget på Edvard Grieg har en designkapasitet (når EG produserer alene) tilsvarende: Olje Sm 3 / sd Gass - 2,5 M Sm 3 / sd Produsert vann Sm 3 / sd Installasjonen er designet for økt produksjon ved mottak av brønnstrøm fra Ivar Aasen og tilknytning av nye funn. Maksimal kapasitet for vanninjeksjon på plattformen er Sm 3 / sd. Edvard Grieg har en standard 3-trinnsprosess som skiller olje, gass og vann, samt både lav og høytrykks kompresjon. Brønnstrømmen ledes til separasjonsanlegget for stabilisering av olje, gass og produsert vann. Separasjonsanlegget består av to parallelle systemer med en primær og en sekundær innløpsseparator. Dette fordi produsert vann fra henholdsvis Luno- og Tellus-funnet ikke kan blandes uten risiko for utfelling av tungt løselige salter. Innløpsseparatorene har stor fleksibilitet med hensyn til å ivareta variasjoner i olje- og vannmengder og er utstyrt med sandspylingsmuligheter. Side 14 av 81

15 Separasjonssystemet omfatter en tre-trinns separasjon med etterfølgende behandling i elektrostatisk vannutskiller. Hovedkomponentene i separasjonssystemet består av to parallelle innløpsseparatorer (primær og sekundær), andre-trinns separator, tredje-trinns separator og elektrostatisk vannutskiller. Ved hjelp av innløpsseparatorene og andre-trinns separator gjennomføres en tre-fase separasjon av olje, gass og bulkmengden av produsert vann. Tredje-trinns separator omfatter to-fase separasjon av gass og produsert vann. Operasjonstrykket i de tre separasjonstrinnene er henholdsvis 20, 5 og 1 barg. Etter separering ledes stabilisert olje til oljeeksportsystemet og gass til eksportkompressor eller alternativt til rekompressor ved lavt gasstrykk. Produsert vann fra separatorene (oljeinnhold på maksimalt 1000 vol ppm) ledes til hydrosyklonene for videre vannbehandling. Vann fra elektrostatisk vannutskiller resirkuleres til oppstrøms andre-trinns separator. Emulsjonsbryter vil kunne tilsettes oppstrøms førstetrinns- og test-separator. Ved behov fjernes sand fra innløpsseparatorene, testseparator og væskeutskiller for lavtrykksfakkel ved hjelp av høytrykksspyling med vann. Etter sandutskilling ledes vann til avgassingstank for produsert vann. Sand fra jetteprosessen lagres midlertidig i sandbinge før transport til land for behandling som farlig avfall. I utgangspunktet er det ikke forventet sand i produksjonsstrømmen. Brønnene er for øvrig designet med sandskjermer Produsert vann Utbyggingsløsningen omfatter kontinuerlig reinjeksjon av produsert vann i reservoarene og minimaliserer utslipp av olje, løste komponenter og produksjonskjemikalier til sjø. Reinjeksjon av produsert vann i reservoaret er vurdert som beste tilgjengelig teknikk (BAT) for Edvard Grieg-plattformen. Etter separasjon av brønnstrømmen ledes produsert vann fra separatorene og elektrostatisk vannutskiller til behandlingsanlegget for produsert vann. Hensikten med behandlingsanlegget er å redusere oljeinnholdet i produsert vann før reinjeksjon i reservoarene og for å ivareta kravet til utslipp til sjø ved eventuelle driftsforstyrrelser i reinjeksjonssystemet. Injeksjonsvolumet for tilstrekkelig trykkstøtte er større enn vannproduksjonen. Sjøvann vil derfor bli benyttet som supplementært injeksjonsvann. Reinjeksjonssystemet er designet for stor grad av fleksibilitet og høy regularitet. Vannbehandlingen av produsert vann skjer i to separate tog som omfatter hydrosykloner og avgassingstank med avskummerenhet. Oljeinnholdet reduseres til et så lavt som praktisk mulig nivå med et mål om lavere enn 15 mg/ liter. Avskummet olje ledes tilbake til væskeutløpet i væskeutskiller for lavtrykksfakkel og deretter til tredje-trinns separator. I tidlig fase med lite vannproduksjon vil det være vanskelig å få vannrenseprosessen til å fungere optimalt. Av den grunn er estimater for årlig mengde olje fra produsert vann utført på basis av en konsentrasjon på inntil 30 ppm olje i vann, ref. kapittel 5.1. Behovet for to separate tog skyldes at vann produseres fra to ulike reservoarer og som ved blanding vil resultere i utfelling og dannelse av avleiringer. Vannbehandlingssystemet for produsert vann fra Luno-funnet vil motta vann fra første-trinns primær separator, andre-trinns separator, elektrostatisk vannutskiller og testseparator. Vannbehandlingssystemet for produsert vann fra Tellus-funnet vil motta vann fra første-trinns sekundær separator. Vannbehandlingssystemet er designet for en kapasitet på Sm 3 /sd. Designraten for produsertvann fra Tellus-funnet og øvrige tilknytninger er 7000 Sm 3 /sd. Side 15 av 81

16 Dispergert olje måles med direktekoblet olje i vann-analysator plassert ved væskeutløpet til begge avgassingstankene for produsert vann. Manuelle prøvetakingspunkter er lokalisert ved inn- og utløpet på hydrosyklonene og ved utløpet på avgassingstankene. Det er kort avstand mellom analysatorer og uttak for manuell prøvetaking for analyse. Manuell prøvetaking vil bli benyttet til verifisering av målenøyaktigheten til analysatorene og ved eventuelt behov for feilsøking. Det er tilrettelagt for kjemikalieinjeksjon av biocid og avleiringshemmer oppstrøms primær og sekundær avgassingstank for produsert vann ved behov Åpent avløp Systemet for åpent avløp er designet for å samle regnvann, brannvann, vaskevann, spill av væsker fra dekkog spillkantområder samt fra dryppskåler på utstyr. Dette for å hindre spredning av brennbare væsker og utslipp av ubehandlet vann til sjø. Brannvann fra overrislingsanlegg rutes direkte til sjø enten via overløpsrør fra dreneringsbokser eller væskelåser. Det er etablert dedikerte oppsamlingstanker for avløpsvann fra henholdsvis farlige og ikke-farlige områder. Oppsamlet væske pumpes videre til vannbehandlingspakken for åpent avløp. Oppsamlingssystemet er designet for å ivareta maksimale laster for regnvann, brannvann eller vaskevann. Systemet sikrer gjenvinning av hydrokarbonspill slik at kun behandlet vann ledes til sjø. Avløp fra ikke-forurensede områder ledes direkte til sjø. Vannbehandlingspakken for åpent avløp omfatter kompakt flotasjonsenhet (CFU) med etterfølgende absorbsjonsfilter for økt virkningsgrad (2 100 % konfigurasjon) og er dimensjonert for en maksimal strømningsrate på inntil 20 m 3 /time. Målsettingen er å redusere olje i vann til 15 ppm eller lavere før utslipp til sjø. Utseparert olje ledes til væskeutløpet fra væskeutskiller i lavtrykksfakkel og ledes videre til tredjetrinns separator for resirkulering i prosessen. Vann som passerer absorbsjonsfilteret overvåkes kontinuerlig med hensyn til oljeinnhold før utslipp til sjø. Dersom innholdet av olje overskrider 30 ppm resirkuleres vannet tilbake til oppsamlingstanken for avløpsvann for gjentatt vannbehandling inntil spesifikasjonen oppnås Kjemikalieinjeksjon Kjemikalieinjeksjonssystemet sørger for dosering av kjemikalier i definerte prosess og hjelpesystemer. Systemet består av en kjemikalieinjeksjonspakke og en separat injeksjonspakke for hydrathemmer (monoetylenglykol, MEG). Kjemikalieinjeksjon omfatter 8 ulike kjemikalier med dedikerte lagertanker med tilkopling for fylling fra transporttanker. Tilkoblingspunktet for transporttankene er lokalisert over lagertankene for å sikre drenering av rør og fleksible slanger uten bruk av overføringspumper. Alle lagertankene er utstyrt med overløps- /dreneringsarrangement til en spilltank for kjemikalier. Kjemikaliene ledes fra lagertankene via et injeksjonspanel til det aktuelle injeksjonspunktet. Eventuelt spill vil bli overført til transporttank for transport til land. MEG-systemet består av et separat lagrings- og injeksjonssystem med en dekkmontert lagertank på 50 m 3. MEG kan tilsettes ved oppstart og avstenging av brønner og i visse injeksjonspunkter, eksempelvis oppstrøms varmeveksler for gass. Det er ikke planlagt for kontinuerlig bruk av hydrathemmer. Side 16 av 81

17 Sanitærvann Sanitærvannsystemet samler og leder avløp fra boligkvarter og modul for hjelpesystemer til sjø på kontinuerlig basis. Kloakk og oppmalt matavfall går i felles avløp til sjø uten behandling. Utslippspunktet er plassert 11 meter under havoverflaten på motsatt side av plattformens sjøvannsinntak. Studier viser at det er lav risiko for kontaminering av sjøvannsinntaket, ref. [10] Kraftgenerering og overføringssystem Elektrisk kraftproduksjon vil skje ved bruk av to energieffektive dual-fuel gassturbiner type GE LM G4 DLE med lave utslipp av NO X og CO (lav-no X ). Ved oppstart og under unormal drift vil turbinene kunne benytte diesel som drivstoff. Ved normal drift genereres kraft ved bruk av tørket gass fra prosessanlegget. Begge generatorsettene kan levere ca. 30 MW elektrisk kraft og opp til 22 MW varme ved maksimal nominell last. Gassturbinene er utstyrt for gjenvinning av spillvarme i eksosgassen, hvilket er tilstrekkelig for å dekke varmebehovet på Edvard Grieg. Hovedgeneratorene er tilkoblet et 11kV høyspenningsbryteranlegg med tilhørende 690/400/230V lavspenningsanlegg for distribusjon av kraft til prosess- og hjelpesystemer, samt boligkvarter. I den initielle produksjonsfasen med produksjon kun fra Edvard Grieg-feltet, er det kun behov for drift av èn gassturbingenerator for å dekke kraft- og varmebehovet på Edvard Grieg-plattformen. Det er først ved oppstart av Ivar Aasen-feltet (estimert oktober 26) at begge gassturbingeneratorene benyttes samtidig for å kunne generere tilstrekkelig med kraft til begge plattformene. Kraftdistribusjon til Ivar Aasen og en framtidig installasjon er planlagt utført fra Edvard Griegs høyspenningsbryteranlegg (11kV) via en transformator tilkoplet plattformens gassisolerte høyspenningsbryteranlegg for videre distribusjon via vekselstrøm sjøkabler (110kV). Edvard Grieg er forberedt til å motta og benytte framtidig kraft fra land via en likestrømskabel fra et annet offshore fordelingspunkt. Med dagens design vil kraft fra land i kombinasjon med moderat last på en av gassturbinene gi redundant kraft og varme til Edvard Grieg og Ivar Aasen. Hovedforbrukerne av kraft på Edvard Grieg-plattformen er gasskompresjon, vanninjeksjon og oljeeksport. Blant disse inngår til sammen 7 elektrisk drevne kompressorer og pumper, som er utstyrt med turtallsregulerte motorer (VSD) for styring og kontroll av trykk og strømning i prosessen. Ved eventuelt bortfall av hovedkraft startes automatisk en nødgenerator for levering av kraft til sikkerhetsfunksjoner. Nødsystemet er designet for å kunne gjenopprette normal drift. Ved tap av hovedkraft vil også en essensiell generator starte automatisk for levering av kraft til essensielle forbrukere Fakkel og ventilering Fakkel- og ventileringssystemene er nødvendig for gjenvinning og sikker avhending av hydrokarbongass fra trykkavlastning og avlufting fra de ulike prosessystemene. Fakkelsystemet beskytter prosessutstyr mot overtrykking og sikrer integriteten til installasjonen ved en eventuell brann. Kortfattet omfatter fakkelsystemet: Lukket høytrykksfakkel med gjenvinning til prosessen Lavtrykksfakkel uten kontinuerlige kilder til luft Side 17 av 81

18 Fakkelsystemet består av høytrykksfakkel (HP flare), lavtrykksfakkel (LP flare) og atmosfærisk ventilasjon. Samlerørene for lukket avløp er integrert med lavtrykksfakkelsystemet ved kobling mot væskeutskiller for lavtrykksfakkel. Formålet med lukket avløp er å sikre oppsamling av hydrokarboner fra hovedprosessen og samlerør for sikker avhending. Hensikten med det atmosfæriske ventilasjonssystemet er oppsamling av hydrokarboner fra henholdsvis kontinuerlige kilder og vedlikeholdsaktiviteter og avgi gassen til et sikkert område. Høytrykk- og lavtrykksystemet omfatter en væskeutskiller for fakkel, målesystem, fakkelbrenner og felles tenningssystem. Høytrykksfakkelsystemet er et lukket gassgjenvinningssystem designet for å minimalisere utslipp til luft. Ved normal drift er fakkelsystemet isolert fra brenneren ved hjelp av en spesielt hurtig åpningsventil (FOV) med en sprengplate i parallell i tilfelle feil av FOV. Det er samsvar mellom trykket i høytrykkssystemet og tredjetrinns separator (1 barg) slik at lekkasjer, mindre utslipp og avløp til høytrykksfakkel blir gjenvunnet og ledet til tredje-trinns separator. Den hurtigvirkende ventilen (FOV) åpner automatisk ved høy-høyt trykk i høytrykksfakkel og frigir gass til brenneren. Høytrykksfakkelen tennes ved åpning av hurtigvirkende ventil, brudd i sprengplate eller dersom strømningsmengden gjennom målepakken overskrider en viss mengde. Lavtrykksfakkelsystemet er åpent mot atmosfæren på grunn av at kildene er sensitive til mottrykk. Ved normal drift forventes det ingen kontinuerlige kilder av hydrokarbongass. Normalt trykk i lavtrykkfakkelsystemet er atmosfærisk trykk og fakkelbrenneren er normalt slukket. Tenning av lavtrykksfakkel vil kunne skje dersom strømningsmengden i målepakken er høy. I forbindelse med vedlikehold benyttes væskeutskilleren for lavtrykksfakkel som dreneringstank for lukket avløp. Drenering gjennomføres via dedikert samlerør for lukket avløp til væskeutskilleren for lavtrykksfakkel. Alt utstyr lokalisert på en høyere elevasjon enn væskeutskilleren vil bli drenert ved hjelp av naturlig fall. Andre utstyrsenheter dreneres ved tilførsel av nitrogen, eksempelvis pumper i høy- og lavtrykkssystemet, samt overføringspumper for produsert vann. Væsker fra både høytrykk- og lavtrykksystemene resirkuleres til tredje-trinns separator ved hjelp av % pumper for henholdsvis lavtrykk- og høytrykk væskeutskiller. I det atmosfæriske ventilasjonssystemet ledes gass til et spesifikt utslippspunkt halvveis opp fakkelstakken. Samlerøret opererer ved atmosfærisk trykk med et maksimalt mottrykk på 0,07 barg ved hver kilde (atmosfæriske tanker, kompressortetninger, mm). Alle samlerør faller mot et lavpunkt avløp som ledes til lagertank for åpent avløp. Denne tanken spyles kontinuerlig med nitrogengass og har ventilasjonsrør koblet til det atmosfæriske ventilasjonssystemet Gasskompresjon Rekompresjonssystemet består av to kompressortrinn, som komprimerer all assosiert gass fra andre-trinn og tredje-trinns separator, samt test-separator i tilfelle lavtrykksmodus, til 20 barg. Denne løsningen muliggjør innblanding med gass fra henholdsvis primær og sekundær innløpsseparator, samt gass fra testseparatoren. Systemet vil i tillegg komprimere gjenvunnet gass fra væskeutskiller for høytrykksfakkel. I første kompressortrinn komprimeres gass til 5 barg og videre til 20 barg i kompressortrinn nummer to. Hvert trinn består av en dedikert sugekjøler, en væskeutskiller på inntakssiden og en kompressor. Væske fra væskeutskilleren ledes tilbake til tredje-trinn separator for gjenvinning i prosessen. Side 18 av 81

19 Kompressorene er montert på en felles aksel som drives av en elektrisk motor med variabel hastighetskontroll (VSD) Eksportløsninger Eksport av olje er planlagt i en ny rørledning (Edvard Grieg Oil Pipeline) knyttet til Grane oljerør for ilandføring på Stureterminalen. Gasseksport vil skje i en ny gasseksportrørledning (Utsira High Gas Pipeline) knyttet opp mot gassrørledningssystemet SAGE i britisk sektor. I oljeeksportsystemet økes trykket med trykkøkningspumper og måling gjennomføres før eksport ved hjelp av eksportpumpene. Designkapasiteten for oljeeksportsystemet er Sm 3 /d. Normalt eksporttrykk er barg. I gasseksportsystemet komprimeres gass fra primær og sekundær innløpsseparator, testseparator og gass fra rekompressorene til et normalt eksporttrykk på barg. Eksportsystemet er utstyrt med fiskalmåler og avsendersluse for piggeoperasjoner. Gassen komprimeres i to trinn ved hjelp av første og andre-trinns eksportkompressor. Begge eksportkompressortrinnene har felles aksling med variabel hastighetskontroll (VSD) for optimalisering av driftstrykket nedstrøms kompressorene. Gassen fra første-trinns eksportkompressor tørkes i TEG-ekstraksjonstårn for å møte vann-duggpunkts spesifikasjonen for eksport. Deretter kjøles gassen i en varmeveksler før eksport Sjøvann for kjøling og injeksjon Systemet er designet for levering av sjøvann til direkte prosesskjøling, klimaanlegg, ferskvannsgenerator, og ulike forbrukere i hjelpesystemet, samt injeksjon. En delstrøm av sjøvannet vil bli behandlet i en sulfatreduksjonsenhet (SRU) for anvendelse som injeksjonsvann for trykkstøtte i Tellus-reservoaret. Dette fordi ubehandlet sjøvann ikke er kompatibelt med formasjonsvannet fra Tellus-reservoaret. Sjøvannsystemet består av løftepumper (2 100 %) og essensiell løftepumpe (1 100 %), samt en pumpe som til enhver tid opprettholder trykket i ringledningen for brannvann. Alle sjøvannsløftepumpene har en kjølekrets, som er fylt med en 50/50-blanding av monoetylenglykol og de-mineralisert vann. Sjøvannsinntaket er på 41 meters dyp for å oppnå en innløpstemperatur på maksimalt 10 C og for å minimalisere inntak av biologiske organismer. Sjøvannet filtreres i grovfilter og tilsettes natriumhypokloritt på kontinuerlig basis for å hindre begroing. Hypokloritt (0,7-1 % løsning) genereres i en elektroklorineringsenhet ved elektrolyse av sjøvann som injiseres nær løftepumpene. Deretter ledes sjøvannet i fordelingsrør til kjølere og andre essensielle forbrukere. Etter bruk ledes sjøvann i et retursamlerør til dumpebrønnen for utslipp til sjø på 16 meters dyp. Sjøvannsystemet er utstyrt med prøvetakingspunkt for måling av hypoklorittkonsentrasjonen. Videre er dumpebrønnen utstyrt med en analysator for påvisning av hydrokarbonlekkasjer. Formålet med SRU-enheten er å redusere konsentrasjonen av sulfat i sjøvann til injeksjonsformål i Tellusreservoaret. Dette for å hindre dannelse av sulfatavleiringer ved innblanding av formasjonsvann og kontakt med reservoaret. Sulfatfjerningsenhetens designkapasitet for generering av sulfatredusert sjøvann er Sm 3 /sd. Side 19 av 81

20 I SRU-enheten behandles sjøvann i membranpakker for henholdsvis partikkelfjerning og fjerning av sulfat. Sulfatinnholdet i behandlet sjøvann er lavere enn 30 ppm før vanninjeksjon. For opprettholdelse av SRU-membranenes funksjoner er det krav om bruk av leverandørgodkjente kjemikalier som avleiringshemmer, biocid og rengjøringskjemikalier. Disse kjemikaliene følger væskestrømmen med oppkonsentrert sulfat og ledes som utslipp til sjø. 3.6 Beste tilgjengelige teknikker (BAT) I alle faser av utbyggingsprosjektet har BAT vært et bærende prinsipp for vurdering og valg av tekniske løsninger på Edvard Grieg, ref. [11]. Valgte løsninger vurdert som BAT for Edvard Grieg omfatter: Kraftgenerering Gassturbiner med gjenvinning av termisk energi fra eksos, som dekker varmebehovet i produksjonsprosessen og oppvarming av boligkvarter, medfører en total virkningsgrad opp mot 60 % avhengig av relativ last for kraft og varme. Turbinene er utstyrt med lav- NO X teknologi som reduserer utslipp av nitrogenoksider til luft. Plattformen er videre forberedt for oppkobling til et "kraft fra land"-anlegg. Energistyring Prosessoptimalisering gjennom korrekt dimensjonering av kraftkrevende utstyr, implementering av turtallsregulering på kompressorer, vanninjeksjons- og eksportkompressorer, optimalisering av ekstraksjonspunkt og temperatur for brenngass til turbinene, samt overvåking- og kontrollsystemer for å sikre høy effektivitet og lavt energiforbruk. Fakkel og ventilering Design for fakkel omfatter et lukket høytrykk- og et åpent lavtrykk-system. Kilder til gass fra trykksatte systemer blir gjenvunnet i høytrykksfakkel og ledet tilbake til prosessanlegget. All gass fra produsert vann og glykol regenerering vil gjenvinnes i høytrykksfakkel. Lavtrykksfakkel er åpent mot atmosfæren på grunn av at det ikke er kontinuerlig kilder til gass. Det er kun forventet neglisjerbare gasslekkasjer. Gjenvinning av denne gassen er vurdert uaktuell på grunn av økt netto utslipp til luft fra generering av kraft til kompressor. Produsert vann Primærløsningen for håndtering av produsert vann er reinjeksjon i reservoaret. Det er segregerte systemer for håndtering av vann fra henholdsvis Edvard Grieg-reservoaret og fra tie-in kandidater, hvilket bidrar til høy fleksibilitet med hensyn til reinjeksjon. Vannbehandlingen omfatter et hydrosyklon-trinn og etterfølgende avgassingstank med målsetning om å oppnå mindre enn 15 ppm olje i vann ved optimalisering av prosessen i driftsfasen. Drenering Dreneringssystemet er segregert med dedikerte oppsamlingstanker for avløpsvann fra henholdsvis eksplosjons- og ikke-eksplosjonsfarlige områder. Oppsamlet vann ledes til behandling i kompakt flotasjonsenheter (CFU) med etterfølgende poleringstrinn med absorbsjonsfilter for fjerning av hydrokarboner, fenoler og BTEX-komponenter. Oljeinnholdet overvåkes kontinuerlig før utslipp til sjø. Dersom innholdet av olje overskrider 30 ppm resirkuleres vannet tilbake til oppsamlingstanken for avløpsvann for gjentatt vannbehandling inntil spesifikasjonen oppnås. Ambisjonen er å redusere oljeinnholdet til et så lavt nivå som mulig før utslipp til sjø. Side 20 av 81

21 Kjemikalier Prosessanlegget er designet for å minimalisere forbruket av kjemikalier. Det er forventet at materialvalg i prosessanlegg og rørsystemer medfører redusert forbruk av korrosjonshemmer, at systemet med to parallelle innløpsseparatorer og segregerte systemer for håndtering av produsert vann minimerer bruk av avleiringshemmer, og at kontinuerlig injeksjon av hydrathemmer unngås med tørre brønnhoder på plattformen. Side 21 av 81

22 Fysiske forhold og biologiske ressurser Edvard Grieg-feltet er lokalisert i den midtre delen av Nordsjøen på vestlig del av Nordsjøplatået. Nedenfor er det gitt en kort beskrivelse av fysiske forhold ved Edvard Grieg-feltet. For ytterligere informasjon vises det til Forvaltningsplan for Nordsjøen, ref. [9], Arealrapport Nordsjøen, ref. [12] og konsekvensutredningen for Edvard Grieg (Luno), ref. [8]. 4.1 Vanndybde og bunnforhold Nordsjøen er et svært grunt havområde hvor to tredjedeler er grunnere enn 100 meter. Den sørlige delen av Nordsjøen har i all hovedsak dyp på mindre enn 50 meter. I nordlige deler er det et dyp på om lag 300 meter. Unntaket er den om lag 800 km lange Norskerenna, som kan ha dybder på over 700 meter. Havdypet på lokasjonen til Edvard Grieg-feltet er på 109 meter. Dybdeforholdene er viktige for sirkulasjon av vannmassene. Dette fordi topografien i stor grad bestemmer bevegelsen til vannmassene. Nordsjøen er generelt dekket av et tykt sedimentlag av sand, skjellsand og grus på grunt vann, samt mudder i de dypere områdene, ref. [12]. Den gjennomførte grunnlagsundersøkelsen på Edvard Grieg-feltet, ref. [13], viser at sedimentet i all hovedsak består av fin sand eller veldig fin sand med enkelte innslag av silt og leire. Undersøkelser av THC og metaller i sedimentene viser ingen forhøyede verdier, og konsentrasjonene er på tilsvarende nivå som ved andre regionale stasjoner i området. 4.2 Vind og strømforhold, temperatur og salinitet Nordsjøen og Skagerak er møtested for atlanterhavsvann og ferskvann fra tilgrensende landområder og fra Østersjøen. De viktigste årsakene til variasjoner i vannmassene er endringer i innstrømming av atlantisk vann, vindforhold, varmeutveksling med atmosfæren og ferskvannstilførsel. Vannmassene i Nordsjøen strømmer hovedsakelig mot klokken. Vann-massene går via Skagerrak og fortsetter nordover som en del av den norske kyststrømmen. Om vinteren er det god vertikalblanding i de fleste delene av området, og forskjellen mellom vannlagene er liten. Om sommeren skaper oppvarming av de øvre vannlagene et tydelig temperatursjikt på meters dyp. Variasjoner i strømbildet har stor betydning for økosystemet i Nordsjøen, ref. [12]. På Edvard Grieg-feltet domineres strømforholdene av en sørøstlig retning på vannmassene. Strømhastigheten er i størrelsesorden 0,1 0,3 m/s og er tilnærmet den samme gjennom vannsøylen. Årlig gjennomsnittstemperatur i sjøoverflaten er 10 C. Vindhastigheten er relativt jevnt fordelt over nordlig, vestlig til sørøstlig retning. Gjennomsnittlig vindhastighet i vintermånedene januar/februar er m/s, og i sommermånedene juli/august 5 6 m/s. Årlig gjennomsnitt for vindhastigheten ligger på 9 m/s, ref. [14]. Side 22 av 81

23 Biologiske ressurser Nedenfor er det gitt en kort oppsummering av biologiske forhold knyttet til Edvard Grieg-feltet. Ytterligere informasjon om biologiske ressurser i influensområdet er beskrevet i forvaltningsplanen for Nordsjøen og i konsekvensutredningen for Edvard Grieg-feltet. 4.4 Bunndyrsamfunn Utbredelsen av bentiske arter er knyttet til sedimentsammensetning, vanntemperatur, havdyp og tilgang på næring. Sammensetningen av virvelløse dyr i Nordsjøen viser et skille mellom en sørlig artsammensetning dominert av frittlevende organismer og en nordlige artssammensetning dominert av fastsittende bunnorganismer. Den nordlige Nordsjøen har et større bentisk artsmangfold sammenliknet med det sørlige havområdet. Biomassen er høyest nær kysten og lavere lenger ut i havet. Det ble gjennomført en grunnlagsundersøkelse på Edvard Grieg-feltet i 22 for å etablere detaljkunnskap om bunnfaunaen på Edvard Grieg-feltet, ref. [13]. De biologiske analysene vitner om en sunn uforstyrret bunnfauna. Børstemark dominerer feltet både med hensyn på andel taksa (56 %) og med hensyn til antall individer (73 %). Børstemarkene Spiophanes bombyx og Paramphinome jeffreysii er de mest tallrike artene i området. Totalt ble 250 ulike taksa identifisert. Det er ingen identifiserte forekomster av revdannende koraller eller svamper i området. Det er ikke identifisert forekomster av annen sårbar bunnfauna ved plattformlokasjonen. Habitatundersøkelser langs eksportrørledningene har heller ikke avdekket forekomst av koraller, svamper eller annen sårbar bunnfauna, ref. [15] og [16]. 4.5 Plankton I de frie vannmassene er det planteplankton som står for størsteparten av primærproduksjonen. Planteplankton i området, som omfatter grønnalger, kiselalger og dinoflagellater, har en årlig oppblomstring i henholdsvis mars-april og september-oktober. Dyreplankton er viktig som næringsgrunnlag for mange fiskearter, marine pattedyr og sjøfugl. Viktige arter er raudåte, krill og amfipoder. Tettheten av dyreplankton når vanligvis en topp like etter våroppblomstring i mai/juni og avtar utover høsten. 4.6 Fiskeressurser Nordsjøen er leveområde for en rekke økologisk og kommersielt viktige fiskebestander. De viktigste områdene for fisk i Nordsjøen ligger i nordlige deler av Nordsjøen. De sentrale delene av Nordsjøen er generelt mindre fiskerike enn lenger nord og området er preget av lav primærproduksjon. Det er en rekke viktige fiskeslag i området ved Edvard Grieg, hvorav tobis og makrell er de to viktigste. Feltet ligger om lag 80 km nord for tobisfeltet Albjørn-Ling. Tobis gyter i desember januar og makrellen gyter i mai-juli. Nordsjøtorsk gyter over større deler av Nordsjøen, inkludert i nærområdet rundt plattformlokasjonen. Gyteperioden for nordsjøtorsken er i perioden januar-april. Fiskeriaktiviteten rundt Edvard Grieg-plattformen er relativt lav sammenliknet med andre områder av Nordsjøen, eksempelvis områdene langs Norskerenna. Side 23 av 81

24 Sjøfugl Nordsjøen er et viktig beite- og oppholdsområde for en rekke ulike sjøfuglarter, men mindre enn 5 % av alle norske sjøfugl hekker i området. Den lave andelen har sammenheng med at det ikke finnes noen store fuglefjell i norsk del av Nordsjøen. Unntaket er Einevarden (vest for Vågsøy i Sogn og Fjordane), som er Norges sørligste fuglefjell. Andre viktige hekkeområder langs kysten finnes i området utenfor Karmøy og i et større område fra Utvær/Indrevær i Ytre Sula til Stadlandet. Lista og Jærstrendene er også viktige områder for kystbundne dykkende arter, som toppskarv, storskarv, ærfugl og teist. Pelagiske sjøfugl som alke, alkekonge, lomvi, krykkje, havhest kan forekomme i store ansamlinger innenfor influensområdet til Edvard Grieg. Nordsjøen er også et viktig myte- og overvintringsområde for sjøfugl. 4.8 Marine pattedyr Nordsjøen er et grunt havområde og dermed et lite egnet oppholdssted for de store hvalartene. Forekomstene av hval er betydelig større i vestlige deler av Nordsjøen sammenliknet med norsk økonomisk sone. Hvalartene som dominerer Nordsjø-området omfatter vågehval, nise og springer (kvitnos og kvitskjeving). De vanligste selartene i Nordsjøen er havert (gråsel) og steinkobbe. Unntaksvis kan det forekomme andre selarter, som for eksempel grønlandssel. Side 24 av 81

25 Planlagte utslipp til sjø Installasjonen har følgende utslippskilder til sjø: Produsert vann Kjølevann/Sjøvann Drenasjevann Sanitærvann Matavfall 5.1 Produsert vann Produsert vann består av formasjonsvann med rester av produksjonskjemikalier og hydrokarboner. Primærløsningen for håndtering av produsert vann er kontinuerlig reinjeksjon i reservoaret. Injeksjon av produsert 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 enten sjøvann eller sulfatredusert sjøvann som supplementært injeksjonsvann, ref. kapittel Oppstart av vanninjeksjonen er planlagt med sjøvann og med gradvis overgang til produsert vann etter hvert som vanninnholdet i produksjonsbrønnene øker. Siden vanninjeksjonssystemet er viktig for produksjon og for å minimalisere utslipp til sjø er det implementert fleksible løsninger for å opprettholde en høy regularitet. Vanninjeksjonspumpe nr.1 har en kapasitet på Sm 3 /sd og vanninjeksjonspumpe nr.2 har en kapasitet på Sm 3 /sd (tilsvarende kapasiteten for SRU-anlegget). Etter separasjon av brønnstrømmen ledes produsert vann til et behandlingsanlegg med hydrosykloner og avgassingstank. Forut for reinjeksjon reduseres oljeinnholdet til et så lavt som praktisk mulig nivå. Det er av vesentlig betydning å oppnå lavest mulig oljeinnhold av hensyn til utslipp til sjø ved en midlertidig feil i vanninjeksjonssystemet. Simuleringer viser høy tilgjengelighet på vanninjeksjonspumpene. I løpet av et produksjonsår vil det derfor kunne være behov for utslipp av produsert vann til sjø med varighet inntil fire døgn. Ved estimering av utslipp av olje til sjø er det imidlertid valgt en konservativ tilnærming ved å benytte en nedetid for vanninjeksjonsanlegget på 5 % av produksjonsåret. Forventet vannproduksjon er i henhold til innrapporterte data til revidert nasjonalbudsjett for 25 ([17]). Oversikt over forventet årlig vannproduksjon og tilhørende mengde olje til henholdsvis injeksjon og utslipp til sjø ved rensing til 30 ppm er vist i Tabell 5-1 og Figur 5-1. Dette på grunn av at det i tidlig produksjonsfase med lite vannproduksjon er vanskelig å få vannrenseprosessen til å fungere optimalt. Maksimal vannproduksjon er forventet i 2025 med et volum på m 3. Side 25 av 81

26 Tabell 5-1 Forventet årlig vannproduksjon, olje til injeksjon og maksimale mengder olje til injeksjon og utslipp til sjø (gitt 30 ppm olje i vann). År Produsert vann, m 3 Olje til injeksjon, tonn Olje til sjø, tonn ,1 0, ,1 0, ,0 1, ,7 3, ,4 4, ,7 5, ,1 5, ,6 5, ,5 5, ,8 5, ,3 4, ,0 4, ,6 4, ,2 4, ,7 4, ,2 4, ,1 4, ,7 3, ,8 3, ,1 2,8 Side 26 av 81

27 Figur 5-1 Utslipp og injeksjon av olje fra produsert vann - gitt 30 ppm olje i produsert vann Naturlig forekommende lavradioaktive isotoper Formasjonsvannet inneholder naturlig forekommende radioaktive isotoper. De radioaktive isotopene vil følge brønnstrømmen til prosessanlegget og normalt bli reinjisert med produsert vann, alternativt gå som utslipp til sjø dersom injeksjonsanlegget er midlertidig utilgjengelig. Søknad om tillatelse til injeksjon og utslipp av naturlig forekommende radioaktive stoffer er sendt til Statens Strålevern, ref.[4]. 5.2 Drenasjevann Avløpsvann vil bli behandlet i kompakt flotasjonsenhet med etterfølgende absorbsjonsfilter. Målsettingen er å redusere olje-i-vann til et så lavt nivå som mulig før utslipp til sjø, ref. kapittel Yteevnen på vannbehandlingsenheten vil påvirkes av sammensetningen av avløpsvannet, eksempelvis ved tilstedeværelse av vaskemidler. Under normale forhold er det ikke forventet hydrokarboner i avløpsvannet. Mengde avløpsvann avhenger av mange faktorer som utskyllingsfrekvensen og værforholdene. Et estimat for årlig oljeutslipp fra avløpsvann kan utføres når alle operasjonelle aspekter som påvirker mengde vann blir mer utviklet. Side 27 av 81

28 Kjølevann For kjøling vil det bli brukt sjøvann fra et vanninntak på 42 meters dyp. En delstrøm av sjøvannet ledes til elektroklorineringsanlegget som genererer natrium hypokloritt og hydrogen ved elektrolyse av sjøvann. Hypokloritt tilsettes kontinuerlig til kjølevannet for å hindre begroing. Konsentrasjonen av hypokloritt i kjølevannet vil typisk være mellom 0,5 2 ppm. Designraten for de to sjøvannspumpene er på m 3 /time for hver pumpe, men de forventes å gå med m 3 /time for å forsyne prosess- og hjelpesystemer. Det er estimert at 800 m 3 /time fra den forventede raten på m 3 /time vil sendes til injeksjon inn i reservoaret for trykkstøtte. Utslipp til sjø vil bli på om lag 1500 m 3 /time. Årlig generert mengde hypokloritt fra sjøvann, som doseres i kjølevann med retur til sjø, er estimert til 7-28 tonn. Innregulering av dosering og vannvolum til sjø er avgjørende for total mengde hypokloritt. Det forventes ingen miljøeffekter relatert til lave restutslipp av hypokloritt i kjølevann. Temperaturen på kjølevannsretur ved utløpet på 16 meters dyp vil være ca. 33 C. 5.4 Sanitæravløpsvann Sanitæravløpsvann vil bli sluppet ut til sjø. Estimert årlig utslipp til sjø er i størrelsesorden 45 m 3 /år basert på en bemanning på 55 personer med et antatt vannforbruk på 200 liter/dag. 5.5 Kjemikalier Kjemikaliene som skal tas i bruk på Edvard Grieg omfatter: Produksjonskjemikalier Gassbehandlingskjemikalier Hjelpekjemikalier Kjemikalier til oljeeksportstrøm Kjemikalier i lukket system De ulike produksjons-, gassbehandlings- og hjelpekjemikaliene er vurdert i henhold til Miljødirektoratets retningslinjer for kjemikalievurdering. Definerte utslippsfaktorer for enkeltkomponentene i hvert kjemikalieprodukt danner basis for estimering av mengde kjemikalier til injeksjon og utslipp til sjø. Disse utslippsfaktorene er fremkommet ved vurdering av tilgjengelig informasjon i NEMS Chemicals og oppdaterte HOCNF-data fra leverandøren. Estimater for planlagt forbruk og utslipp av de ulike kjemikaliene er vist i Vedlegg En redegjørelse for miljøvurderinger av kjemikaliene er oppsummert i Vedlegg Side 28 av 81

29 Produksjonskjemikalier Produksjonskjemikaliene på Edvard Grieg omfatter: Emulsjonsbryter Emulsjonsbryter injiseres oppstrøms separasjonssystemet for å oppnå økt separasjon av olje og vann. Emulsjonsbryter er lite vannløselig og vil i hovedsak følge oljestrømmen. Skumdemper Skumpdemper benyttes for å forhindre skumdannelse i separatorene. Skumdemper vil eventuelt bli tilsatt oppstrøms separatorene. Valgt skumdemper DF-510 er miljøklassifisert som et rødt kjemikalie. Skumdemperen er en polydimetylsiloxane, PDMS, som effektivt forhindrer overføring av hydrokarboner i gassfasen. Det har pågått et arbeid med substitusjon av PDMS-type kjemi i flere år. Alternative produkter viser betydelig lavere effekt og har høyere helsefareklasse. Det er anbefalt å starte med DF-510, optimalisere doseringsraten, og deretter utføre tester offshore for å fase ut produktet. En liten andel av skumdemperen vil gå med produsert vann. Det er ikke forventet kontinuerlig forbruk av skumdemper. Avleiringshemmer Avleiringshemmer tilsettes i prosessen for å unngå utfelling av kalsiumkarbonat, barium- og strontiumsulfat. Kjemikaliet er vannløselig og følger produsert vann til injeksjon og eventuelt til sjø. Avleiringshemmer tilsettes nedihulls alle produksjonsbrønnene etter behov ved følgende punkter i prosessanlegget: Oppstrøms produksjonschoke og separatorene Oppstrøms varmer før 2.trinns separator Oppstrøms primær og sekundær produsertvanns avgassingstanker Oppstrøms vanninjeksjonspumpene SRU-enheten Avleiringsløser Bruk av avleiringsløser vil bli benyttet ved oppbygging av avleiringer i brønn eller prosessanlegg. Avleiringsløser vil etter behov tilsettes batch-vis og da nedihulls produksjonsbrønner eller i prosessanlegget. Kjemikaliet er vannløselig og følger produsert vann til injeksjon og eventuelt til sjø. Eventuelt lavradioaktivt avfall vil bli ivaretatt i henhold til egen tillatelse. Hydrathemmer Hydrathemmer tilsettes for å hindre hydratdannelse. Bruk av monoetylenglykol (MEG) som hydrathemmer er begrenset til oppstart og nedstenging av brønnene. Oksygenfjerner Oksygenfjerner tilsettes sjøvann i avluftingstårnet og eventuelt i SRU-enheten for å redusere vannets oksygeninnhold før injeksjon i reservoaret. Vokshemmer Voksdannelse er ikke forventet i prosessanlegget og eventuell voks i oljeeksportrørledningen vil bli håndtert gjennom piggeoperasjoner. Det er imidlertid klargjort for et fremtidig injeksjonspunkt oppstrøms oljeeksportpumpene for å hindre/redusere utfelling av voks i oljerørledningen dersom det skulle bli behov for dette. Vokshemmer løses i olje og følger oljestrømmen. Side 29 av 81

30 Gassbehandlingskjemikalier Følgende gassbehandlingskjemikalier vil bli benyttet: Trietylenglykol (TEG) TEG benyttes i ekstraksjonstårn for fjerning av vann i våt gass slik at eksportspesifikasjonen for salgsgassen blir oppnådd. Kjemikaliet følger gassfasen og vil ikke gå som utslipp til sjø. H 2 S fjerner H 2 S-fjerner vil bli benyttet dersom det skulle oppstå fare for forsuring av reservoaret over tid. Det er tilrettelagt for injeksjon av H 2 S-fjerner oppstrøms separatorene, før vanninjeksjon og gasseksport. Kjemikaliet er vannløselig og følger produsert vann til injeksjon og eventuelt til sjø. ph-buffer ph-buffer vil kunne bli tilsatt TEG regenererings-systemet, som er et lukket system uten utslipp til sjø Hjelpekjemikalier Hjelpekjemikalier omfatter vaske- og rengjøringsmidler, biocider og preserveringsvæske. Vaskemidler Kjemikaliene benyttes til rengjøring i prosessområdene og til rengjøring av turbiner og SRU-membraner. Biocider Biocid tilsettes for å hindre bakterievekst med påfølgende begroing og redusert injektivitet. Biocidet MB- 544C planlegges injisert i prosessanlegget oppstrøms separatorene, avgassingstårn, samt til primære og sekundære avgassingstanker for produsert vann. Det planlegges bruk av biocid for behandling av SRUmembraner og for preventiv behandling av drikkevann. SRU-biocidet, Troskil 92C, er klassifisert som et rødt kjemikalie. Biocidet er valgt basert på SRU-leverandørens anbefalinger med hensyn til opprettholdelse av membraneffektiviteten. Alternativt vil glutaraldehyd-basert kjemikalie medføre vedvarende svekkelse av membranfunksjonen. Preserveringsvæske For beskyttelse av SRU-membranene ved stillstand i kalde perioder benyttes propylenglykol som preserveringsvæske. Den anbefalte preserveringsvæsken vil gå som utslipp til sjø Kjemikalier til oljeeksportstrøm Korrosjonshemmer Korrosjonshemmer motvirker korrosjon av metalliske flater. Korrosjonsjonshemmer er planlagt tilsatt stabilisert olje oppstrøms eksportstigerøret før oljeeksportrørledningen. Det er ikke forventet kontinuerlig bruk av korrosjonshemmer. Bruk av korrosjonshemmer bestemmes av egenskapene til oljeblandingen i Grane oljerørledning Kjemikalier i lukket system Kjemikalier i lukket system vil ikke gå som utslipp til sjø og omfatter hydraulikkoljer, korrosjonshemmer til varmemediet og biocid til diesel. Ingen av disse kjemikaliene har et forventet forbruk som overstiger 3000 Side 30 av 81

31 kg/år. HOCNF er tilgjengelig for all kjemikaliene. Oversikt over kjemikalier i lukket system er vist i Tabell 5-2. Hydraulikkoljen Shell Tellus S2 V 15 er valgt for styring av topside ventilkontrollsystem og nedihullssikkerhetsventiler. Lagertanken har et volum på 7 m 3. Antatt årlig behov for etterfylling er stipulert til ca. 150 liter. Denne hydraulikkoljen er klassifisert som sort. HydraWay HVXA 46 HP vil bli benyttet for pedestalkrana og har et tankvolum på 1,7 m 3. Antatt behov for årlig etterfylling er stipulert til ca. 100 liter. Denne hydraulikkoljen er klassifisert som et sort produkt. Castrol Brayco Micronic SV/3 er valgt hydraulikkvæske for styring av ringroms innstrømningskontrollventiler og har et tankvolum på 0,2 m 3. Antatt behov for årlig etterfylling er stipulert til ca. 50 liter. Hydraulikkvæsken er klassifisert som et gult produkt. Korrosjonshemmeren KI-302 planlegges som tilsetning til varmemediet. Antatt årlig forbruk er stipulert til ca. 60 kg. Korrosjonshemmeren er klassifisert som et gult produkt. Biocidet MB-5318 planlegges for tilsetning til diesel for å hindre begroing i lagertankene. Årlig forbruk er stipulert til om lag 550 kg biocid. Biocidet er klassifisert som et gult produkt. Tabell 5-2 Oversikt over kjemikalier i lukket system. Handelsnavn Funksjon Miljøklassifisering Utslipp til HOCNF sjø Shell Tellus S2 V 15 Hydraulikkolje Svart Nei Ja Castrol Brayco Micronic SV/3 Hydraulikkvæske Gul/Y1 Nei Ja HydraWay HVXA 46 HP Hydraulikkolje Svart Nei Ja KI-302 Korrosjonshemmer for Gul Nei Ja varmemedium MB-5318 Dieselbiocid Gul Nei Ja Hovedtransformatoren, som er koplet til plattformens høyspenningsbryteranlegg for distribusjon av kraft, er fylt med transformatoroljen (dielektriske væske) Midel Volumet av transformatoroljen utgjør 26 m 3. Antatt behov for årlig etterfylling er stipulert til ca. 200 liter. Baseoljen er hurtig biologisk nedbrytbart i henhold til OECD 3F. Det er ikke krav til HOCNF for transformatoroljen Kjemikalier i brannvannsystemer Kjemikalier i brannvannsystemer er å regne for beredskapskjemikalier og vil derfor ikke bli omsøkt med hensyn til årlig forbruk og utslipp. Krav til HOCNF er implementert som kriterium for valg av brannvannskjemikalier. 5.6 Øvrige forhold Etter en tid vil det være behov for gjennomføring av brønnintervensjoner for kontroll og vedlikehold av produksjonsbrønnene. Utslipp til sjø knyttet til disse aktivitetene vil bli behandlet i egen utslippssøknad. Side 31 av 81

32 Utslipp til sjø fra klargjøring av gasseksportrørlendingen er planlagt via Edvard Grieg-plattformen. Planlagte aktiviteter er beskrevet i Statoils søknad om tillatelse til utslipp fra klargjøring, ref.[5]. Tillatelsen ble gitt av Miljødirektoratet Utslipp knyttet til klargjøring av oljeeksportrørledningen er omsøkt av Statoil, ref. [6]. Tillatelse ble gitt av Miljødirektoratet Ved oppstart av produksjonsbrønnene (brønnkomplettering) vil borevæske fortrenges til paknings- og skjermvæske, som beskrevet i søknad for produksjonsboring, ref. [1]. Oppstart av produksjonsbrønnene er planlagt gjennomført ved å lede væskestrømmen med brønnoppstartsvann via testseparatoren til oljeeksportrørledningen for transport til Stureterminalen. Den initielle brønnstrømmen med brønnoppstartsvann ledes til testseparatoren for separasjon av væske og gass. Gassen vil bli ledet til fakkel inntil systemet for rekompresjon og gasseksport er tilgjengelig. Olje og vann fra testseparator vil bli transportert til Sture inntil analyseresultatene tilsier at væskestrømmen kan ledes til separasjonsanlegget via primær innløpsseparator for normal drift. Det er ingen planlagte utslipp til sjø knyttet til oppstart av produksjonsbrønnene. Sporstofff vil bli benyttet i reservoarseksjonene for kartlegging av de ulike brønnenes strømningsprofiler og dreneringsevne. Dette for å øke utvinningsgraden av hydrokarboner og redusere mengden produsert vann. Tillatelse til bruk av sporstoff er gitt i tillatelse til produksjonsboring datert , ref. [18]. Fra produksjonsstart vil det være etablert periodisk prøvetaking for analyse av sporstoff i de ulike væskestrømmene. Det er ingen planlagte utslipp til sjø knyttet til bruk av sporstoff. Side 32 av 81

33 Planlagte utslipp til luft Utslipp til luft vil forekomme som følge av produksjon av kraft og varme, fakling av gass og diffuse lekkasjer fra prosessanlegget. Utslippskildene omfatter: Hovedgeneratorer for kontinuerlig kraftproduksjon Dieselmotorer Fakkel Diffuse utslipp og kaldventilering En oversikt over forventede årlig utslipp til luft fra Edvard Grieg er vist i Tabell 6-2. Estimater for maksimale årlige utslipp til luft er vist i Tabell 6-1. Utslippene er beregnet ved hjelp av utslippsfaktorene i veiledning 044, Norsk olje og gass, ref. [19]. Tabell 6-1 Estimerte maksimale årlige utslipp til luft fra Edvard Grieg. Kilde CO 2 (tonn) NO x (tonn) CH 4 (tonn) nmvoc (tonn) SO x (tonn) Forbrenning av gass ,1 13,0 - Forbrenning av diesel ,6 12,1 Fakling ,1 1,5 - Diffuse utslipp og kaldventilering ,2 10,2 - Totalt ,4 25,3 12,1 Det er søkt om kvotepliktige utslipp av klimagasser i driftsfasen for Edvard Grieg. 6.1 Oppstart av produksjonsbrønnene og innkjøring av prosessanlegget Merk at det er betydelig usikkerhet for mengden utslipp til luft i perioden fra oppstart og fram til alle brønnene er satt i produksjon. Usikkerheten er knyttet til mulig behov for fakling av gass både under oppstart av brønnene og ved innkjøring av prosessanlegget for stabilisering av systemene for rekompresjon og gasseksport. Av samme årsak er det usikkerhet knyttet til forbruk av diesel i den samme perioden. Estimerte utslipp til luft i denne perioden er basert på følgende antagelser: Den initielle brønnstrømmen med brønnoppstartsvann ledes til testseparatoren for separasjon av væske og gass. Gassen vil bli ledet til fakkel inntil systemet for rekompresjon og gasseksport er tilgjengelig. Det er antatt en faklingsperiode på 14 dager for den første produksjonsbrønnen. For brønn nummer to og tre er det antatt fakling i 7 dager mens de resterende brønnene fakles i to dager hver. For innkjøring av prosessanlegget er det tatt høyde for fakling av gass ved eventuelt utfall av eksportkompressor. Videre er det antatt at produksjonen strupes til 50 % for å redusere fakling av gass ved utfall av kompressor. Side 33 av 81

34 Antatt dieselforbruk knyttet til oppstart og innkjøring av prosessanlegget er basert på at hovedgeneratoren kjøres på diesel når det fakles for første brønn, samt at turbinen kjøres på halv last med diesel ved eventuelt utfall av eksportkompressor. 6.2 Hovedkraft og dieselmotorer Hovedkraft Kraft- og varmeproduksjon er basert på to gassturbiner med betegnelsen GE LM2500+G4 DLE DF for drift på både diesel og gass, ref. kapittel Tilgjengelig generatoreffekt er ca. 30 MW med en elektrisk virkningsgrad på opp til 40 %. Gassturbinene er utstyrt for gjenvinning av spillvarme i eksosgassen. Den totale virkningsgraden er opp til 60 % avhengig av relativ last for kraft og varme. Gassturbinene har Dry-Low-Emission (DLE) teknologi for å minimere utslipp av NO X, CO og uforbrente hydrokarboner til luft. Turbinene har et garantert NO X -utslipp på maksimalt 25 ppmv så lenge lasten er tilstrekkelig høy til å kjøre i DLE-modus. Det er utviklet en "Predictive Emission Monitoring System (PEMS)"-modell for beregning av NO X -utslippet for drift på henholdsvis gass og diesel. Med gass som brensel har PEMS-modellen en nøyaktighet på ±15 % for alle laster over 5 MW. Denne modellen vil bli kalibrert i driftsfasen. PEMS-modellen rapporterer beregnet NO X -utslipp til luft i ppmv (15 % O 2 tørr eksos) og i kg/time til plattformens kontrollsystem Dieselmotorer Planlagte utslipp til luft fra nød-, essensiell- og brannvannsgeneratorer, som hver har en effekt på noe over 2 MW, er knyttet til testing med kort varighet for å dokumentere at utstyret fungerer tilfredsstillende. Forventet årlig dieselforbruk er 130 tonn som er basert på ukentlig testing av motorene i en time. Alle dieselmotorene oppfyller Tier II-kravene med hensyn til NO X -utslipp. 6.3 Fakling Edvard Grieg er utstyrt med lukket fakkelsystem med gjenvinning av gass. Fakkelsystemet består av en høytrykks- (HP) og lavtrykksfakkel (LP) som spyles kontinuerlig med nitrogen. Fakling er kun forventet ved oppstart av produksjonsanlegget, under unormale driftsforhold og i nødsituasjoner, ref. kapittel HP-fakkelsystemet er et lukket system designet for å minimalisere utslipp til luft ved gjenvinning av hydrokarbongass. Ved normal drift er fakkelsystemet isolert fra brenneren ved hjelp av en spesielt hurtig åpningsventil (FOV). LP-fakkelsystemet er åpent mot atmosfæren. Ved normal drift forventes det ingen kontinuerlige kilder med hydrokarbongass til dette systemet. Ved høyt trykk eller høy strømningsrate tennes fakkelbrenneren ved hjelp av et automatisk tenningssystem. Det er betydelig usikkerhet knyttet til mengde gass som vil gå til fakkel fra oppstart av anlegget inntil systemene for rekompresjon og gasseksport er stabilisert for å oppnå gasseksportspesifikasjonen og samtidig oppfylle krav til nødvendig dokumentasjon. Side 34 av 81

35 For estimering av utslipp fra fakling ved normal drift er det antatt at 1 % av den årlige gassproduksjonen vil gå til fakkel. Dette for å ta høyde for mulige unormale driftsforhold knyttet til rekompresjon og gasseksport, samt eventuelle nødsituasjoner. Utslipp fra fakkel er basert på designraten Sm 3 eksportert gass per dag. 6.4 Diffuse utslipp Det vil forekomme diffuse utslipp og kaldventilering knyttet til prosessanlegget. Kildene omfatter diffuse utslipp fra ventiler og flenser, samt lekkasjer fra henholdsvis lokal avlufting og samlerør til atmosfæren. Kildene til utslipp fra samlerør til atmosfæren omfatter trykkavlasting av drivstofflinjen for gass oppstrøms hovedgeneratoren, sekundær tetningsgass (N 2 ) fra kompressor, kalorimeter for brenngass og to duggpunktsanalysatorer i gasseksportsystemet. Kilder til lokal avlufting omfatter en gassmåler og en eksportgassanalysator. Flere kilder til kaldventilering er eliminert gjennom valgte designløsninger og er ikke tatt med i beregning av utslipp. Blant annet ledes all avdampet gass fra produsert vannsystemet og fra TEG-regenereringsanlegget til gjenvinning. Nitrogen benyttes som dekkgass for tanker og som spylegass for instrumenter. Prøvetaking for analyse vil bli utført i lukket kabinett. Beregningene for diffuse utslipp er utført på grunnlag av prosessert gassmengde og gjennomsnittsfaktor fra Norsk olje og gass. Utslipp fra kaldventilering er beregnet på grunnlag av de spesifiserte kildestrømmene og leverandørdokumentasjon. Side 35 av 81

36 Årlige utslipp til luft Forventede årlig utslipp til luft fra Edvard Grieg uten kraft fra land er vist i Tabell 6-2. CO 2 - og NO X -utslipp fra alle kildestrømmer i feltets levetid er vist i henholdsvis Tabell 6-1 og Tabell 6-2. Tabell 6-2 Forventede årlig utslipp til luft fra Edvard Grieg CO 2 NO X CH 4 nmvoc SO x År Kraft Fakkel Kraft Fakkel Kraft Fakkel Diffuse utslipp/ Kraft Fakkel Diffuse utslipp/ Kraft kaldventilering kaldventilering ,6 3,7 13,3 3,4 0,9 5,4 11, ,3 7,1 25,6 13,0 1,8 9,3 12, ,1 6,1 28,2 13,6 1,5 10,2 9, ,3 44,4 3,6 27,6 12,5 0,9 10,0 7, ,7 38,9 0,8 23,8 10,9 0,2 8,8 2, ,7 35,1 0,5 20,7 10,0 0,1 7,8 2, ,6 33,0 0,3 18,4 9,5 0 7,0 2, ,1 33,3 0,2 17,7 9,5 0 6,8 2, ,9 33,3 0,2 17,4 9,5 0 6,7 2, ,8 33,4 0,1 17,2 9,5 0 6,6 2, ,6 33,3 0,1 16,2 9,5 0 6,3 2, ,5 33,3 0,1 15,4 9,5 0 6,1 2, ,5 33,3 0,1 15,2 9,5 0 6,0 2, ,4 33,3 0,1 15,1 9,5 0 6,0 2, ,4 33,3 0,1 15,1 9,5 0 6,0 2, ,4 33,3 0,1 15,0 9,5 0 6,0 2, ,4 33,3 0,1 15,0 9,5 0 6,0 2, ,3 33,3 0,1 14,6 9,5 0 5,8 2, ,3 33,3 0,1 14,0 9,5 0 5,6 2, ,3 33,3 0,1 13,8 9,5 0 5,6 2, ,3 33,3 0,1 13,5 9,5 0 5,5 2,4

37 Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for Figur 6-1 CO 2 -utslipp fra alle kildestrømmer i feltets levetid. Figur 6-2 NOx-utslipp fra alle kildestrømmer i feltets levetid.

38 Måling og rapportering av utslipp Før oppstart av produksjon vil det bli utarbeidet et detaljert måleprogram for utslipp til luft og sjø. Måling av kvotepliktige utslipp er redegjort i kvotesøknaden for Edvard Grieg. Alle utslipp og forbruk av kjemikalier vil bli dokumentert i miljøregnskapssystemet NEMS Accounter. Årlig rapportering vil skje i henhold til gjeldende retningslinjer for rapportering fra petroleumsvirksomhet til havs, ref. [19]. 7.1 Utslipp til sjø Reinjeksjon av produsert vann er primær løsning for avhending av produsert vann. Utslipp til sjø vil bli rapportert på grunnlag av faktisk nedetid for vanninjeksjonsanlegget. Oljeholdig vann Innhold av olje i produsert vann og drenasjevann vil bli målt kontinuerlig med olje-i-vann-analysator. Signaler fra analysatorene og mengdemålere benyttes til bestemmelse av konsentrasjonen av olje i vann og beregning av mengde olje til henholdsvis injeksjon og utslipp til sjø. Analysatorene er plassert ved væskeutløpet (produsertvann) på henholdsvis primær og sekundær avgassingstanker. Analysatorene kalibreres i henhold til standard metode mot referanseprøver. Det vil i tillegg bli tatt daglige vannprøver for analyse. Månedlig gjennomsnittskonsentrasjon (mg/l) beregnes på grunnlag av daglige utslipp av olje og vannmengden i perioden. Årlig utslipp av olje til sjø fremkommer ved summering av månedlige utslippsmengder. Organiske forbindelser og tungmetaller Årlig utslipp av organiske forbindelser og tungmetaller baseres på målte verdier per komponent og vannmengde til sjø i henhold til formelen vist under. Ved lavere konsentrasjonen enn målemetodens deteksjonsgrense benyttes 50 % av deteksjonsgrensen for beregning av utslipp. Utslipp (kg) = konsentrasjon (mg/m 3 ) * 10 6 * vannmengde (m 3 ) * andel til sjø Radioaktive isotoper Det vil bli etablert rutiner for periodisk prøvetaking av produsert vann for måling av radioaktivitet fra naturlig forekommende radioaktive nuklider (RA-226, Ra-228 og Pb-210). Årlig utslipp av radioaktive nuklider til sjø og til injeksjon beregnes ut fra årlig produsert vannmengde i gitt formel vist under. Ved lavere konsentrasjonen enn målemetodens deteksjonsgrense benyttes 50 % av deteksjonsgrensen for beregning av utslipp. Utslipp sjø (Bq) = konsentrasjon (Bq/l) * årlig vannmengde (m 3 ) *10 3 * andel til sjø Produksjonskjemikalier Rapportering av data baseres på kjemikalienes løselighetsegenskaper i olje og vann. Produksjonskjemikalier som ikke følger oljestrømmen eller blir injisert i formasjonen rapporteres som utslipp til sjø. Utslipp sjø (tonn) = forbruk (m 3 ) * tetthet (tonn/m 3 ) * løselighetsfaktor * andel til sjø, hvor løselighetsfaktor er andel kjemikalier som følger produsert vann. Side 38 av 81

39 Gass- og hjelpekjemikalier Gass- og hjelpekjemikalier rapporteres som utslipp til sjø eller injeksjon. Dette med unntak av hjelpekjemikalier i lukkede systemer og gasskjemikalier som følger gass til eksport. Utslipp sjø (tonn) = forbruk (m 3 ) * tetthet (tonn/m 3 ) * løselighetsfaktor * andel til sjø, hvor løselighetsfaktor er andel kjemikalie som følger vannstrømmen. Sporstoffer Prøveuttak av brønnstrømmen, stabilisert olje og gass til eksport, samt produsert vann vil bli analysert for innhold av sporstoff. Resultatene vil bli registrert manuelt i NEMS Accounter for årlig rapportering av mengde. 7.2 Utslipp til luft Måling og beregning av kvotepliktige CO 2 -utslipp fra alle kilder er redegjort i kvotesøknaden for Edvard Grieg. For beregning av øvrige rapporteringspliktige utslipp benyttes utslippsfaktorene i veilederen utgitt av Norsk olje og gass, ref. [19]. Leverandørdokumentasjon om innhold av svovel legges til grunn for beregning av SO X -utslipp. PEMS-modellen legges til grunn for estimering av NO X -utslipp fra hovedgeneratorene. 7.3 Akutte utslipp Akutte utslipp til sjø rapporteres i henhold til gjeldende regelverk og interne rutiner. Side 39 av 81

40 Avfallshåndtering Avfallshåndtering vil bli utført i henhold til Norsk olje og Gass retningslinjer for avfallsstyring i offshorevirksomheten, ref. [20]. Det vil bli utarbeidet en lokal plan for avfallsstyring på Edvard Griegplattformen i overensstemmelse med gjeldende regler fastsatt i forurensningsloven, herunder avfallsforskriften, samt betingelser i tillatelse til virksomhet. Plan for avfallsstyring vil konkretisere avfallshåndteringen med hensyn til klassifisering, emballering, deklarering og transport av næringsavfall, farlig avfall og radioaktivt avfall, samt transportklassifisering for annet avfall som eksplosiver, smittefarlig avfall og radioaktive kilder. Eventuelt framtidig lavradioaktivt avfall (LRA) vil bli ivaretatt i henhold til egen tillatelse fra Strålevernet. Farlig avfall vil bli klassifisert i henhold til både EU-systemets EAL-koder og den gjeldende norske avfallsstoffnummerlisten, ref. [21]. Utfylt deklarasjonsskjema på godkjent format vil følge med transport av farlig avfall til land. Avfall, som er klassifiseringspliktig i henhold til regelverk om transport av farlig gods, vil bli transportert i UN-godkjent emballasje. Avfallskontraktøren for Edvard Grieg er SAR lokalisert på ASCO-basen i Tananger. Dokumentasjon på håndtering av avfallsfraksjoner og mengder sendes til Lundin via rapporteringssystemet Workmate. Denne dokumentasjonen vil bli overført til miljøregnskapssystemet NEMS Accounter. Side 40 av 81

41 Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for Miljøkonsekvenser av planlagte utslipp En grundig utredning og gjennomgang av forventede miljøkonsekvenser for utbygging og drift err beskrevet i Konsekvensutredning for utbygging, anlegg og drift av Edvard Grieg (Luno), ref. [8]. 9.1 Konsekvenser av utslipp til sjø De fleste kjemikaliene som slippes til t sjø fra Edvard Grieg er klassifisert som gule eller grønne. Disse kjemikaliene skal være fullstendig nedbrytbare eller brytes ned til produkter som ikkee har miljøskadelige egenskaper. Det er relativt lave mengder røde kjemikalier som slippes til sjø, og det forventes ikke negative effekter av betydning fra disse. Svarte kjemikalier skal kun brukes i lukkede systemer, og vil ikke slippes ut til sjø. Oversikt over omsøkte kjemikalier og tilhørende miljøklassifisering er gitt i Vedlegg Vannproduksjonen på Edvard Grieg vil variere betydelig gjennom feltetss levetid. Maksimal vannproduksjon er forventett i 2025 med et volum på m 3. I år 27 med maksimal oljeproduksjon er vannproduksjonen estimert til m 3, ref. Tabell 5-1 og Figur 9-1. Vannproduksjon (Sm3/år) Figur 9-1 Forventet vannproduksjon på Edvard Grieg fra oppstart av feltett i 25 og frem til For å kunne vurdere miljørisikoen ved å slippe ut renset, produsert vann til sjø må det gjennomføres såkalte EIF-beregninger (Environmental Impact Factor). EIF-metodikken er ikkee et direkte mål på forventet skadeeffekt, men gir et bilde av den potensielle miljørisiko de ulike komponentene i utslippet representerer. Feltspesifikke EIF-beregninger vil bli gjennomført etter at Edvard Grieg-feltet for miljøvurderinger av kjemikaliene er er sattt i drift og nødvendige data på kjemikalier og produsert vann foreligger. En redegjørelse oppsummert i Vedlegg Side 41 av 81

42 Konsekvenser av utslipp til luft I den initielle produksjonsfasen med produksjon kun på Edvard Grieg-plattformen dekkes kraft- og varmebehovet med lokal kraftgenerering. Utslippene fra lokal kraftgenerering vil gi bidrag til regional forurensning. Miljøeffektene av CO 2 og metan er knyttet til drivhuseffekt og global oppvarming. Flyktige organiske forbindelser uten metan (nmvoc) utgjør en heterogen gruppe komponenter som bidrar til dannelse av bakkenært ozon. NO X knyttes til regional forsuring og overgjødsling. Plattformen er for øvrig forberedt til å motta og benytte framtidig kraft fra land, noe som på sikt vil redusere utslipp til luft regionalt på Edvard Grieg-feltet. Side 42 av 81

43 Miljørisiko 10.1 Etablering og bruk av akseptkriterier Som inngangsdata til miljørisikovurderinger og -analyser skal det være etablert akseptkriterier for miljørisiko fra aktiviteten. For sårbare ressurser i området skal det gjøres vurderinger i forhold til potensielle effekter på bestander innenfor regionen og deres påfølgende restitusjon tilbake til opprinnelig nivå etter en hendelse. Denne restitusjonstiden benyttes som mål på miljøskade. Miljøskadefrekvenser for ulike skadekategorier vurderes opp mot Lundins akseptkriterier for miljørisiko som er vist i Tabell 10-1, ref. [22]. Tabell 10-1 Lundin Norway AS akseptkriterier for miljørisiko. Miljøskade Restitusjonstid Feltspesifikk risikogrense per år Mindre < 1 år < 2.0 x 10-2 Moderat 1-3 år < 5.0 x 10-3 Betydelig 3-10 år < 2.0 x 10-3 Alvorlig > 10 år < 5.0 x Inngangsdata for analysen Lokasjon og tidsperiode Det er gjennomført en miljørettet risikoanalyse for utbyggings- og driftsfasen av Edvard Grieg-feltet, ref. [23]. I miljørisikoanalysen er plattformlokasjonen på feltet med tilhørende vanndyp og fysiske forhold lagt til grunn. Miljørisikoanalysen for utbygging og drift av feltet er oppdatert med brønnspesifikke rater, aktivitetsnivå og miljøressurser. Risikonivået er målt mot Lundins feltspesifikke akseptkriterier for miljørisiko. Miljørisikoanalysen dekker alle faser av utbyggingen herunder forboringsperioden (24 25), perioden med boring og produksjon (25 26) og perioden med boring, produksjon samtidig som Edvard Griegplattformen mottar og prosesserer hydrokarboner fra Ivar Aasen (26 27). Driftsfasen etter at utbyggingen med boring av brønner er ferdig i 27 anses dekket av miljørisikoanalysen, siden aktivitetsnivået og mulige utblåsningsrater i denne fasen vil være lavere enn i siste del av utbyggingsfasen. Eventuelle risikobidrag fra fremtidige tilknytninger inngår imidlertid ikke og må vurderes på et senere tidspunkt. Mot slutten av utbyggingsfasen (26-27) vil Ivar Aasen-feltet tilknyttes Edvard Grieg med to flerfaserørledninger. Edvard Grieg-plattformen vil stå for sluttprosessering av hydrokarboner fra Ivar Aasen og videre eksport av olje og gass. Det norske oljeselskap ASA, som er operatør på Ivar Aasen-feltet, vil utarbeide en miljørisikoanalyse for rørledningene. Bidraget til miljørisiko fra disse rørledningene er ikke Side 43 av 81

44 inkludert i beregning av totalt risikonivå for utbyggingen og drift av Edvard Grieg-feltet slik det foreløpig er planlagt frem til og med Utslippsegenskaper Både levetid til olje på sjø, grad av nedblanding i vannmassene og de tilhørende potensielle miljøeffektene er avhengig av oljetypen. Det samme gjelder egnetheten til og effekten av ulike typer oljevernberedskap, som mekanisk og kjemisk bekjempelse. For Edvard Grieg-feltet er oljetypen kjent og det er gjennomført forvitringsstudie for oljen, ref. [24]. Denne råoljen er en middels tung oljetype (tetthet på 0,850 kg/l), med middels voksinnhold (3,9 vektprosent) og lavt asfalteninnhold (0,2 vektprosent), sammenlignet med andre råoljer på norsk sokkel. Edvard Grieg råolje har et maksimalt vannopptak ved sommerforhold på ca. 78 %. Under vinterforhold med lavere temperaturer avtar det maksimale vannopptaket til ca. 75 %. Råoljen har relativt høy viskositet når den emulgerer, og viskositeten øker betydelig med økt forvitring ved begge temperaturer (sommer - 15 C og vinter - 5 C). Generelt har Edvard Grieg råolje et godt potensial for kjemisk dispergering. Tidsvinduet for dispergering er videre vurdert i kapittel Massebalanse for Edvard Grieg oljen ved 10 m/s vindhastighet og henholdsvis 5 C og 15 C sjøtemperatur er presentert i Figur Side 44 av 81

45 Figur 10-1 Massebalansen for Edvard Grieg-oljen for en sommerperiode (øverst) og vinterperiode (nederst) ved 10 m/s vindhastighet (ref. [24]). Side 45 av 81

46 Definerte fare og ulykkessituasjoner Miljørisikoanalysen for feltet er basert på definerte fare- og ulykkeshendelser (DFU) under utbygging og drift. Disse inkluderer utblåsning fra innretningen, rørlednings-/stigerørsutslipp og utslipp fra prosessanlegg. For utbygging av felt/felt i drift måles miljørisikoen per år. For Edvard Grieg-feltet vil boring foregå parallelt med at driften settes i gang. Oppstart for drift av de første oljeprodusentene på feltet er planlagt 4. kvartal 25. Frem til og med 27 vil utbyggingen pågå parallelt med drift av feltet. I miljørisikoanalysen er det valgt å analysere mulig miljørisiko forbundet med planlagt aktivitet for hvert utbyggingsår (25-27), ref. [23]. I tillegg er det gjort en egen analyse av miljørisiko forbundet med oljeprodusenten med høyest beregnet utblåsningsrate, ref. [25]. Aktivitetsnivå per år En oversikt over planlagte aktiviteter på feltet i hvert av driftsårene (25-27) er vist i Tabell Denne oversikten tar utgangspunkt i forventet aktivitetsnivå som angitt i Plan for utbygging og drift av Edvard Grieg-feltet, og er videre benyttet i miljørisikoanalysen. Aktivitetsnivået er benyttet til å beregne utblåsningsfrekvens for feltet i de ulike periodene. Med basis i generiske utblåsningsfrekvenser for de ulike operasjonene/brønnene, ref. [26], er sannsynligheten for en utblåsning fra aktiviteten estimert, som vist i Tabell For utbyggings-/driftsåret med høyest aktivitet (27) er utblåsningsfrekvensen beregnet til 9, I utgangen av 27 vil feltet være ferdig utbygd med elleve oljeprodusenter og fire vanninjeksjonsbrønner. Tabell 10-2 Aktivitetsoversikt (antall brønnoperasjoner/brønner i drift) per år i utbyggings-/driftsfasen av Edvard Grieg-feltet (25-27), ref. [23]. Antall operasjoner per år Brønntype/aktivitet Horisontal OP Boring Komplettering Hellende OP Boring Komplettering Vanninjeksjonsbrønn Boring (WI) Komplettering Workover Wireline Coiled tubing Produserende brønner* Vanninjeksjonsbrønner (WI)* *antall i utgangen av året Side 46 av 81

47 Tabell 10-3 Utblåsningsfrekvenser per aktivitet planlagt i utbyggings-/driftsfasen for Edvard Grieg-feltet, ref./24/. Aktivitet Utblåsningsfrekvens Utviklingsboring (olje) 3,34E-05 per operasjon 1,00E-04 2,00E-04 1,00E-04 Komplettering 8,72E-05 per operasjon 2,62E-04 4,36E-04 3,49E-04 Workover 1,24E-04 per operasjon 1,24E-04-1,24E-04 Wireline 4,11E-06 per operasjon 1,23E-05 2,06E-05 2,06E-05 Coiled tubing 8,22E-05 per operasjon - 1,64E-04 1,64E-04 Produksjonsbrønn 1,36E-05 per brønnår 2,04E-05 6,80E-05 1,29E-04 Vanninjeksjonsbrønn 1,86E-05 per brønnår 4,65E-06 5,58E-05 6,51E-05 Totalt 5,23E-04 9,45E-04 9,52E-04 Utslippsrater per aktivitet Til grunn for miljørisikoanalysen ligger modellerte utslippsrater for hver brønntype ved boring, ref. [27] (Tabell 10-4 til Tabell 10-6), for produksjonsbrønner i drift, ref. [28] (Tabell 10-7), og for rørledning/riser, ref. [29] (Tabell 10-8). De ulike brønntypene inkluderer horisontal og vinklet oljeprodusent, samt vanninjeksjonsbrønn. Utblåsningsratene forbundet med horisontal oljebrønn er høyest, og tilnærmet lik som for en vinklet vanninjeksjonsbrønn, med vektede utblåsningsrater på i overkant av 4000 Sm 3 /døgn. Mulige utblåsningsrater for produksjonsbrønnene er modellert for oljeprodusenten med høyest strømningspotensial. Maksimal utblåsningsrate for brønner i produksjon er beregnet til 3200 Sm 3 /døgn. Det er også gjort en studie av andre potensielle kilder til uhellsutslipp av olje på feltet. Identifiserte utslippskilder inkluderer stigerør/rørledning og prosessanlegg på feltet. Mulige utslippsrater og -varigheter er modellert, og videre benyttet i miljørisikoanalysen. Side 47 av 81

48 Tabell 10-4 Fordeling av rater for henholdsvis overflate- (øverst) og sjøbunnsutslipp fra horisontal brønn i borefasen. Side 48 av 81

49 Tabell 10-5 Fordeling av rater for henholdsvis overflate- (øverst) og sjøbunnsutslipp fra vinklet produksjonsbrønn (Slanted OP) i borefasen. Side 49 av 81

50 Tabell 10-6 Fordeling av rater for henholdsvis overflate- (øverst) og sjøbunnsutslipp fra vinklet injeksjonsbrønn (Slanted WI) i borefasen. Tabell 10-7 Modellerte rater for overflateutblåsning fra produksjons-/vanninjeksjonsbrønner i driftsfase for Edvard Grieg-plattformen. Rate Sm 3 /døgn Fordeling Frekvens (26) Frekvens (27) ,0 % 1,06E-04 1,67E ,0 % 1,73E-05 2,72E-05 Tabell 10-8 Modellerte rater, varigheter og frekvenser for utslipp fra stigerør og prosessanlegg i driftsfasen. Utstyr Område Hullstørrelse Oljemengde Varighet Frekvens (tonn) (timer) (per år) Splash zone Small h 3,68E-04 Stigerør Medium or Splash zone Large/Rupture h 5,50E-05 Subsea Small h 9,56E-04 Stigerør eller rørledning Medium or Subsea Large/Rupture h 1,09E-04 Primary inlet separator or 2nd stage separator Topsides Major or Large 46 1h 1,27E-03 Electrostatic coalescer Topsides Major or Large 108 1h 1,42E-03 Side 50 av 81

51 Varigheter Lengste varighet av utblåsningen beregnes ut fra tiden det tar å bore en avlastningsbrønn. Denne er satt til 60 døgn for brønnene på Edvard Grieg-feltet, fordelt på mobilisering av rigg og utstyr, boring, styring inn i og dreping av brønnen. Utblåsning fra feltet modelleres med et spenn i varigheter fra 2 til 60 døgn, med en sannsynlighetsfordeling i henhold til Scandpower (21), ref. [30]. Vektet varighet er beregnet til 10,3 døgn for en overflateutblåsning, og 14,6 døgn for en sjøbunnsutblåsning. Rate- og varighetsmatrise per år I miljørisikoanalysen for Edvard Grieg-feltet er det modellert et stort spenn i mulige utslippsrater og varigheter som dekker alle fasene. Ved å justere sannsynlighetsfordelingen for de ulike modellerte ratene er forskjellen i aktiviteten på feltet i de ulike årene synliggjort. Vektet rate er således avhengig av planlagt aktivitet i de ulike årene, og er høyest i 25. I denne fasen er vektet rate for overflateutblåsning Sm 3 /d og vektet rate for sjøbunnsutblåsning Sm 3 /d. Rate- og varighetsmatrise for hvert utbyggings-/driftsår (25-27) er vist i Tabell 10-9 til Tabell Disse danner, sammen med Tabell 10-3 (utblåsningsfrekvenser), Tabell 10-7 (utblåsningsrater for produksjonsbrønn) og Tabell 10-8 (utslippsrater for stigerør/prosessanlegg), grunnlaget for miljørisikoanalysen. Tabell 10-9 Rate- og varighetsmatrise for utblåsning i utbyggingsåret 25. Utslippssted Fordeling overflate/ sjøbunn Overflate 89,3 % Sjøbunn 10,7 % Rate Sm 3 /d 1403 Varigheter (dg) og sannsynlighetsfordeling Sannsynlighet for raten 7,1 % ,5 % ,7 % 54,7 % 18,2 % 15,7 % 4,9 % 6,6 % ,6 % ,7 % ,4 % ,7 % ,3 % ,6 % 43,5 % 16,8 % 19,0 % 9,5 % 11,2 % ,1 % ,8 % ,5 % Vektet utblåsningsrate overflate 25: 4161 Sm 3 /døgn Vektet utblåsningsrate sjøbunn 25: 4233 Sm 3 /døgn Side 51 av 81

52 Tabell Rate- og varighetsmatrise for utblåsning i utbyggingsåret 26. Utslippssted Fordeling overflate/ sjøbunn Overflate 89,3 % Sjøbunn 6,4 % Rate Sm 3 /d 740 Varigheter (dg) og sannsynlighetsfordeling Sannsynlighet for raten 23,4 % ,8 % ,0 % ,7 % 18,2 % 15,7 % 4,9 % 6,6 % 26,7 % ,5 % ,8 % ,7 % ,9 % ,0 % ,4 % ,5 % 16,8 % 19,0 % 9,5 % 11,2 % 18,2 % ,4 % ,6 % ,5 % Vektet utblåsningsrate overflate 26: 2849 Sm 3 /døgn Vektet utblåsningsrate sjøbunn 26: 2208 Sm 3 /døgn Tabell Rate- og varighetsmatrise for utblåsning i utbyggingsåret 27. Utslippssted Fordeling overflate/ sjøbunn Overflate 94,1 % Sjøbunn 5,9 % Rate Sm 3 /d 740 Varigheter (dg) og sannsynlighetsfordeling Sannsynlighet for raten 5,7 % ,6 % ,3 % ,7 % 18,2 % 15,7 % 4,9 % 6,6 % 40,5 % ,6 % ,2 % ,0 % ,7 % ,3 % ,6 % 43,5 % 16,8 % 19,0 % 9,5 % 11,2 % ,1 % ,8 % ,5 % Vektet utblåsningsrate overflate 27: 3645 Sm 3 /døgn Vektet utblåsningsrate sjøbunn 27: 4250 Sm 3 /døgn Side 52 av 81

53 Drift og spredning av olje Det er gjennomført spredningsmodellering av akutte oljeutslipp for scenarier beskrevet i kapittel , med bruk av SINTEFs OSCAR modell. Dette er en tredimensjonal oljedriftsmodell som beregner oljemengde på havoverflaten, strandet og sedimentert olje, samt olje nedblandet i vannsøylen. Modellen tar hensyn til oljens egenskaper, forvitringsmekanismer og meteorologiske data, og brukes til å gi en statistisk oversikt over hvor oljen kan forventes å spres etter et uhellsutslipp. En oversikt over influensområdet gitt en overflateutblåsning fra Edvard Grieg-feltet i året med høyeste dimensjonerende rater (25) er vist i Figur Figur 10-3 viser sannsynligheten for stranding av olje langs kysten gitt en overflateutblåsning fra Edvard Grieg-feltet, med 5 % treffsannsynlighet av 1 tonn olje per km kystrute. Figuren viser at treffsannsynligheten ligger i området % på Vestlandet. Figur 10-4 viser THC (totale hydrokarbon) konsentrasjoner i vannsøylen etter sjøbunnsutblåsning fra Edvard Grieg-feltet. Det er ikke registrert THC-konsentrasjoner i vannsøylen 100 ppb per km rute (effektgrense for fiskeegg og larver) i høst- og vintersesongen gitt en sjøbunnsutblåsning, og ikke for noen sesonger gitt en overflateutblåsning fra Edvard Grieg-feltet. Figur 10-5 viser NOFO eksempelområdene som kan bli berørt av en utblåsning fra Edvard Grieg-feltet. Side 53 av 81

54 Figur Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra Edvard Grieg-feltet i hver sesong. Influensområdet er beregnet ut fra alle utslippsrater og -varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Side 54 av 81

55 Figur Sannsynligheten for treff av over 1 tonn olje i km landruter gitt en overflateutblåsning fra Edvard Grieg-feltet. Influensområdet er beregnet ut fra alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Side 55 av 81

56 Figur Beregnede gjennomsnittlige THC konsentrasjoner ( 100 ppb) i km ruter per sesong, basert på alle kombinasjoner av rater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter ved sjøbunnsutblåsning fra Edvard Grieg-feltet. Merk at det markerte området ikke gir uttrykk for omfanget av et enkelt oljesøl, men er det statistiske området som berøres med ulike vannsøylekonsentrasjoner på basis av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning i ulike sesonger. Side 56 av 81

57 Figur 10-5 NOFO eksempelområder som kan bli påvirket av en utblåsning fra Edvard Grieg-feltet Naturressurser som er inkludert i miljørisikoanalysen Det er gjennomført skadeberegninger for en rekke ulike miljøressurser som kan tenkes å bli berørt gitt et akuttutslipp av olje fra Edvard Grieg-feltet. Tabell gir en oversikt over naturressursene som er vurdert i miljørisikoanalysen. I tillegg er det gjennomført skadeberegninger for strandhabitat, ref. [23]. Det henvises til miljørisikoanalysen for utbredelseskart for de ulike artene. Side 57 av 81

58 Tabell Verdsatte Økosystem Komponenter (VØK) for sjøfugl og marine pattedyr som er benyttet i miljørisikoanalysen for Edvard Grieg-feltet, ref. [23]. Navn Latinsk navn Rødlista Tilhørighet Alke Alca torda VU Alkekonge Alle alle - Gråmåke Larus argentatus LC Fiskemåke Larus canus LC Havhest Fulmarus glacialis NT Havsule Morus bassanus LC Krykkje Rissa tridactyla EN Lomvi Uria aalge CR Lunde Fratercula arctica VU Polarlomvi Uria lomvia VU Polarmåke Larus hyperboreus - Sildemåke Larus fuscus LC Sortbak Larus marinus LC Alke Alca torda VU Fiskemåke Larus canus NT Gråmåke Larus argentatus LC Havelle Clangula hyemalis LC Havhest Fulmarus glacialis NT Havsule Morus bassanus LC Krykkje Rissa tridactyla EN Laksand Mergus merganser LC Lomvi Uria aalge CR Lunde Fratercula arctica VU Polarlomvi Uria lomvia VU Praktærfugl Somateria spectabilis - Siland Mergus serrator LC Sjøorre Melanitta fusca NT Storskarv Phalacrocorax carbo LC Sortbak Larus marinus LC Teist Cepphus grylle VU Toppskarv Phalacrocorax aristotelis LC Ærfugl Somateria molissima LC Havert Halichoerus grypus LC Sjøfugl pelagisk (åpent hav) Sjøfugl kystnært (kysttilknyttede arter/hekkebestander) Steinkobbe Phoca vitulina VU Marine pattedyr Oter Lutra lutra VU NT nær truet, EN - sterkt truet, CR kritisk truet, VU sårbar, LC livskraftig Side 58 av 81

59 Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for Miljørisiko knyttett til aktiviteten Miljørisikoen forbundet med utbygging av Edvard Grieg-feltet er lav i alle faser av utbyggingen. Figur 10-6 viser høyeste beregnedee miljørisiko for hver VØK-gruppe, dvs.sjøfugl i åpent å hav, kystnære arterr og strandhabitat. Høyeste risiko er beregnet for år 26, da aktivitetsnivået er høyt samtidig som flere av brønnenee vil være i drift. Årlig miljørisiko i denne fasen utgjør imidlertid kun 4, 1 % av akseptkriteriet forr moderat miljøskade med 1-3 års restitusjonstid. Analysen viser at sjøfugl i åpent hav er mest utsatt gitt et akuttutslipp av olje fra Edvard Grieg-feltet. Lomvi er den enkeltarten som vil være mest utsatt i åpent hav i vinterperioden, og o ved eventuell stranding av olje langs kysten i hekkeperioden (vår/sommer). En detaljering av risikobidrag fra de ulike aktivitetene på feltet i 26 er videre vist i Figur Risikobidragene varierer i de ulike utbyggingsår rene da planlagt aktivitet er forskjellige. Figuren viser at de største risikobidragene kommer fra kompletterin ngsoperasjoner på feltet i 26. Miljørisiko i fasen etter at all utbygging er ferdigstilt vil være lavere enn nivået beregnet for 27, da dette driftsåret inkluderer utbyggingsrelaterte boreaktiviteter i tillegg til brønner i produksjon. Forventede utblåsningsrater fra oljeprodusentene er i tillegg lavere enn beregnet og benyttet b for boreoperasjonene, noe som gjør konsekvenspotensialet mindre. En må imidlertid ta høyde for eventuelle risikobidrag fra en rørledning fra Ivar Aasen-feltet. Side 59 av 81

60 Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for Figur 10-6 Miljørisiko forbundet med utbygging av Edvard Grieg-feltet, angitt som andel av Lundins feltspesifikke akseptkriteriet for årlig miljørisiko, presentert for hver VØK-gruppe; sjøfugl i åpent hav, kystnære arter (sjøfugl og marine pattedyr) samt strandhabitat. Figur 10-7 Årlig miljørisiko for henholdsvis pelagisk sjøfugl (åpent hav), kystnære VØKK og strandhabitat presentert som andel av Lundins feltspesifikke akseptkriterier for miljøskade i utbyggingsåret 26 på Edvard Grieg-feltet. Bidrag fra de ulike operasjonene somm er planlagt i dette utbyggingsåret er synliggjort. Side 60 av 81

61 Beredskap mot akutt forurensning 11.1 Krav til oljevernberedskap Lundin Norway AS krav til oljevernberedskap er nedfelt i selskapets styrende dokumentasjon, APOS. Hovedmålet for Lundin Norway AS er å hindre negativ påvirkning på mennesker, miljø og økonomi som følge av oljeutslipp. Dette oppnås ved å benytte definerte strategier, tilgjengelig utstyr og personell fra private og offentlige ressurser på en best mulig måte. Alt arbeid med å bekjempe oljesøl skal gjennomføres på en måte som hindrer skade på personell eller tredjeparts eiendeler. Dimensjoneringen av oljevernberedskapen gjøres basert på de mengder olje/emulsjon som kan forventes ved et eventuelt akuttutslipp av olje og de ulike forvitringsprosessene som påvirker den. Bekjempelsesfasen i en oljevernaksjon vil kunne bestå av ulike tiltak, hvor de vanligste er mekanisk opptak og kjemisk dispergering. Dimensjoneringen av beredskapen skal følge anbefalte retningslinjer, ref. [31] og [32]. Det vil bli utarbeidet en spesifikk oljevernberedskapsplan for driftsfasen før oppstart Metode Beredskapsanalysen for utbygging- og driftsfasen av Edvard Grieg-feltet, ref. [33], er gjennomført i henhold til «Veileder for miljørettet beredskapsanalyse», ref. [32]. Analysen er gjennomført i henhold til barriereprinsippet med fire ulike barrierer: Barriere 1 nær kilden (1A) Barriere 2 åpent hav (1B) Barriere 3 kystsone og fjordområder (2) Barriere 4 strandsone (3). For barriere 1A og 1B er det først beregnet systembehov i henhold til veiledningen, og deretter gjennomført modelleringer av mulig oljeopptak og dispergering med SINTEFs OSCAR modell for ulike systemkonfigurasjoner. Barriere 2 og 3 er videre dimensjonert basert på stranding av olje etter effekt av barriere 1A og 1B (95 persentil av strandet oljemengde) Analyse av dimensjoneringsbehov barriere 1A og 1B (åpent hav) Det er gjennomført en miljørettet oljevernberedskapsanalyse for utbygging og drift av feltet, ref. [33] og [25]. Dimensjonerende hendelse som er lagt til grunn for analysen av beredskapsbehov i utbyggingsfasen er et overflateutslipp på 5000 Sm 3 olje/døgn med en varighet på 11 dager. Raten er noe konservativ sammenliknet med dimensjonerende rater forbundet med boreoperasjonene og produksjonsbrønnene i de ulike fasene av utbyggingen (borefasen). Anbefalt beredskapsløsning basert på beredskapsanalysen for utbyggingsfasen vurderes derfor som svært robust, ref. [33]. Side 61 av 81

62 I analysen av beredskapsbehov for driftsfasen er det tatt utgangspunkt i 90-persentil utblåsningsraten og for oljeprodusenten med de høyeste potensielle utblåsningsratene, ref. [25]. 90-persentilraten tilsvarer høyeste rate for produsenten er 3200 Sm 3 /døgn Effektberegnet systembehov Beregning av systembehov for mekanisk oppsamling er basert på veileder for miljørettet beredskapsanalyser, ref. [32]. Ut fra oljens forvitringsegenskaper, ref. [24], vær- og vindforhold i de ulike årstidene, ref. [33], og krav til oljevernfartøy på norsk sokkel er det beregnet et beredskapsbehov som vist i Tabell 11-1 for utbyggingsfasen og Tabell 11-2 for driftsfasen. Antall NOFO-systemer rundes opp til nærmeste heltall for å møte kravet om å kunne håndtere lik eller større mengde emulsjon som det tilflyter barrieren. Oversikt over effektberegnet systembehov i utbyggingsfasen: Vårsesong: tre NOFO-systemer i barriere 1A og tre NOFO-systemer i barriere 1B Sommersesong: to NOFO-systemer i barriere 1A og to NOFO-systemer i barriere 1B Høst- og vinter: tre NOFO-systemer i barriere 1A og fire NOFO-systemer i barriere 1B Oversikt over effektberegnet systembehov i driftsfasen: Sommerhalvåret: to NOFO-systemer i barriere 1A og ett NOFO-system i barriere 1B Vinterhalvåret: to NOFO-systemer i barriere 1A og to NOFO-systemer i barriere 1B Tabell 11-1 Vurdering av systembehov for oljevernberedskap på Edvard Grieg-feltet i utbyggingsfasen. Parameter Vår Sommer Høst Vinter Vektet utblåsningsrate (Sm 3 /d) Fordampning etter 2 t på sjø (%) Nedblanding etter 2 t sjø (%) Viskositet etter 2 sjø (cp) Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 /d) Behov for NOFO-systemer i barriere 1A 1) 2,35 (3) 1,89 (2) 2,22 (3) 2,35 (3) Effektivitet av barriere 1 52,5 64,3 45,7 37,3 Fordampning etter 12 t (%) Nedblanding etter 12 t (%) Viskositet etter 12 t på sjø (cp) Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) Emulsjonsmengde til barriere 2 (Sm 3 /d) Behov for NOFO-systemer i barriere 1B 2) 2,64 (3) 1,14 (2) 3,03 (4) 3,49 (4) 1) Ett standard NOFO-system har en nominell kapasitet på Sm 3 olje per dag. 2) Barriere 1B er dimensjonert med bruk av Hi-Wax skimmer i vår-, høst- og vintersesongen da viskositeten kan overskride cp etter 12 timers forvitring, dvs. nominell kapasitet på 1900 Sm 3 olje per dag. Side 62 av 81

63 Tabell 11-2 Vurdering av systembehov for oljevernberedskap på Edvard Grieg-feltet i driftsfasen. Parameter Vår Sommer Høst Vinter Vektet utblåsningsrate (Sm 3 /d) Fordampning etter 2 t på sjø (%) Nedblanding etter 2 t sjø (%) Viskositet etter 2 sjø (cp) Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 /d) Behov for NOFO-systemer i barriere 1A 1) 1,51 (2) 1,21 (2) 1,42 (2) 1,51 (2) Effektivitet av barriere 1 52,5 64,3 45,7 37,3 Fordampning etter 12 t (%) Nedblanding etter 12 t (%) Viskositet etter 12 t på sjø (cp) Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) Emulsjonsmengde til barriere 2 (Sm 3 /d) Behov for NOFO-systemer i barriere 1B 2) 1,69 (2) 0,73 (1) 1,94 (2) 2,23 (2) 1) Ett standard NOFO-system har en nominell kapasitet på Sm 3 olje per dag. 2) Barriere 1B er dimensjonert med bruk av Hi-Wax skimmer i vintersesongen da viskositeten kan overskride cp etter 12 timers forvitring, dvs. nominell kapasitet på 1900 Sm 3 olje per dag Modellering av oljeopptak og dispergering Det er i beredskapsanalysen utarbeidet en omfattende liste med tilgjengelige NOFO-systemer. Disse skal mobiliseres raskest mulig og senest innen minste drivtid til land eller til sårbare miljøressurser. Beredskapsanalysen viser at sju NOFO-systemer med slepebåter kan være operative innen 25 timer. Responstidene for de ulike systemene er vist i Tabell Total responstid er inkludert 1 time tilleggstid for NOFO mobilisering av beredskapsplanen. Tabell 11-3 Responstider for de første ankomne NOFO-fartøyene og slepefartøyene til Edvard Grieg-feltet, ref. [33]. System nr. OR-Fartøy (lokasjon) Slepefartøy Total responstid (timer) 1 NOFO OMR. Volve-Sleipner RS Haugesund 8 2 NOFO OMR. Balder* RS Egersund 10 3 NOFO OMR. Troll-Oseberg 2* RS Kleppestø 12 4 NOFO OMR. Troll-Oseberg RS Måløy 1) 15 5 NOFO OMR. Tampen* RS Kristiansund 1) 20 6 Ula/Gyda/Tambar* NOFO Fartøypool 25 7 NOFO OMR. Gjøa* NOFO Fartøypool 25 Fartøy markert med * har utstyr for både mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering. 1) RS Måløy og RS Kristiansund kan ha behov for bunkring i Haugesund før de er klare for aksjon, ytterligere 1 time er derfor tillagt total responstid. På bakgrunn av systembehovsberegningene er det valgt å benytte OSCAR til å modellere mulig oljeopptak med fra ett til 11 systemer i barriere 1A og 1B. I tillegg er det modellert med 7 systemer for kjemisk Side 63 av 81

64 dispergering. I OSCAR-modelleringen av utslippene er det valgt å benytte 15 døgns følgetid etter at utslippet er endt (varighet 11 døgn), dvs. total varighet av hver oljedriftssimulering er på 26 døgn. Statistiske resultater fra oljedriftsmodelleringer uten beredskapstiltak viser at 0,3 % (sommer) og 0,1 % (vinter) av totalt utsluppet oljemengde vil nå kyst- og strandsonen. Hoveddelen av utsluppet oljemengde vil trolig fordampe, dispergeres naturlig i vannsøylen, nedbrytes og sedimentere innen 26 døgn, hvilket betyr at veldig lite olje vil bli igjen på havoverflaten. Resultatene i beredskapsanalysen viser en tydelig effekt av både mekaniske tiltakssystemer og kjemisk dispergering. Opptaket av total mengde utsluppet olje ved bruk av 7 mekaniske systemer (3 i Barriere 1A og 4 i Barriere 1B) er om lag 35,5 % i sommersesongen og 18,2 % i vintersesongen. Analysen viser en begrenset tilleggseffekt ved å dimensjonere med ytterligere systemer Dimensjonering av kyst og strandsoneberedskap (barriere 2 og 3) Basert på strandingsdata er det, svært konservativt, identifisert et behov for syv kystsystemer i sommerhalvåret og elleve kystsystemer i vinterperioden. Beregningen er gjort for utbyggingsfasen, ref. [33], siden dette er den mest ressurskrevende fasen som omfatter den høyeste dimensjonerende utblåsningsraten. Dimensjonerende drivtid til land (IUAene) varierer fra 9 til 24 døgn avhengig av sesong og region. For strandsonen er det identifisert et samlet behov for ca dagsverk i sommerperioden og 4900 dagsverk i vinterperioden. Den mest ressurskrevende regionen er Bergen IUA med et samlet behov på henholdsvis 1900 og 2900 dagsverk i sommer- og vinterhalvåret. Beregnet 95 persentil for strandet mengde emulsjon og korteste drivtid til land i utbyggingsfasen, med og uten effekt av beredskap, er vist i henholdsvis Tabell 11-4 og Tabell Det er ikke gjort en tilsvarende detaljert beregning for driftsfasen, ref. [25], men beredskapsanalysen for denne fasen har identifisert et behov for tilstrekkelig kapasitet til å håndtere 70 tonn olje per døgn i ti døgn i kyst- og strandsonen (barriere 2 og 3), se Tabell Tabell 11-4 Strandet mengde emulsjon (tonn), utbyggingsfase. IUA region Uten beredskap Med beredskap Sommer Vinter Sommer Vinter Nord Rogaland 263,2 217,6 50,5 171,3 Bergen 1658,6 760,2 379,1 574,5 Sogn og Sunnfjord 645,5 163,4 93,8 122,6 Nordfjord 122,7 128,5 33,9 77,3 Sunnmøre 146,2 26,8 61,7 22,7 Tabell 11-5 Korteste drivtid til land (døgn), utbyggingsfase. IUA region Uten beredskap Med beredskap Sommer Vinter Sommer Vinter Nord Rogaland 14,5 9,9 20 9,5 Bergen 13,8 9,2 13,5 9,8 Sogn og Sunnfjord 17,0 14,2 20,8 15,3 Nordfjord 20,1 16,5 20,9 16,4 Sunnmøre 21,4 24,5 24,3 24,5 Side 64 av 81

65 Tabell 11-6 Total mengde strandet emulsjon og korteste drivtid til land, driftsfase. Korteste drivtid til land (døgn) Strandet mengde emulsjon (tonn) Uten beredskap Med beredskap Uten beredskap Med beredskap Sommer (2+1 system) Vinter (2+2 system) Dispergering Hovedstrategi for bekjempelse av et eventuelt oljeutslipp fra feltet er mekanisk opptak. I beredskapsanalysen for feltet er også potensialet for kjemisk dispergering vurdert, både gjennom data i forvitringsstudiet og modellering av kjemisk dispergering med tilgjengelige ressurser på norsk sokkel, ref. [33]. Edvard Grieg råolje har et relativt stort vindu for bruk av kjemiske dispergeringsmidler. Ved sommerforhold er oljen dispergerbar opp til fem døgn ved 5 m/s vind, og to døgn ved 10 m/s vind. For vinterforhold er oljen dispergerbar inntil fire døgn ved 5 m/s og inntil ett døgn ved 10 m/s vind, se Tabell Sammenlikning av modelleringsresultatene for mekanisk oljevern og kjemisk dispergering viser en betydelig bedre effekt av mekanisk oljevern enn kjemisk dispergering. Dette gjelder både når det kommer til gjenværende olje på havoverflaten og stranding av olje langs kysten. Gitt en vedvarende oljevernaksjon vil bruk av dispergering vurderes ved en eventuell hendelse. Det gjøres da en avveining i forhold til konfliktpotensial med miljøressurser i området (faktisk påvist fugl samt kunnskap om fiskeutbredelse og gyting). Miljørisikoanalysen for feltet viste at sjøfugl i åpent hav er dimensjonerende for risikonivået, ref. [23], og vil således være primærressurs å beskytte i tilfellet et akuttutslipp av olje fra Edvard Grieg-feltet. Influensområdet i vannsøylen etter en eventuell utblåsning er begrenset til utslippspunktets nærområde. Voksen fisk og yngel er ansett som mer robust enn tidlige livsstadier med hensyn til effekter av akutt oljeforurensning. Egg og larver av fisk er ansett som mer sårbare for oljeforurensning, ref. [34]. Konfliktpotensialet ved akutt oljeforurensning vurderes ofte som størst for arter som gyter i eller har betydelige andeler egg og larver innen et avgrenset geografisk område. Artene tobis, øyepål, nordsjøtorsk, nordsjøhyse, makrell, nordsjøsei, hvitting og nordsjøsild gyter innen norsk sektor i Nordsjøen. Ingen av artene gyter konsentrert innen områder som overlapper med influensområdene i vannsøylen etter utblåsning fra Edvard Grieg-feltet. I miljørisikoanalysen ble det modellert mulige tapsandeler av torskeegg og larver i vannsøylen. Modelleringen viste imidlertid ingen sannsynlighet for tapsandeler > 0,5 % av totalt gyteprodukt, og således ingen kvantifiserbare effekter på fisk. Basert på eksisterende data kan det derfor være aktuelt å anbefale dispergering også i perioder som overlapper med gyteperioden for artene i Nordsjøen (november-juli), dersom dette vil gi en større miljøgevinst for sjøfugl enn kun mekanisk oppsamling alene. Det er gjennomført en detaljert vurdering av planlegging og bruk av dispergeringsmiddel ved et eventuelt akuttutslipp av olje under utbygging/drift av Edvard Grieg-feltet, ref. [35]. Tabell 11-7 viser tidsvinduet for bruk av kjemisk dispergering under sommer og vinterforhold. Side 65 av 81

66 Tabell 11-7 Tidsvindu for bruk av kjemisk dispergering for vinter- og sommerforhold ved ulike vindhastigheter. Grønn farge indikerer at oljen er dispergerbar, gul indikerer redusert kjemisk dispergerbarhet, mens rød indikerer dårlig dispergerbarhet. Sesong Tidsvindu dispergering (temp.) Timer Dager 0,04 0,08 0,13 0,25 0,38 0,50 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 Vind Vinter (5 C) Sommer (15 C) 2 m/s 5 m/s 10 m/s 15 m/s Vind 2 m/s 5 m/s 10 m/s 15 m/s 11.6 Fjernmåling og lekkasjedeteksjon For å ivareta krav til deteksjon av akutt forurensning fra innretningen vil beredskaps- og forsyningsfartøyene på feltet være utstyrt med oljedetekterende systemer, egnet for å detektere og kartlegge oljeutslipp på havoverflaten. Den primære leverandør av oljeverntjenester under en aksjon er NOFO, som på vegne av operatørene administrerer ressurser og koordinerer samarbeidet med øvrige avtalepartnere. For overvåkning av akutt forurensning inkluderer dette visuell observasjon, oljedetekterende radar og/eller IR kamera om bord på NOFOs havgående OR-fartøy, samt overvåkning med satellitt og fly. Tilsvarende utstyr vil også være påmontert Lundins egne standby-fartøy under bore- og driftsfasen. I driftsfasen vil i tillegg Edvard Griegplattformens oljedetekterende radarer (2) inngå i overvåkingsprogrammet for deteksjon av olje på sjø. Det vil bli etablert en avtale om SAR helikoptertjenester utstyrt med FLIR, som kan mobiliseres ved behov for fjernmåling og kartlegging av eventuell oljeforurensning på Edvard Grieg-feltet. Fjernmålingstiltak skal sikre at det finnes etablerte systemer for å oppdage akutte utslipp av betydning innenfor et akseptabelt tidsrom, samt at det finnes tilfredsstillende kompetanse og metoder for å bestemme posisjon, areal, mengde og bekjempbarhet av olje på sjø. Basert på krav til eksisterende felt med tilsvarende avstand til land er det forventet et krav om at akutt forurensning ved Edvard Grieg skal oppdages senest innen 3 timer. Fjernmålingsplanen for Edvard Grieg omfatter ulike teknikker for deteksjon av akutt forurensning. I dette inngår kontrollsystemer med trykkovervåkning og gassdeteksjon, massebalanse basert på sanntids strømningsmodellering i eksportrørledningene, OSD-radar på henholdsvis installasjonen og beredskapsfartøy, rutinemessig bruk av fastmontert IR-kamera på beredskapsfartøy, periodiske ROVinspeksjoner av rørledninger, samt visuell observasjon fra installasjonen, beredskapsfartøy og helikopter. Alle fjernmålingssystemer har ytelsesbegrensninger som følge av iboende egenskaper i anvendt teknikk og gjennom påvirkning av ytre forhold som lys og værforhold. Ved ugunstige værforhold reduseres Side 66 av 81

67 effektiviteten for både visuell observasjon og OSD-radaren. Ytterligere vil utslippsraten og utslippets avstand til plattformen påvirke hvor hurtig den aktuelle hendelsen blir oppdaget. Potensielt vil lekkasjer kunne inntreffe på ethvert tidspunkt. Noen aktiviteter kan imidlertid medføre økt risiko for lekkasjer, eksempelvis ved oppstart, innestenging og vedlikehold. Den aktuelle driftssituasjonen vil kunne redusere funksjonen for anvendt deteksjonsteknikk. I tillegg til dekning med OSD-radar basert på dempning av kapillærbølger er det valgt å prøve ut en nyutviklet OSD-radar på Edvard Grieg. Radaren benytter frekvensområdet GHz (Ku-bånd) til forskjell fra eksisterende radarer som opererer mellom 8 12 GHz (X-bånd). Det er betydelige forventninger knyttet til radaren med hensyn til økt dekningsgrad, sensitivitet og tilgjengelighet. Blant annet om radaren vil kunne detektere olje på flatt hav. Det er imidlertid behov for en kvalifiseringsprosess som planlegges utført i samarbeid med Statoil. Det er gjennomført modelleringer av rørledningslekkasjer ved Edvard Grieg for å avdekke om det vil kunne dannes oljeflak på sjø som kan detekteres etter henholdsvis 1 og 3 timer. Det er benyttet ulike utslippsrater til enkeltsimuleringer i OSCAR for flaktykkelser på 10 µm, 100 µm og 1000 µm. Arealet og tykkelsen på flakdannelsen er avgjørende for hvor raskt et utslipp vil bli detektert. Flaktykkelse for oppsamling eller opptak er antatt lik >100 µm (= 0,1 mm). Modellert overflateareal for definerte oljetykkelser er vist i Tabell Tabell 11-8 Overflateareal (m2) med olje over angitte tykkelser gitt ulike utslippsrater. Utslipp Overflateareal (m 2 ) (Sm 3 /døgn) 10 µm 100 µm 1000 µm 1 time 3 timer 1 time 3 timer 1 time 3 timer Basert på overflateareal kan det forventes at utslipp på ~5m 3 /time (100 m 3 /døgn) vil kunne detekteres innen 3 timer, og at større utslipp på 1000 m 3 /døgn vil kunne detekteres på 1 time. Fjernmålingsplanen er vurdert med hensyn til ytelse for deteksjon av akutt forurensning (Tabell 11-9), ref. [36]. Hensikten med analysen er å vurdere dekningsgraden til fjernmålingssystemet i lys av aktuelle begrensninger. Metodikken som er benyttet er basert på Norsk Olje og Gass anbefalte retningslinjer for vurdering av fjernmålingstiltak, ref. [37]. En samlet vurdering av fjernmålingssystemet tilsier at akutt forurensning av betydning vil kunne oppdages uavhengig av lys og værforhold og at ytelsen tilfredsstiller et forventet krav til deteksjon innen 3 timer. Deteksjon av lekkasjer i størrelsesorden mindre enn 100 m 3 /døgn (~5 m 3 /time) vil i stor grad påvirkes av gjeldende lys og værforhold. Det er sannsynlig at utslippsrater < 0,1 m 3 / time på plattformen vil bli oppdaget etter kort tid ved hjelp av gassdetektorer i kontrollsystemet eller av personell. For tilsvarende utslipp i sjø vil det kunne gå betydelig lengre tid før lekkasjen blir oppdaget. Utslippets varighet kan i uheldige fall være inntil tiden mellom to ROV-inspeksjoner. OSCAR-modelleringer viser at et undervannsutslipp i størrelsesorden 5m 3 /time vil gå til overflaten og danne oljeflak innen 3 timer med mulig deteksjon ved hjelp av OSD-radar. Dersom ugunstige vind og værforhold forhindrer deteksjon med radar antas det at visuell deteksjon av utslippet vil skje innenfor en periode på 12 timer. Utslipp til sjø med rater over 10 m 3 /time vil bli avdekket av plattformens kontrollsystemer. Side 67 av 81

68 Tabell 11-9 Fjernmålingssystemets ytelse for deteksjon av akutte utslipp. Deteksjonstid Utslippsrater Korteste drivtid til land > 9 døgn Plattform < 500 m sone < 0,1 m 3 / time < 1 time ROV 0,1-1 m 3 /time < 1 time < 1 uke 1-10 m 3 /time < 1 time < 12 timer 10 m 3 /time 10 % strømning < 1 minutt < 3 timer Store rørledningslekkasjer/ utblåsninger < 1 minutt < 1 time Forutsetningen for at fjernmålingsplanen skal fungere optimalt til enhver tid er oppfølging av rutiner for overvåkning og deteksjon, inkludert håndtering av alarmer ved akutt utslipp og falske alarmer, varsling, gjennomføring av tiltak, samt rapportering av eventuelt utslipp til sjø. Nødvendig kompetanse om tilgjengelige teknikker og bruk av system for fjernmåling vil etableres gjennom opplæring av personell. Dette med fokus på å kunne velge rett overvåking når andre teknikkers ytelse er redusert Forslag til beredskap mot akutt forurensning Basert på anbefalinger i beredskapsanalysen er Lundin Norway AS sin foreslåtte havgående beredskap som vist under: Utbyggingsfase: - Første system innen 8 timer - Fullt utbygd barriere (sju systemer) innen 25 timer. Driftsfase: - Første system innen 8 timer - Fullt utbygd barriere (fire systemer) innen 15 timer. Akutt forurensning skal detekteres raskest mulig og senest innen 3 timer. Kravet ivaretas av oljedetekterende systemer på beredskapsfartøyet og implementerte rutiner om bord. Kystnære systemer og strandrensesystemer skal innen 9,2 døgn være i stand til å håndtere dimensjonerende strandet emulsjonsmengde til miljøsårbart område. Ytterligere detaljering av systemer og ressurser vil fremgå av oljevernplanen som ferdigstilles før oppstart. Side 68 av 81

69 Referanseliste 1. Lundin Norway AS, Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for boring og komplettering av produksjonsbrønner i PL 338 på Edvard Grieg-feltet E-LUNAS- S-TA-00005, Lundin Norway AS, Søknad om tillatelse til bruk og utslipp av kjemikalier ved installasjon av stålunderstellet til Edvard Grieg E-LUNAS-S-TA-0006, Lundin Norway AS, Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven vedrørende ferdigstilling og utprøving av Edvard Grieg-installasjonen E-LUNAS-000-S-TA- 000, Lundin Norway AS, Søknad om tillatelse til injeksjon og utslipp av naturlig forekommende radioaktive stoffer fra Edvard Grieg-installasjonen i driftsfasen E-LUNAS-000-S- TA-00008, Statoil, Edvard Grieg gasseksportrørledning Søknad om tillatelse til utslipp fra klargjøring for drift (RFO), Statoil, doc.no AU-EGP-00024/. 6. Statoil, Edvard Grieg oljeeksportrørledning Søknad om tillatelse til utslipp fra klargjøring for drift (RFO), Statoil, dok.no AU-EGP-00023/. 7. OED, Godkjenning av plan for utbygging og drift av Edvard Grieg-feltet, Lundin Norway AS, PL338 Plan for utbygging, anlegg og drift av Luno. Del 2 Konsekvensutredning Miljøverndepartementet, Helhetlig forvaltning av det marine miljø i Nordsjøen og Skagerak (forvaltningsplan). Meld. St. 37 (22 23) Kværner, Waste water Dispersion Study KVEST-0-S-RA-00021, Kværner, BAT assessment report E-KVEST-0-S-RA-000, HI&DN, Faglig grunnlag for en forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak: Arealrapport. Rapport fra faggruppen for Nordsjøen til styringsgruppen for helhetlig forvaltning av norske havområder. TA- 2681/20., DNV/MOLAB, Miljøovervåkning og grunnlagsundersøkelse i Region II 22.. Rapportnr , Meteorologisk institutt, Metocean report for PL338 Production Unit METIN-RA- 00, Fugro Ltd, Pipeline Route Survey Edvard Grieg to Grane. Lundin report no. LN12303-A, Fugro Ltd, Pipeline Route Survey Edvard Grieg to SAGE tee. Lundin report no. LN12303-C, RNB, Miljødirektoratet, Tillatelse etter forurensningsloven for boring av produksjonsbrønner på Edvard Grieg Norsk olje og gass, Anbefalte retningslinjer for utslippsrapportering, 044, Norsk olje og gass, Anbefalte retningslinjer for avfallstyring i offshorevirksomhet, 093, Norsk standard, 9431 Klassifisering av avfall. Side 69 av 81

70 Lundin Norway AS, Risk Acceptance Criteria for Operations on the Norwegian Continental Shelf LUNAS-S-FD-00., DNV, Miljørisikoanalyse for utbygging av Edvard Grieg-feltet i PL338 i Nordsjøen. Lundin Dok.nr.: 23380E-DNVAS-000-S-CA-000. Rapportnr , SINTEF, Weathering properties of Luno crude oil related to oil spill response. Weathering study, dispersibility testing and chemical characterization DNV, Miljørisiko- og beredskapsvurdering av utblåsningsrater for produksjonsbrønn på Edvard Grieg-feltet. Lundin rapport nr E-LUNAS-000-S-RA-00006, Scandpower, Blowout and well release frequencies based on SINTEF offshore blowout database /23/R3, Add Wellflow, Blowout and kill simulations study, revision 1. Luno. August Lundin Norway AS, EG Blowout ppt. Modelled potential blowout rates for the best oil producer at Edvard Grieg/Tellus DNV, ERA Edvard Grieg: Leak study. 18JZOMA-4/ VANDEN(00): 19. Notat Scandpower, Blowout and well release frequencies based on SINTEF offshore blowout database Norsk olje og gass, Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser Norsk olje og gass, N., Veileder for miljørettet beredskapsanalyser rev., DNV, Beredskapsanalyse (BA) for Edvard Grieg feltet i PL338 i Nordsjøen. Rapportnr , SFT&DN, Beredskap mot akutt forurensning. Modell for prioritering av miljøressurser ved akutte oljeutslipp langs kysten , DNV, notat. Dispergeringsvurderinger Edvard Grieg (PL338) Lundin Norway AS, Evaluering av fejernmålingstiltak på Edvard Grieg E-LUNAS- 000-S-RA-00006, Norsk olje og gass, Anbefalte retningslinjer for vurdering av fjernmålingstiltak, nr.100, rev.2, Side 70 av 81

71 13 Vedlegg Side 71 av 81

72 13.1 VEDLEGG I Hovedprosessenee på Edvard Grieg Oversikt over hovedprosessenee på Edvard Grieg Side 72 av 81

73 13.2 VEDLEGG II Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier Tabell 13-1 Planlagt forbruk, utslipp og injeksjon av produksjonskjemikalier. Fargekatgori Forbruk (kg) Utslipp (kg) Injeksjon (kg) % andel stoff i kategori Forbruk av stoff i kategori (kg) Utslipp av stoff i kategori (kg) Injeksjon av stoff i kategori (kg) Handelsnavn Funksjon Rød Gul/Y1 Y2 Grønn Rød Gul/Y1 Y2 Grønn Rød Gul/Y1 Y2 Grønn Rød Gul/Y1 Y2 Grønn EB 8535 Emulsjonsbryter Y % 63 % 31 % 6 % DF 510 Skumdemper Rød % 91 % 0 % 0 % 1943, SI 4259 Avleiringshemmerprosess Gul/Y % 17 % 0 % 83 % SI 4137 Avleiringshemmernedihulls Gul/Y % 24 % 0 % 76 % MEG Hydrathemmer Grønn % 0 % 0 % 100 % OR 13 Oksygenfjerner Grønn % 3 % 0 % 97 % SD 4098 Avleiringsløser Gul/Y % 1 % 0 % 99 % SI 4130 Avleiringshemmerskvisbehandling Gul/Y % 0 % 20 % 80 % Scaletreat 852NW SRU: Avleiringshemmer Gul Y % 3 % 48 % 48 % Scavtreat 1215 SRU: Oksygenfjerner Grønn % 0 % 0 % 100 % TOTALT Planlagt forbruk, utslipp og injeksjon av gassbehandlingskjemikalier. Handelsnavn Funksjon Farge Forbruk Utslipp Injeksjon % andel stoff i kategori Forbruk av stoff i kategori (kg) Utslipp av stoff i kategori (kg) Injeksjon av stoff i kategori (kg) katgori (kg) (kg) (kg) Rød Gul/Y1 Y2 Grønn Rød Gul/Y1 Y2 Grønn Rød Gul/Y1 Y2 Grønn Rød Gul/Y1 Y2 Grønn TEG Gasstørking Gul/Y % 100 % 0 % 0 % HR 2709 H2S fjerner Gul/Y % 50 % 0 % 50 % KI 3791 ph buffer Gul/Y % 33 % 0 % 67 % TOTALT Side 73 av 81

74 Tabell 13-3 Planlagt forbruk, utslipp og injeksjon av hjelpekjemikalier. Fargekatgori Forbruk (kg) Utslipp (kg) Injeksjon (kg) % andel stoff i kategori Forbruk av stoff i kategori (kg) Utslipp av stoff i kategori (kg) Injeksjon av stoff i kategori (kg) Handelsnavn Funksjon Rød Gul/Y1 Y2 Grønn Rød Gul/Y1 Y2 Grønn Rød Gul/Y1 Y2 Grønn Rød Gul/Y1 Y2 Grønn MB 544C Biocid Gul/Y % 50 % 0 % 50 % CC Turboclean Vaskemiddel Gul/Y % 100 % 0 % 0 % MB 549 (15% hypokloritt) Drikkevannsbiocid Gul/Y % 20 % 0 % 80 % Zok 27 Turbinvaskemiddel Gul/Y % 12 % 0 % 88 % SI 4470 Avleiringshemmerdrikkevann Gul/Y % 3 % 19 % 78 % Troskil 92C SRU: Biocid Rød % 53 % 0 % 26 % SRU: Alkalisk Scalesolv 8562 rengjøringsmiddel Gul/Y % 22 % 29 % 49 % SRU: Acidic Tros Fex rengjøringsmiddel Grønn % 0 % 0 % 100 % MB 549 SRU: Natriumhypokloritt Gul/Y % 20 % 0 % 80 % Propylen glycol SRU: Preservering Gul/Y % 100 % 0 % 0 % TOTALT Tabell 13-4 Planlagt forbruk, utslipp og injeksjon av kjemikalier til eksportstrøm. Farge Forbruk Utslipp Injeksjon % andel stoff i kategori Forbruk av stoff i kategori (kg) Utslipp av stoff i kategori (kg) Injeksjon av stoff i kategori (kg) Handelsnavn Funksjon katgori (kg) (kg) (kg) Rød Gul/Y1 Y2 Grønn Rød Gul/Y1 Y2 Grønn Rød Gul/Y1 Y2 Grønn Rød Gul/Y1 Y2 Grønn KI 3127 Korrosjonshemmer Gul/Y % 19 % 0 % 81 % TOTALT Side 74 av 81

75 Tabell 13-5 Omsøkte mengder kjemikalier (kg) for årlig forbruk, utslipp og injeksjon fordelt på bruksområde og kjemikaliekategoriene grønn, gul/gul Y1, gul Y2, rød. Bruksområde Grønn Gul /Gul Y1 Gul Y2 Rød Forbruk Utslipp Injeksjon Forbruk Utslipp Injeksjon Forbruk Utslipp Injeksjon Forbruk Utslipp Injeksjon Produksjonskjemikalier Hjelpekjemikalier Gassbehandlingskjemikalier Eksportstrømskjemikalier Totalt Side 75 av 81

76 13.3 VEDLEGG III Miljøvurdering av kjemikalier Produksjonskjemikalier Handelsnavn Funksjon Miljøvurdering EB-8535 (Gul Y2) Emulsjonsbryter Emulsjonsbryter brukes for å sikre en raskere separasjon av olje og produsertvann, slik at eksportolje og produsertvann når sine respektive spesifikasjoner. Emulsjonsbryter vil bli tilsatt oppstrøms for å oppnå økt separasjon av olje og vann. Emulsjonsbryteren er lite vannløselig og vil i hovedsak følge oljestrømmen. DF-510 (Rød) SI-4259 (Gul/Y1) SI-4137 (Gul/Y1) MEG (Grønn) Skumdemper Avleiringshemmer - topside Avleiringshemmer - nedihulls Monoetylenglykol, hydrathemmer EB-8535 er i miljøfareklasse Gul Y2 grunnet moderat nedbrytbarhet i sjø. Produktet kan være skadelig for vannlevende organismer, og kan forårsake uønskede langtidsvirkninger i vannmiljøet. Produktet har ikke potensiale for bioakkumulering. Skumdemper tilsettes for å forhindre skumdannelse i separatorer og forhindrer medrivning av olje i gassfase. Skumdemper vil bli tilsatt oppstrøms inløpsseparatorer ved behov eller eventuelt oppstrøms 2. trinn separator. En liten del av produktet vil gå med produsertvann. Skumdemperen DF-510 er i miljøfareklasse Rød. Produktets komponenter er ikke klassifisert som miljøskadelige, men det utelukkes ikke at store eller hyppige utslipp kan være miljøskadelige. Produktet er moderat bionedbrytbart og inneholder potensielt bioakkumulerbare stoffer. Produktet er uløselig i vann og spres på vannoverflaten. Avleiringshemmer topside brukes for å forhindre dannelse av avleiringer (CaCO 3 og BaSO 4 ) i produsertvannsystemet. Kjemikaliet tilsettes oppstrøms inløpsseparatorer og vil følge produsertvannet til reinjeksjon. Avleiringshemmeren SI-4259 er i miljøfareklasse Gul Y1 grunnet rask nedbrytbarhet i sjø. Produktet har ikke potensiale for bioakkumulering og forventes ikke å medføre risiko for skadevirkninger i miljøet. Avleiringshemmer nedihulls brukes for å forhindre dannelse av avleiringer (CaCO 3 og BaSO 4 ) i flowline. Kjemikaliet tilsettes nedihulls og vil følge produsertvannsfasen topside og videre til reinjeksjon. Avleiringshemmeren SI-4137 er i miljøfareklasse Gul Y1 grunnet rask nedbrytbarhet i sjø. Produktets komponenter er ikke klassifisert som miljøskadelige, men det utelukkes ikke at store eller hyppige utslipp kan være miljøskadelige. Produktet har ikke potensiale for bioakkumulering. Monoetylenglykol er oppført på Plonor-listen og regnes som harmløst mot det akvatiske miljøet. Dersom kjemikaliet slippes ut i det marine miljø vil det fortynnes i vannmassene og hurtig brytes ned av mikroorganismer. MEG regnes ikke som giftig for hverken marine mikroorganismer eller høyerestående hvirveldyr. I det åpne marine miljø vil stoffet fortynnes lett i vannsøylen og i en resipient med såpass stor kapasitet at bionedbrytbarheten vil gå hurtig. Side 76 av 81

77 Handelsnavn Funksjon Miljøvurdering Dersom større mengder MEG slippes ut til mindre resipienter med lav vannutskifting kan mikrobiell nedbrytning medføre oksygenutarming og H 2 S-utvikling. OR-13 (Grønn) Oksygenfjerner Oksygenfjerner tilsettes for å redusere oksygen i sjøvann for å unngå at sjøvannet blir korrosivt. Produktet tilsettes via recycle linje inn i avluftningstårnet. Oksygenfjerneren reagerer med oksygen i sjøvann med sulfat-ioner som reaksjonsprodukt. SD-4098 (Gul/Y1) SI-4130 (Gul/Y1) Scaletreat 852NW (Gul Y2) Scavtreat 1215 (Plonor) Avleiringsløser Avleiringshemmer - skvisbehandling SRU: Avleiringshemmer SRU: Oksygenfjerner (Natriumbisulfitt, preservering sommer) Oksygenfjerner OR-13 er i miljøfareklasse grønn. Produktet er ikke ansett som miljøfarlig og består utelukkende av uorganiske forbindelser som ikke er bionedbrytbare. Bruk av avleiringsløser vil bli vurdert ved oppbygging av avleiringer i brønn eller prosessanlegg. Avleiringsløser vil etter behov tilsettes batchvis og da nedihulls produksjonsbrønner eller i prosessanlegget. Kjemikaliet er vannløselig og følger produsertvann til injeksjon og eventuelt til sjø. Avleiringsløseren SD-4098 er i miljøfareklasse Gul Y1 grunnet rask nedbrytbarhet i sjø. Produktet har ikke potensiale for bioakkumulering. Produktet er ikke ansett som miljøfarlig, men kan påvirke ph i vannmiljøet med risiko for skadevirkninger for vannorganismer. Avleiringshemmer inhibitor brukes for å forhindre dannelse av scale i brønn og flowline. Kjemikaliet tilsettes som en batch behandling der produktet skvises inn i nærbrønnsområdet. Kjemikaliet fester seg til formasjonen og ved tilbakeproduksjon avgis det litt og litt kjemikalie som følger produsertvannsfasen. Avleiringshemmeren SI-4130 er i miljøfareklasse Gul Y1 grunnet rask nedbrytbarhet i sjø. Produktets komponenter er ikke klassifisert som miljøskadelige, men det utelukkes ikke at store eller hyppige utslipp kan være miljøskadelige. Produktet har ikke potensiale for bioakkumulering. Produktet kan påvirke ph i vannmiljøet med risiko for skadevirkninger for vannorganismer. Avleiringshemmeren vil injiseres til sjøvannet i SRU-pakken for å unngå utfelling av kalsiumkabonat og bariumsulfat. Kjemikaliet vil følge konsentratet til sjø. Avleiringshemmeren Scaletreat 852NW er i miljøfareklasse Gul Y2 grunnet moderat nedbrytbarhet i sjø. Produktet er ikke ansett som miljøfarlig, og inneholder ikke stoffer som betraktes som bioakkumulerbare. Oksygenfjerner tilsettes sjøvann i SRU-enheten for å redusere vannets oksygeninnhold før injeksjon i reservoaret. Oksygenfjerner Scavtreat 1215 er listet på Plonor og regnes som harmløst mot det akvatiske miljøet. Produktet består utelukkende av uorganiske forbindelser. Produktet har ikke potensiale for bioakkumulering. Side 77 av 81

78 Gassbehandlingskjemikalier Handelsnavn Funksjon Miljøvurdering TEG (Gul/Y1) Medium for gasstørking Trietylenglykol (TEG) benyttes i ekstraksjonstårn for fjerning av vann i våt gass slik at eksportspesifikasjonen blir oppnådd. Kjemikaliet følger gassfasen og vil ikke gå som utslipp til sjø. HR-2709 (Gul/Y1) KI-3791 (Gul/Y1) H 2 S fjerner ph-buffer i TEGsystemet Trietylenglykol er i miljøfareklasse Gul Y1 grunnet rask nedbrytbarhet i sjø. Produktet har ikke potensiale for bioakkumulering. TEG er ikke akutt toksisk for marine organismer. H 2 S-fjerner vil bli benyttet dersom det skulle oppstå fare for forsuring av reservoaret over tid. Det er tilrettelagt for injeksjon av H 2 S-fjerner oppstrøms separatorene før vanninjeksjon og gasseksport. Kjemikaliet er vannløselig og følger produsert vann til injeksjon og eventuelt til sjø. HR-2709 er i miljøfareklasse Gul Y1 grunnet rask nedbrytbarhet i sjø. Produktets komponenter er ikke klassifisert som miljøskadelige, men det utelukkes ikke at store eller hyppige utslipp kan være miljøskadelige. Produktet har ikke potensiale for bioakkumulering. Produktet kan påvirke ph i vannmiljøet med risiko for skadevirkninger for vannorganismer. For å unngå korrosjon i TEG kontaktor på grunn av CO 2 i gassfasen tilsettes en ph-buffer. KI-3791 tilsettes til TEG slik at alkaliniteten holdes rundt 10mM. KI-3791 vil normalt ikke kunne gå til produsertvann. KI-3791 er i miljøfareklasse Gul Y1 grunnet rask nedbrytbarhet i sjø. Produktets komponenter er ikke klassifisert som miljøskadelige, men det utelukkes ikke at store eller hyppige utslipp kan være miljøskadelige. Produktet har ikke potensiale for bioakkumulering. Side 78 av 81

79 Hjelpekjemikalier Handelsnavn Funksjon Miljøvurdering MB-544C (Gul/Y1) Biocid til prosess Biocid tilsettes produsertvann/sjøvann til reinjeksjonssystemet for å forhindre bakterievekst med påfølgende begroing. Begroing kan føre til redusert injektivitet. Biocid tilsettes til produsertvannet, men endelig injeksjonspunkt er ikke bestemt da det er flere muligheter. Alt Biocid vil følge produsert vann. CC Turboclean (Gul/Y1) MB- 549 (15 % hypokloritt) (Gul/Y1) Zok 27 (Gul/Y1) SI-4470 (Gul/Y1) Troskil 92C (Rød) Scalesolv 8562 (Gul/Y1) Vaskemiddel prosess Drikkevannsbiocid, System 53 - Ferskvann Turbinvaskemiddel Avleiringshemmer 4, System 53 - Ferskvann SRU: Biocid SRU: Alkalisk rengjøringsmiddel Biocidet MB-544C er i miljøfareklasse Gul Y1 grunnet rask nedbrytbarhet i sjø. Meget giftig for vannlevende organismer. Produktet inneholder ikke stoffer med potensiale for bioakkumulering. CC Turboclean er et vaskemiddel til bruk i prosessområdene. Vaskemiddelet vil gå til dreneringssystemet og ledes til sjø. Vaskemiddelet CC-Turboclean er i miljøfareklasse Gul Y1 grunnet rask nedbrytbarhet i sjø. Produktet er ikke klassifisert som miljøskadelige, men det utelukkes ikke at store eller hyppige utslipp kan være miljøskadelige. Produktet inneholder potensielt bioakkumulerbare stoffer. Hypokloritt injiseres i resirkuleringslinjen til ferskvannet for å opprettholde klorinnholdet (0,1 mg/l). Ferskvann vil gå via avløpssystemet til sjø. Drikkevannsbiocidet MB-549 (15 % hypokloritt) er i miljøfareklasse Gul Y1 grunnet rask nedbrytbarhet i sjø. Produktet kan påvirke ph i vannmiljøet med risiko for skadevirkninger for vannorganismer. Produktet består utelukkende av uorganiske forbindelser som ikke er bionedbrytbare. Zok 27 benyttes til rengjøring av turbiner og vil gå som utslipp til sjø. Turibinvaskemiddelet Zok 27 er i miljøfareklasse Gul Y1 grunnet rask nedbrytbarhet i sjø. Produktet har ikke potensiale for bioakkumulering. Avleiringshemmer blir injisert i ferskvannsgeneratoren for å unngå avleiringer som følge av høy sjøvannstemperatur eller trykk. Ferskvann vil gå til sjø. Avleiringshemmeren SI-4470 er i miljøfareklasse Gul Y1 grunnet rask nedbrytbarhet i sjø. Produktets komponenter er ikke klassifisert som miljøskadelige, men det utelukkes ikke at store eller hyppige utslipp kan være miljøskadelige. Produktet har ikke potensiale for bioakkumulering. Biocidet Troskil 92 C tilsettes for å hindre bakterievekst og redusert injektivitet av SRU membraner. Troskil 92C er i miljøfareklasse rød. Produktet inneholder stoffer som er giftige for vannorgansimer og som kan medføre uønskede langtidseffekter i vannmiljøet. Produktet er lett bionedbrytbart, men inneholder ikke stoffer med potensiale for bioakkumulering. Scalesolv 8562 benyttes til rengjøring av SRU-membraner og vil gå som utslipp til sjø. Det alkaliske rengjøringsmiddelet er i miljøfareklasse Gul Y1 grunnet rask nedbrytbarhet i sjø. Produktet forventes ikke å være giftig for vannorganismer, men produktet kan påvirke ph i vannmiljøet med Side 79 av 81

80 Handelsnavn Funksjon Miljøvurdering risiko for skadevirkninger for vannorganismer. Produktet har ikke potensiale for bioakkumulering. Tros Fex (Plonor) SRU: Acidic rengjøringsmiddel Tros Fex benyttes til rengjøring av SRU-membraner og vil gå som utslipp til sjø. MB-549 (Gul/Y1) Propylen glycol (Gul/Y1) SRU: Natriumhypokloritt SRU: Preserveringsvæske Rengjøringsmiddelet Tros Fex er listet på Plonor og regnes som harmløst mot det akvatiske miljøet. Produktet er bionedbrytbart og inneholder ikke stoffer med potensiale for bioakkumulering. Biocidet MB-549 tilsettes for å hindre bakterievekst med påfølgende begroing og redusert injektivitet av SRU membraner. Natriumhypokloritt MB-549 er i miljøfareklasse Gul Y1 grunnet rask nedbrytbarhet i sjø. Produktet er gifitg med langtidsvirkning for liv i vann. Produktet består utelukkende av uorganiske forbindelser som ikke er bionedbrytbare, men kan påvirke ph i vannmiljøet med risiko for skadevirkninger for vannorganismer. For beskyttelse av SRU-membranene ved stillstand i kalde perioder benyttes propylenglykol som preserveringsvæske. Den anbefalte preserveringsvæsken vil gå som utslipp til sjø. Preserveringsvæsken Propylenglykol er i miljøfareklasse Gul Y1 grunnet rask nedbrytbarhet i sjø. Produktet forventes ikke å medføre risiko for skadevirkninger i miljøet, og inneholder ikke stoffer med potensiale for bioakkumulering. Side 80 av 81

81 Kjemikalier til eksportstrøm Handelsnavn Funksjon Miljøvurdering KI-3127 (Gul/Y1) Korrosjonshemmer for oljeeksport Korrosjonshemmeren tilsettes for å forhindre korrosjon i oljeeksportrørledningen. Produktet tilsettes oppstrøms oljeeksportsystemet, men etter at alt produsertvann er fjernet. All korrosjonshemmer vil derfor gå til oljeeksport uten utslipp til sjø. Korrosjonshemmeren KI-3127 er i miljøfareklasse Gul Y1 grunnet rask nedbrytbarhet i sjø. Produktets komponenter er ikke klassifisert som miljøskadelige, men det utelukkes ikke at store eller hyppige utslipp kan være miljøskadelige. Hjelpekjemikalier i lukket system Handelsnavn Funksjon Miljøvurdering Shell Tellus S2 Hydraulikkolje Shell Tellus S2 V 15 er valgt for styring av topside ventilkontrollsystem V 15 og nedihullssikkerhetsventiler. Castrol Brayco Micronic SV3 Hydraway HVXA 46 HP KI-302C (Gul) MB-5318 (Gul) Hydraulikkvæske Hydraulikkolje Korrosjonshemmer for varmemediet Biocid for diesel Shell Tellus S2 V 15 består av baseoljer og additiver. Baseoljene er røde grunnet kombinasjonen av lav nedbrytbarhet og høyt bioakkumuleringspotensiale. Additivene er klassifisert som siden de ikke har detaljerte miljødata. Castrol Brayco Micronic SV/3 er valgt for styring av annulus innstrømningskontrollventiler. Castrol Brayco Micronic SV/3 er i miljøfareklasse Gul Y2 grunnet moderat nedbrytbarhet i sjø. HydraWay HVXA 46 HP vil bli benyttet på krana. Hydraway HVXA 46 HP er en hydraulikkolje som brukes i betydelige volum, men ikke slippes til sjø. Produktet består av baseoljer og additiver. Baseoljene er dels røde og dels svarte grunnet kombinasjon av lav nedbrytbarhet og høyt bioakkumuleringspotensiale. Additivene er svarte siden de ikke har detaljerte miljødata. Korrosjonshemmeren tilsettes for å forhindre korrosjon i varmemediet. Varmemediet er et lukket system. Korrosjonshemmeren KI-302C er i miljøfareklasse Gul grunnet rask nedbrytbarhet i sjø. Produktet består utelukkende av uorganiske forbindelser. Produktets komponenter er ikke klassifisert som miljøskadelige, men det utelukkes ikke at store eller hyppige utslipp kan være miljøskadelige. Dieselbiocid tilsettes for å forhindre oppvekst av bakterier og sopp i dieselsystemet. Injeksjonspunktet for dieselbiocid er plassert på bunkringslinjen, slik at biocidet vil bli tilsatt ved bunkring av diesel (preventiv behandling). Biocidet MB-5318 er i miljøfareklasse Gul grunnet bionedbrytbarhet over 60 %. Produktet er oppløselig i vann og inneholder et stoff som er skadelig for vannorganismer. Produktet har ikke potensiale for bioakkumulering. Side 81 av 81