Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for boring av brønn 35/9-13 Tethys i PL 682

Transkript

1 Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for boring av brønn 35/9-13 Tethys i PL 682 Bayerngas Norge AS Tel Lilleakerveien 8, N-0283 Oslo post@bayerngas.no Org.nr P.O. Box 73, N-0216 Oslo

2 CLASSIFICATION Open Internal Confidential Doc Title Doc Ref: Version Version 1.0 Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for boring av brønn 35/9-13 Tethys i PL 682 PL Signature Date Prepared Astrid Pedersen, Acona Reviewed Ørjan Bustnes, BGN Reviewed Toralf Kaland, BGN Approved Davide Gaggero, BGN This document has been reviewed and approved electronically. Side 2 of 64

3 Innholdsfortegnelse Forkortelser... 5 Sammendrag... 6 Overordnet ramme for aktiviteten... 7 Generell informasjon, boreplan og brønntest... 7 Beliggenhet, lisensforhold og målsetting for letebrønnen... 7 Boreplan og brønndesign Risikoreduserende tiltak i forbindelse boreplan og boreoperasjon Brønnntest Gjennomføring av brønntest Brønntestanlegg og alternative teknologier Tiltak for å sikre optimal forbrenning Barrierer for å forhindre oljesøl, oljenedfall og sotdannelse Miljøforhold ved lokasjonen Havbunnsundersøkelse og sårbar bunnfauna Ressurser som kan påvirkes av boreoperasjonen Forbruk og utslipp av kjemikalier Miljøvurderinger, karakterisering og substitusjon av kjemikalier Omsøkte forbruks- og utslippsmengder av kjemikalier Borekjemikalier Sementkjemikalier Kjemikalier for bruk i brønntesten Hjelpekjemikalier (riggkjemikalier) Kjemikalier i lukkede systemer Beredskapskjemikalier Utslipp av tørrbulk gjennom ventilasjonsliner Andre planlagte utslipp til sjø Borekaks Drenasjevann og oljeholdig vann Sanitærvann Planlagte utslipp til luft Utslipp fra kraftgenerering Energieffektivisering Utslipp ved brønntest Side 3 of 64

4 Sot og oljenedfall under brønntesting Beregning av sot og oljenedfall under brønntesting Miljøkonsekvenser knyttet til utslipp av sot og oljenedfall Avfallshåndtering Kontroll, måling og rapportering Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensing Akseptkriterier i miljørisikoanalysen Oljens forvitringsegenskaper Definerte fare- og ulykkessituasjoner Drift og spredning av olje (oljedriftsmodellering) Influensområde for olje på sjøoverflaten Influensområde for olje i vannkolonnen Influensområde for olje akkumulert på strandlinjen Resultater fra miljørisikoanalysen Resultater fra beredskapsanalysen Oljevernberedskap på åpent hav (barriere 1A og 1B) Beredskapsbehov kyst (barriere 2) og strand Kjemisk dispergering Deteksjon av olje og overvåkning ved oljevernaksjon Beredskapsplan Risikoreduserende tiltak for utilsiktede utslipp Vurdering av miljørisiko og behov for beredskap Oppsummering og konklusjon Vedlegg 1 Beskrivelse av hovedkomponentene i brønntestanlegget Vedlegg Side 4 of 64

5 Forkortelser BGN: BOK: BOP: DP: DST: HOCNF: IGSA: IUA: MD: MEG: MIRA: MMB: NOFO: NOROG: OBM: OSCAR: PFOS: P&ID: REACH: RKB: RRM SEAPOP: SVO: THC TVD: VØK: WBM: WWF: Bayerngas Norge AS Beslutning om konkretisering Utblåsningsventil (Blowout preventer) Dynamisk posisjonering Drill stem test Harmonized Offshore Chemical Notification Formate, kjemikalie dokumentasjon for offshore kjemikalier Innsatsgruppe Strand Akutt Interkommunalt utvalg mot akutt forurensning Målt dyp (Measured Depth) Monoetylenglykol Metode for miljørettet risikoanalyse Marin Miljø Beredskap Norsk Oljevernforening for operatørskap Norsk Olje og Gass Oljebasert borevæske (Oil based mud) Oil Spill Contigency And Response (programvare benyttet til olje driftssuimuleringer) Perfluoroktylsulfonat Piping and instrumentation diagram Det europeiske kjemikalieregelverket, gjeldende i Norge ved REACHforskriften Rotary Kelly Bushing /dybdereferanse boredekk Riserless Mud Recovery Landsdekkende program for overvåkning av sjøfugl Særlig verdifullt og sårbart område Total Hydrocarbon Concentration Sant dyp (True Vertical Depth) Verdsatte økosystem komponenter Vannbasert borevæske (water based mud) World Wildlife Fund Side 5 of 64

6 Sammendrag I henhold til Lov om vern mot forurensninger og om avfall (Forurensningsloven) 11 og HMSforskriftene søker Bayerngas Norge AS (heretter omtalt som BGN) om tillatelse til virksomhet i forbindelse med boring av letebrønn 35/9-13 Tethys. Leteboringen gjennomføres i henhold til arbeidsprogrammet for utvinningstillatelsen for PL 682 i blokk 35/9 i nordlige del av Nordsjøen. Tidligste forventede oppstart av boreoperasjonen er midten av oktober Søknaden omfatter boring av letebrønnen samt brønntest og boring av sidesteg (35/9-13A) ved et eventuelt funn. Ved å inkludere brønntest og sidesteg kan behovet for boring av en avgrensningsbrønn unngås, dersom ressursgrunnlaget er tilstrekkelig basert på data fra denne brønnen. Ved et eventuelt drivverdig funn er produksjon planlagt tilknyttet eksisterende infrastruktur i området. Brønnen vil plugges og forlates permanent i henhold til gjeldende regelverk før riggen forlater lokasjonen. Total varighet for aktivitetene er estimert til 108 dager. Den halvt nedsenkbare boreriggen Songa Enabler vil benyttes under boreoperasjonen. Figur 1 Songa Enabler Tethys er lokalisert 11 km nordvest for Gjøa installasjonen. Brønnen ligger ca. 38 km fra grunnlinja og 42 km unna nærmeste landområde (Atløy-Værlandet). Vanndypet er ca. 365 meter. Borestedsundersøkelsen avdekket ingen rødlistearter, koraller eller annen sårbar bunnfauna i området. Hensikten med boreoperasjonen er å undersøke oljeførende lag i sandsteiner av Oxfordian alder for hydrokarboner. Boreoperasjonen planlegges gjennomført med vannbasert og oljebasert borevæske. Oljebasert borevæske planlegges tatt til land etter bruk. Det søkes om tillatelse til utslipp av totalt tonn grønne og 24 tonn gule stoffer i forbindelse med boringen. I tillegg søkes det om utslipp av borekaks til sjø, utslipp til luft og sjø i forbindelse med kraftgenerering og brønntest samt disponering av avfall. Side 6 of 64

7 Det er gjennomført en helårig miljørisiko- og beredskapsanalyse med oljedriftsimuleringer for sjøbunns- og overflateutblåsning (Acona 2017). Gitt en utblåsning viser oljedriftssimuleringene relativt store influensområder på overflate og langs strandlinjen gjennom hele året. Influensområdene i vannkolonnen er relativt små og konsentrert rundt brønnen. Sannsynligheten for stranding er høy hele året med korte drivtider til land. Miljørisikoen for pelagisk sjøfugl er middels i boreperioden og høy om vinteren, mens miljørisikoen for kystbunden sjøfugl er lav. Miljørisikoen for andre analyserte ressurser er lav eller tilnærmet null. Brønnens kystnære lokasjon med korte drivtider til land og relativt store influensområder på overflate og langs strandlinjen, er viktig i forbindelse med planleggingen av oljevernberedskapen. Beregnet beredskapsbehov på åpent hav i forventet boreperiode er totalt åtte NOFO-systemer. Første system vil være på plass etter 6 timer, mens fullt utbygd barriere vil være på plass etter 26 timer. Det er god tilgang på oljevernressurser i området og BGN vil ha en tett dialog med NOFO, aktuele IUAer og myndigheter for å planlegge en robust oljevernberedskap i kyst- og strandsonen i forkant av boreoperasjonen. Beredskapen vil bli planlagt for å sikre rask oppdagelse, mobilisering og aksjonering mot eventuelle oljeutslipp, og vil være i henhold til de kravene som er stilt i HMSforskriftene. Overordnet ramme for aktiviteten Boreoperasjonen vil gjennomføres i henhold til BNG sine krav og strategier for boreoperasjoner og i henhold til gjeldende lovgivning. Forskrift om helse, miljø og sikkerhet i petroleumsvirksomheten (Rammeforskriften) 11 beskriver prinsippene for risikoreduksjon. I henhold til miljølovgivningen skal skade eller fare for skade på det ytre miljø forhindres eller begrenses. Prinsippene for risikoreduksjon tilsier at miljøskade deretter skal reduseres ytterligere så langt det er mulig. Miljøstyring og miljøvurdering er en integrert del av planleggings- og beslutningsprosessen i BGNs aktiviteter. Grunnet nærheten til land har BGN hatt spesielt fokus på ytre miljø gjennom hele planleggingsprosessen for letebrønnen. Et viktig element her har vært å forsikre at man til enhver tid legger oppdatert informasjon om miljøforhold til grunn i planleggingsarbeidet Boringen vil bli gjennomført i samsvar med rammene gitt i forvaltningsplanen for Nordsjøen samt miljøkravene i utvinningstillatelsen for PL 682 (Oljedirektoratet, 2013). I henhold til arbeidsprogrammet er det gitt krav om oversendelse av BOK (beslutning om konkretisering) innen 8. august Planlegging og gjennomføringen av boringen er basert på å nå denne tidsfristen. Generell informasjon, boreplan og brønntest Beliggenhet, lisensforhold og målsetting for letebrønnen Letebrønn 35/9-13 Tethys er lokalisert nord i Nordsjøen, 11 km nordvest for Gjøa installasjonen (Figur 1). Brønnen ligger ca. 38 km fra grunnlinja og 42 km unna nærmeste landområde (Atløy- Værlandet). Tabell 1 på neste side gir generell informasjon om Tethys. Vanndypet ved borelokasjonen er ca. 365 meter. Side 7 of 64

8 Figur 2 Lokalisering av letebrønn 35/9-13 Tethys i PL 682 PL 682 ble tildelt i TFO Rettighetshavere i lisensen er: Bayerngas Norge AS (operatør) 30 % Capricorn Norge AS 30 % Wellesley* 20 % Petoro AS 20 % * Overdragelse av lisensandelen til Statoil Petroleum AS til Wellesley er under behandling hos Olje- og energidepartementet Side 8 of 64

9 Tabell 1. Generell informasjon om letebrønn Tethys. Type brønn Område Letebrønn Nordsjøen Blokknummer, Brønnummer 35/9, 35/9-13 Lisens PL 682 Navn på brønnen Tethys Geografisk posisjon (ED 50) N 61 25' " E 03 49' " Korteste avstand til kysten Vanndybde Operatør Riggoperatør Borerigg Planlagt oppstart Beregnet varighet hovedbrønn/ brønntest/ sidesteg 42 km 365 m Bayerngas Norge AS Songa Offshore Songa Enabler, Cat-D halvt nedsenkbar borerigg Midten av oktober 58/ 22/ 28, totalt 108 dager Hensikten med boreoperasjonen er å undersøke oljeførende lag i sandsteiner av Oxfordian alder for hydrokarboner. Det forventes at formasjonen inneholder lett olje. Oljen forventes å ha karakteristikk tilsvarende Skarfjelloljen. Ved et funn av hydrokarboner er det planlagt å gjennomføre et omfattende datainnsamlingsprogram, utføre en eventuell brønntest i form av en Drill Steam Test (DST) samt bore et sidesteg. I tillegg vil det bli tatt ut olje for analyse av forvitringsegenskapene til oljen ihht Aktivitetsforskriften 59. Brønnen vil plugges og forlates permanent i henhold til gjeldende regelverk før riggen forlater feltet. BGN ønsker derfor ved et funn å samle inn mest mulig data som kan bidra til avgrensning og vurdering av kommersialitet. Gjennomføring av brønntest og sidesteg ved funn i hovedbrønnen medfører at det kan unngås å bore en avgrensningsbrønn før en eventuell feltutbygging. Etter evaluering av kjerneprøver, wireline-logger og væskeprøver kan man likevel velge å ikke utføre en brønntest selv ved funn av hydrokarboner, dersom det viser seg at en test ikke vil gi ønsket informasjon. Songa Enabler er en nybygget, halvt nedsenkbar borerigg som eies og driftes av Songa Offshore. Statoil benytter riggen før den overtas av BGN, som medfører en god kontinuitet av operasjonen. Riggen kan både ankres og posisjoneres ved hjelp av DP (dynamisk posisjonering). Av operasjonelle årsaker planlegges oppankring av riggen ved boringen. Havbunnsundersøkelsen (DNV-GL 2017) avdekket ingen sårbare ressurser på havbunnen i område. Anker vil legges på havbunnen og klargjøres før riggen ankommer lokasjonen etter gjeldende bransjestandard. Boreplan og brønndesign Brønn 35/9-13 Tethys, og det mulige sidesteget 35/9-13 A, skal bores i et område hvor det er lav sannsynlighet for å påtreffe grunn gass og grunn vannstrømning. Muligheten for å påtreffe grunn Side 9 of 64

10 gass og grunn vannstrømning er likevel hensyntatt både i boreplan og brønndesign, samt ved valg av bore- og sementeringskjemikalier. Nedenfor følger en beskrivelse av konseptet som er valgt for brønnen og det mulige sidesteget. Brønnen er også skissert i Figur meter fra planlagt brønnlokasjon bores et 9 7 / 8" pilothull til dybden for 20" foringsrøret (ca. 922 meter TVD). Dette gjøres for å undersøke forekomst av eventuell grunn vannstrømning og grunn gass. Boringen foregår ned til Sele formasjonen. Dersom det ikke oppdages grunn vannstrømning i pilothullet vil påfølgende operasjoner bli som beskrevet i Alternativ 1. Dette er det mest sannsynlige utfallet. Alternativ 2 vil benyttes dersom det oppdages grunn vannstrømning i pilot hullet. Alternativ 1. - En 36" hullseksjon bores på planlagt brønnlokasjon til ca. 60 m under havbunnen og et 30" lederør blir kjørt og sementert i hullet. - En 26" hullseksjon bores til en dybde på ca. 922 m. Sjøvannet i brønnen erstattes med vektet vannbasert borevæske og et 20" foringsrør installeres og sementeres tilbake til havbunnen. Begge disse hullseksjonene bores med sjøvann og høyviskøse piller, med retur til havbunnen. Alternativ 2. - Pilothullet plugges på aktuell dybde for registrert grunn vannstrømning ved at sement pumpes gjennom borestrengen. - Det bores en 36" hullseksjon på den planlagte borelokasjonen og et 30" lederør settes og sementeres. - Et RMR-system (Riserless Mud Recovery) installeres over 30" lederøret. Dette gir mulighet for å bore påfølgende hullseksjon med en oppveid borevæske, som ved retur fra brønnen sirkuleres tilbake til riggen i et eget rør- og pumpesystem. Derigjennom kan en kontrollere bunnhullstrykket og unngå grunn vannstrømning. - Et nytt 9 7 / 8" pilothull bores gjennom lederøret ned til den planlagte dybden (922 m) for å undersøke forekomst av grunn gass. - Dersom ikke grunn gass opptrer åpnes pilothullet opp til 26" til planlagt dybde for 20" foringsrøret, med RMR-systemet installert. 20" foringsrør installeres og sementeres til overflaten. Dersom det oppdages grunn gass i pilothullet vil hullet plugges ved at sement pumpes gjennom borestrengen. Deretter vil settedypet for 20" foringsrør endres til et dyp over den observerte grunne gassen slik at BOP kan installeres før dette intervallet bores på nytt. Resten av boreplanen er uavhengig av hvorvidt alternativ 1 eller 2 er valgt for de øvre seksjonene av brønnen. Når 20" foringsrør er satt og sementert, vil BOP og stigerøret bli installert og resten av brønnen bores med et lukket borevæskesystem med retur til riggen ½" hullseksjon bores med en vannbasert borevæske (WBM) til en dybde på ca m i Kyrre formasjonen, og isoleres av et 13 3 / 8" foringsrør, som sementeres til ca. 400 m over foringsrørskoen. - Deretter bores 12 ¼" hullet med oljebasert borevæske (OBM) til meter dybde i Rødby formasjonen. Et 9 5 / 8" forlengelsesrør kjøres og henges av i 13 3 / 8" foringsrøret. Også forlengelsesrøret sementeres til ca. 400 m over skoen. - 8 ½" seksjonen bores med OBM til en dybde på ca meter. Dersom brønnen er tørr vil den plugges og forlates permanent. Side 10 of 64

11 Ved et funn vil 8 ½"seksjonen mest sannsynligvis bli plugget tilbake under 9 5 / 8" skoen, og et 8 ½" teknisk sidesteg vil bores med start ca. 90 meter under skoen. Sidesteget vil bli kjerneboret gjennom reservoarintervaller av interesse, og forventes avsluttet på omtrent samme TVD-dybde som hovedbrønnen (3 616 meter). Omfattende datainnsamling vil bli gjennomført ved hjelp av Wireline. Ved beslutning om brønntest, vil det kjørt og sementert et 7" forlengelsesrør gjennom reservoaret, før brønntesten gjennomføres. Brønnen vil så bli permanent plugget og forlatt. Det er også anledning til å bore et sidesteg (35 / 9-13 A) høyere opp i brønnen. Et scenario for sidesteg kan være: - Bore et sidesteg ut av 13 3/8" -foringsrør over toppen av 9 5 / 8" forlengelsesrøret på ca m. Her må et sidestegs-verktøy (whipstock) settes i forkant. Bore en 12 ¼" hullseksjon til 3426 m MD og installere et nytt 9 5 / 8" forlengelsesrør i 13 3 / 8" foringsrøret. 8 ½" reservoar seksjonen bores til TD på ca m MD RKB / 3748m TVD RKB. Datainnsamling gjennomføres og brønnen plugges og forlates permanent Risikoreduserende tiltak i forbindelse boreplan og boreoperasjon Følgende risikoreduserende tiltak er implementert under planleggingen av brønnen: - Boring av pilothull for å avdekke grunn gass og grunn vannstrømning - Bruk av RMR system ved forekomst av grunn vannstrømning. Dette medfører: o sikker bygging av brønnen selv om det er grunn vannstrømning o reduserer operasjonell risiko o reduserer sjansen for å måtte bore brønnen på nytt på en ny lokasjon - Bruk av OBM for å sikre en stabil primær barriere mot utilsiktet strømning fra reservoaret - 17 ½" seksjonen som bores med vannbasert borevæske er kort. Dette reduserer operasjonell risiko og utslipp av borekaks / 8" foringsøret plasseres høyt over forventet topp av reservoaret for å sikre at det er på plass før reservoaret bores - Bruk av ekspanderende sement ved installasjon av 20" foringsrør for å hindre inntrengning av grunt vann i sementens herdeperiode hvis grunn vannstrømning er identifisert. Side 11 of 64

12 Figur 3 Skisse av letebrønn 35/9-13 Tethys i PL 682 Brønnntest Gjennomføring av brønntest Den største usikkerheten ved et hydrokarbonfunn er utstrekningen av reservoaret, eventuelle geologiske barrierer og strømningsevnen til hydrokarbonene. Formålet med brønntesten på prospektet er derfor å: Undersøke reservoarets utstrekning, kontinuitet og potensielle strømningsbarrierer Ta representative nedihulls væskeprøver Ta representative overflate væskeprøver Bestemme reservoaregenskapene (kh og skin) og produktiviteten Brønntesten forberedes ved at brønnen kompletteres og rengjøres (borevæsken erstattes med en saltlake med tilsvarende tetthet). Selve brønntesten gjennomføres ved at en midlertidig produksjonsstreng installeres i brønnen. Strengen fylles med baseolje før brønnen perforeres og brønnstrømmen ledes opp til produksjonsanlegget på riggen. Her blir strømmen av hydrokarboner separert og målt før produsert olje og gass brennes av på riggen. Den første væsken som produseres fra brønnen vil være baseolje som brennes på riggen, når blandingen av baseolje, saltlake og borevæske kommer til overflaten så blir denne samlet opp og sendt til land siden den ikke inneholder nok baseolje til å være brennbar. Utslipp til luft i forbindelse med brønntesten er derfor beregnet ut fra hele forbruket av baseolje (se kapittel 7.3) samt produsert olje og gass fra reservoaret. Monoetylenglyko (MEG) vil bli injisert på havbunnen i brønnstrømmen tidlig i hver strømningsperiode for å forhindre dannelse av hydrater på grunn av lave brønntemperaturer. Side 12 of 64

13 Maksimal testrate er på Sm 3 væske per dag. Det er vurdert at dette er tilstrekkelig rate til å ivareta formålene med brønntesten, og da spesielt utstrekningen av reservoaret. Selve strømningen av brønnen under brønntesten vil foregå i flere kortere perioder med påfølgende innestenging og trykkoppbygging for å analysere reservoaret. Hele testeperioden er planlagt å vare i 5 dager, men det er konservativt estimert at brønnen skal strømme maksimalt i totalt 48 timer i løpet av denne perioden. Bruken av vaske- og brønntestkjemikalier er ytterligere beskrevet i kapittel Brønntestanlegg og alternative teknologier Formålet med å gjennomføre brønntesten er blant annet å innhente tilstrekkelig informasjon under denne boringen slik at man kan unngå å bore en avgrensningsbrønn senere. Dette gir en del føringen for valg av teknologi for brønntesten. Som angitt i Miljødirektoratets veiledning for søknad for petroleumsvirksomhet til havs (Miljødirektoratet 2016) er alternativ teknologi for brønntest vurdert bl.a. basert på rapport fra Oljedirektoratet (Oljedirektoratet 2011). Vurderingene er kort oppsummert nedenfor. Teknologier som tynnhullstesting og kveilerørstesting ble ansett som lite egnet da de gir testresultater med lav nøyaktighet. Nedihullstesting (ofte kalt mini-brønntest (mini DST)) ble ansett som et mulig alternativ, men metoden gir kun informasjon i umiddelbar nærhet av brønnen. Siden hovedformålet med brønntesten er å undersøke reservoarets utstrekning, kontinuitet og potensielle strømningsbarrierer, ble denne metoden vurdert som ikke aktuell. Som resultat ble det besluttet å gjennomføre en full brønntest med utstyr som er vist å muliggjøre innhenting av ønsket informasjon samt med svært god forbrenning av de produserte hydrokarbonene. Det valgte utstyr og metode er den vanligste som er benyttet på norsk sokkel de siste årene. Figur 4 viser en generisk oversikt over hovedkomponentene i brønntesteanlegget. Ytterligere informasjon om brønntestanlegget er gitt i Vedlegg 1. Figur 4. Generisk oversikt over hovedkomponentene i et brønntesteanlegg Side 13 of 64

14 Brønntesten gjennomføres ved at brønnstrømmen ledes til overflaten via brønnens produksjonsrør til overflatetesttreet på boredekket. Testtreet er en del av barrieresystemet i brønnen og er utstyrt med sikkerhetsventiler. Videre blir brønnstrømmen ledet til høytrykkslinjen til brønntestområdet i armerte, fleksible slanger. Høytrykkslinjen fra boredekket går via en nødavstengningsventil til strupeventilen (chokemanifolden) ved testeanlegget. Strømningsraten reguleres ved hjelp av ventilen på chokemanifolden. Fra chokemanifolden går væskestrømmen via en varmeveksler til test-separatoren. Varmeveksleren justerer temperaturen på brønnstrømmen til ønsket nivå for å oppnå best mulig separasjonseffekt i testseparatoren. I separatoren skilles olje, gass og eventuelt vann. Dersom det produseres vann under testen vil dette samles i en lagertank. Væsken på denne tanken vil transporteres til land for forskriftsmessig behandling. Vann som sendes til land vil sjekkes for lavt flammepunkt. Om væsken er brannfarlig vil dedikert fartøy for transport av slike væsker rekvireres. Oljen strømmer fra testseparatoren til brennerhodet på brennerbommen. Høytrykksfakkelen på brennerbommen mottar gassen som skilles ut i testseparatoren mens lavtrykksfakkelen mottar gass fra kalibreringstanken. Kalibreringstanken benyttes for å kontrollere og kalibrere oljemålerne under drift for å sjekke målt volum. En korreksjonsfaktor benyttes på oljemålingen for å få den så korrekt som mulig. Testeanlegget er utstyrt med to brennerbommer lokalisert på hver sin side av riggen. Hver av brennerbommene er utstyrt med brennerhode samt høytrykksfakkel og lavtrykksfakkel Tiltak for å sikre optimal forbrenning For å minimalisere utslippene i forbindelse med brønntesten vil operasjonen gjennomføres med fokus på å minimalisere mengden olje og gass som forbrennes, samt på å sikre så effektiv forbrenning som mulig. Nedihullsensorer i brønnen formidler sanntidsdata (reservoartrykk og temperatur) til riggen. Dette muliggjør optimalisering av strømningen slik at produksjonsperioden kan avsluttes så snart nødvendige data er innsamlet. Kortere testvarigheter betyr mindre volum av forbrent olje og gass med tilhørende reduksjon i utslipp til luft. Oljebrennere av typen Sea Emerald Burner vil bli benyttet for å sikre best mulig forbrenning av oljen. Denne typen brenner har høy effektivitet og god forbrenning. Konstruksjonen av brennerdyser på brennehodet sikrer best mulig luftinntak noe som muliggjør dannelse av svært små oljedråper, hurtigere forbrenning og redusert risiko for oljeutfall til sjø. Brenneren har angitt forbrenningseffektivitet på >99.993% (dvs <0,007% oljenedfall). Dette er vesentlig lavere enn Norsk Olje og Gass sin anbefalte standardfaktor for oljenedfall fra brønntest (0,05%), se også kapittel Det er et overordnet mål å gjennomføre brønntesten med så små utslipp som praktisk mulig, inkludert å minimalisere røykdannelse. Forbrenningen på brennerbommen overvåkes kontinuerlig for å sørge for optimal forbrenning og umiddelbar deteksjon av eventuelt oljesøl. Forbrenningsparameterne justeres underveis for å optimalisere forbrenningen. Skulle oljenedfall til sjø eller sotdannelse inntreffe, vil forbrenningsparameterne bli justert for å optimalisere forbrenningen. Om dette ikke umiddelbart kan gjøres, vil produksjonen stanses og ikke startes før problemet er løst. Side 14 of 64

15 Miljømessige aspekter relatert til brønntesting er vurdert i kapittel 8.2 sammen med informasjon om planlagte tiltak for å forhindre eventuell skade på sjøfugl i området rundt borelokasjonen Barrierer for å forhindre oljesøl, oljenedfall og sotdannelse Det er en rekke barrierer på plass for å forhindre oljesøl på dekk, utslipp av olje til sjø samt oljenedfall og sotdannelse under brønntesten. De viktigste barrierene er som følger: Riggspesifikk operasjonsprosedyre for Songa Enabler for brønntesting Detaljert operasjonsprosedyre for brønntesting, inkludert tiltak/ aksjoner ved oljenedfall til sjø og sotdannelse Expro s generiske prosedyrer for brønntesting Rutine for tømming av kalibreringstanken for ikke-brennbar væske før pumping av olje til brennerbom og oppstart av brønntest Kontinuerlig bemanning av brønntestanlegget i drift Brennerne og kompressorene vil til enhver tid overvåkes av en brennerspesialist fra Expro for å sikre optimal operasjon av brennerne Under brenneperiodene vil det til enhver tid være en vakt som går inspeksjonsrunder for å oppdage unormale situasjoner. Dette vil inkludere observasjon med hensikt å oppdage eventuell oljefilm og sot på sjøoverflaten Automatiske prosessnedstengingssystemer, både for riggens prosessutstyr og brønntestutstyret Spillkant rundt hele brønntestområdet. Dette kan håndtere et utslipp som tilsvarer minst 110% av volumet til tanken for lagring av hydrokarboner. Dersom en eventuell hydrokarbonlekkasje til dekk ikke blir oppdaget av det automatiske prosessnedstengingssystemet vil brønnen umiddelbart stenges ned manuelt. Det er også planlagt å benytte et fartøy utstyrt med oljedetekterende systemer til å overvåke brønntesten mht nedfall av oljedråper samt overvåkning av sot. Om en hendelse skulle inntreffe og olje observeres på havoverflaten vil nødvendige tiltak ihht utslippets størrelse gjennomføres. I henhold til miljøklasse notifikasjonen «Clean Design» (se kapittel 12 for ytterligere informasjon) ledes alle dreneringspunkter innenfor spillkanten til riggens drenssystem for videre behandling i riggens renseanlegg. Ytterligere barrierer er: Lavtrykks væskeutskiller (knock-out pot) forhindrer overfylling av kalibreringstanken og eventuelt utslipp til sjø Nitrogenspylte avlastningsventiler. Disse hindrer utslipp til luft og sjø ved oppstart av prosessanlegget DNV GL vil verifisere brønntestanlegget ihht NORSOK-D007 i forkant av operasjonen. Verifikasjon av at riggen fremdeles er i samsvar med kravene i miljønotifikasjonen Clean Design etter installasjon av brønntesteanlegget vil være inkludert. Side 15 of 64

16 Miljøforhold ved lokasjonen Beskrivelse av miljøforholdene ved Tethys er basert på forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak (St. Meld ), samt konsekvensutredningene for petroleumsvirksomhet i Nordsjøen og Norskehavet (OLF 2003; OLF 2006). For mer detaljert informasjon om miljøforhold i området, henvises det til disse rapportene. Havbunnsundersøkelse og sårbar bunnfauna DNV GL gjennomførte, i samarbeid med Fugro Norway AS undersøkelse av havbunnsfaunaen på borelokasjonen i perioden 21. november februar Formålet med habitatundersøkelsen var bekrefte eller avkrefte tilstedeværelse av kaldvannskoraller eller andre sårbare bunnfauna som svampesamfunn. (DNV GL 2017). Undersøkelsen ble gjennomført med fartøyet Fugro Galaxy med ekkolodd og sidescan sonar samt visuell inspeksjon ved hjelp av drop- og tauekamera i henhold til gjeldende standarder og retningslinjer. BGNs vurderinger baserer seg på informasjon innsamlet på dette toktet. Programmet ble planlagt med to primære transekter, hver på 2000 m, med kryssing på den planlagte borelokasjonen samt visuell inspeksjon av lokasjoner som kunne være potensielle områder med sårbar bunnfauna basert på tolkning av bathymetridata. I tillegg til transektene ble 16 stasjoner valgt for visuell inspeksjon ved bruk av drop-down kamera. Figur 5 på neste side viser de primære transektene for havbunnsundersøkelsen og lokasjonene for visuell inspeksjon. Havbunnsundersøkelsen viste at bunnforholdene var ensartet og for det meste besto av mudder og sand med noe grus og noen få steinblokker. Den avdekket ingen rødlistearter, koraller, sårbare habitater eller ansamlinger av dypvannssvamp ihht kriteriene under OSPAR Convention (OSPAR 2010). Den mest dominerende faunaen var pigghuder (sjøfjær, sjøpiggsvin, sjøstjerner og slangestjerner). Det ble observert enkeltforekomster av hardbunnssvamp på feltet, men tettheten var svært lav. Side 16 of 64

17 Figur 5 De primære transektene og lokasjonene for visuell inspeksjon under havbunnsundersøkelsen Miljødirektoratet ga fritak for å gjennomføre grunnlagsundersøkelse i forkant av den planlagte operasjonen bl.a. basert på informasjon fra overvåkningsundersøkelser i regioner i områder omkring PL 682. Borelokasjonen ble av Miljødirektoratet vurdert til å ikke ligge i et nytt område eller i et område med særlig sårbare miljøressurser (ref. epost fra Miljødirektoratet 6. oktober 2016). Dersom det blir et funn og feltet settes i produksjon vil det gjennomføres en grunnlagsundersøkelse etter gjeldende retningslinjer. Ressurser som kan påvirkes av boreoperasjonen I miljørisikoanalysen for Tethys er det identifisert en rekke viktige områder for verdifulle økosystemkomponenter (VØK) innenfor influensområdet for letebrønnen. Dette er områder som har vesentlig betydning for biologiske mangfoldet og produksjonen, og hvor mulige skadevirkninger kan få langvarige effekter. Områdene er vist i Figur 6. Tethys ligger kystnært og det er sjøfugl på havet og langs kysten som er mest utsatt for skade ved en utblåsning under boreperioden. Områdene Bremanger Ytre Sula og fuglefjellet Runde er særlig viktige områder for sjøfugl innenfor influensområdet. Bremanger Ytre Sula er definert som et særlig verdifullt og sårbart område (SVO) i forvaltningsplanen for Nordsjøen på grunn av områdets betydning for sjøfugl som hekke-, beite-, myte-, trekk- og overvintringsområde, samt kasteområder for steinkobbe. Området inneholder fuglereservater (Frøyskjæra, Ytterøyane, Kvalsteinane, Håsteinen, Gåsvær, Indrevær, Utvær og Smelvær) som omfatter viktige hekkelokaliteter og kolonier for mange kystbundne og pelagiske Side 17 of 64

18 arter. Området anses som sårbart gjennom hele året og er av NINA vurdert som spesielt sårbart for sjøfugl om vinteren. Runde er et svært betydningsfullt område for kolonihekkende sjøfugl. Lunde er den mest tallrike arten, men fuglefjellet er også viktig for lomvi, krykkje, alke, havhest, havsule og toppskarv. De pelagiske artene beiter i havområdet ut til km utenfor kolonien i hekketiden. Havområdet rundt Runde er også svært viktig om våren, da hekkefuglene ankommer koloniene, og om høsten da mytende fugl og flygeudyktig ungfugl ligger på sjøen. Boring av brønnen er planlagt om høsten, og således utenfor hekkeperioden for sjøfugl, men det kan være forekomster av mytende fugl og ungfugl på havet. Av betydningsfulle områder for fiskeressurser ligger Mørebankene nordøst for brønnen. Bankområdet, som er vurdert som et SVO-område i forvaltningsplanen for Norskehavet utgjør viktige gyteområder for torsk, sei og norsk vårgytende sild. Om våren er det stor tetthet av fiskelarver og yngel her. Bankområdet er også et viktig beiteområde for fugl som beiter på pelagiske fiskearter og danner derfor grunnlaget for et rikt fugleliv. Boringen av brønnen er planlagt utenfor gyteperioden for fiskeressurser på Mørebankene. Det henvises til miljørisikoanalysen (Acona 2017) for utfyllende beskrivelser av andre viktige områder for VØK-er innenfor brønnens influensområde, samt miljøressursenes sårbarhet for olje. Figur 6 Viktige områder for verdsatte økosystem komponenter innenfor analyseregionen for Tethys. Områdene er: (1) Shetland (2) SVO makrell og tobis Nordsjøen (3) Vikingbanken (4) Jæren (5) Korsfjorden (6) Bremanger-Ytre Sula (7) Eggakanten (8) Runde (9) Mørebankene (10) Frøya-Froan-Smøla (11) Haltenbanken, Iverryggen og Sklinnabanken. Side 18 of 64

19 Forbruk og utslipp av kjemikalier Miljøvurderinger, karakterisering og substitusjon av kjemikalier Kategorisering av kjemikalier og stoffer i kjemikalier er utført i henhold til kriteriene angitt i Aktivitetsforskriften Omsøkte kjemikalier er vurdert opp mot den kjemiske og økotoksikologiske dokumentasjon (HOCNF) fra databasen NEMS Chemicals samt annen informasjon som Prioriteringslista og REACH. Den økotoksikologiske informasjon fra HOCNF databladene er benyttet til å vurdere stoffenes kategori (svart, rød, gul eller grønn) i henhold til Aktivitesforskriften 63 og til å utføre miljørisikovurdering. Gule kjemikalier er i tillegg kategorisert i forhold til forbindelsene som dannes ved nedbrytning av kjemikaliene (Y1, Y2 og Y3). Inndelingen av gule komponenter i underkategorier er også basert på SKIM veiledningen. Det europeiske kjemikalieregelverket (REACH) er implementert som egen forordning og omfatter aktiviteten på norsk sokkel. Dette betyr at EUs spesifikke bestemmelser rundt enkeltkjemikalier også gjelder i Norge. For å sikre at BGN opererer i henhold til REACH, har Miljødirektoratets søkemotor Kjemikaliesøk blitt benyttet for å identifisere produkter som har komponenter oppført på ulike lister. Miljøvurdering av hvert enkelt kjemikalie er gitt i Tabell 17 til Tabell i Vedlegg 2. I henhold til substitusjonsplikten (Produktkontrolloven) vil det utarbeides en substitusjonsplan for kjemikaliene som skal benyttes under operasjonen før borestart. Denne vil utarbeides på bakgrunn av dialog med kjemikalieleverandørene og riggselskapet Songa. Omsøkte forbruks- og utslippsmengder av kjemikalier I henhold til gjeldende regelverk søkes det om tillatelse til forbruk av svarte og røde kjemikalier og forbruk og utslipp av gule og grønne kjemikalier. BNG tilstreber å bruke mest mulig miljøvennlige kjemikalier samt å minimere bruk og utslipp av kjemikalier. Kjemikaliene som benyttes er sortert i følgende grupper i henhold til bruksområde: Vannbaserte bore- og brønnkjemikalier Oljebaserte bore- og brønnkjemikalier Sementeringskjemikalier Vaske- og testkjemikalier (benyttes ved brønntesten) Riggkjemikalier Riggkjemikalier i lukket system Beredskapskjemikalier De omsøkte kjemikaliemengdene er basert på følgende aktiviteter: boring og tilbakeplugging av hovedbrønn boring av et teknisk sidesteg klargjøring av brønn med sidesteg for brønntest gjennomføring av brønntesten boring og tilbakeplugging av et sidesteg Beredskapskjemikaliene er omsøkt som en opsjon. De omsøkte mengdene av riggkjemikalier er beregnet ut i fra varigheten på leteboringen og erfaring med riggens kjemikalieforbruk siden oppstart i Grønne, gule og røde kjemikalier er planlagt brukt ved boring av brønnen og sidesteget mens det vil benyttes gule og grønne kjemikalier ved sementering av brønn og eventuelt sidesteg. Ved funn vil Side 19 of 64

20 brønnen vaskes og testes med bruk av gule og grønne kjemikalier. Ubrukte kjemikalier vil ikke bli sluppet ut Borekjemikalier Topphullsseksjonene (pilot, 36 og 26 ) bores før installasjon av stigerør. I utgangspunktet er disse planlagt boret med sjøvann og høyviskøse piller med retur til havbunnen, men sjøvannet blir erstattet med vannbasert borevæske før 20" foringsrør installeres. Bruk av RMR-system er satt opp som en opsjon dersom det avdekkes grunn vannstrømning. Kjemikaliene som blir brukt i sammenheng med RMR systemet er omsøkt som en opsjon. Dersom opsjonen tas i bruk, vil kaks skilles ut og slippes til sjø mens brukt borevæske vil sendes til land. Stigerøret vil installeres før boring av 17 ½ seksjonen. Den vannbaserte borevæsken som benyttes går i retur til riggen via stigerør. Kaksen skilles ut og slippes til sjø, mens borevæsken vil gjenbrukes så langt det lar seg gjøre. Ved endt seksjon vil brukt borevæske sendes til land for behandling. 12 ¼ og 8 ½ -seksjonene i brønnen, samt sidesteget, er planlagt boret gjennom formasjoner med høy temperatur. Dette stiller høye krav til temperaturstabiliteten til borevæsken. Oljebaserte borevæsker har bedre stabilitet ved høye temperaturer enn vannbasert borevæske. God temperaturstabilitet vil være spesielt viktig av sikkerhetsmessige grunner ved et eventuelt funn da logging på kabel vil medføre lengre perioder uten sirkulasjon av borevæsken. Formasjonene disse seksjonene skal bores igjennom er også kjent for å reagere med vann. Dette gir risiko for ustabile hull ved boring med vannbaserte borevæskesystemer slik at bruk av oljebasert borevæske også vil være risikoreduserende i forhold til stabilisering av formasjonen. Videre vil oljebasert borevæske sørge for bedre hullrensing enn vannbasert borevæske samt gi mindre utvasking og tynnere filterkake noe som reduserer risikoen for å sette seg fast med bore- og datainnsamlingsstreng. På bakgrunn av vurderingene over er derfor oljebasert borevæske vurdert som den beste tekniske og sikkerhetsmessige løsningen for 12 ¼ - og 8 ½"-seksjonenene, både i hovedbrønn og sidesteg, for å sikre en stabil og trygg primærbarriere, og dermed brønnens integritet. Det oljebaserte borevæskesystemet som er vurdert å være mest egnet for den planlagte boreoperasjonen inkluderer kjemikaliet BaraFLC IE 513. Dette er klassifiser som rødt på grunn av lav biologisk nedbrytbarhet. Kjemikaliet benyttes for å opprettholde egenskapene til borevæskesystemet, og dermed primærbarrieren, under boring. Det er ingen gule alternativer tilgjengelig for det valgte systemet. Ved boring med oljebasert borevæske vil borekaks separeres over shaker og sendes til land for avfallshåndtering. Tabell 17 til Tabell 19 i Vedlegg 2 angir forbruk og utslipp for hvert enkelt kjemikalie. Beredskapskjemikaliene for boreoperasjonen er gitt i Tabell mens estimert forbruk av kjemikalier som vil benyttes dersom det blir nødvendig å bore et pilothull nr 2 og å benytte RMR system er gitt i Tabell. Side 20 of 64

21 Tabell 2. Forbruk og utslipp av borekjemikalier Aktivitet Forbruk (tonn) Utslipp av grønne stoffer (tonn) Utslipp av gule stoffer (tonn) Vannbasert borevæske 940,8 910,3 7,5 Oljebasert borevæske 1 299,5 0 0 Oljebasert borevæske ved funn 1 573,0 0 0 Vannbasert borevæske for pilothull og RMR system (opsjon) 535,5 522,0 13, Sementkjemikalier For hovedbrønnen er det tatt høyde for 30" lederør, 20 og 13 3 / 8" foringsrør og 9 5 / 8" forlengelsesrør skillevæsker og tilbakeplugging av brønnen. For sidesteg er det tatt høyde for sementjobb knyttet til 9 5 / 8" forlengelsesrør samt skillevæsker og tilbakeplugging av brønnen. Overflaterørene sementeres med overskudd av sement i forhold til teoretisk utboret hullvolum. Dette gjøres fordi borehullet i de øverste seksjonene normalt er noe utvasket, og fordi det er viktig å sikre at sementen når havbunnen og gir nødvendig støtte for brønnhodet og brønnkontrollventilen som senere skal installeres. Utslipp av overskuddssement finner sted i forbindelse med sementering av lede- og overflaterør, samt under tilbakeplugging av topphullet. Øvrig sement etterlates i brønnen. Mengden miksevann vil bli minimalisert ved hjelp av doseringsutstyr med god nøyaktighet. Dette gir minimalt med overskudd av miksevann. Alt miksevann i sementeringsenheten vil bli pumpet inn i brønnen. Siden rester av sement kan herde i tanker og rør, så må sementrørene vaskes etter hver sementoperasjon. Slikt spylevann med sementrester vil bli sluppet ut til sjøen. Beregnet utslipp per vaskejobb er ca. 300 liter sementslurry. Tilbakeplugging av brønnen vil generere oppvaskvolum og skillevæsker som vil bli sendt til land for videre behandling. Tabell 20 i Vedlegg 2 angir forbruk og utslipp for hvert enkelt kjemikalie. Tabell 3. Forbruk og utslipp av sementeringskjemikalier Aktivitet Forbruk (tonn) Utslipp av grønne stoffer (tonn) Utslipp av gule stoffer (tonn) Sementeringskjemikalier , Kjemikalier for bruk i brønntesten Gitt brønntesting vil det forekomme forbruk og utslipp av kjemikalier knyttet til klargjøring av brønnen samt i forbindelse med selve brønntesten. Før brønntesten vil borehullet, BOPen og stigerøret bli rengjort og borevæsken erstattes med en saltlake med tilsvarende tetthet. Videre fylles teststrengen med baseolje (XP-07) for å generere et underbalansert trykk over reservoarintervallet. Denne oljen vil fakles ved brønnoppstart etter at reservoaret er perforert. Baseolje benyttes også som buffer mellom vaskekjemikaliene og saltlaken. Denne oljen vil sendes til land for destruksjon. Side 21 of 64

22 Monoetylenglykol vil injiseres i brønnstrømmen under den tidlige delen av hver strømningsperiode for å hindre dannelse av hydrater. På grunn av behov for vokshemmer for referanseoljen fra Skarfjell er det av sikkerhetsmessige årsaker tatt høyde for bruk av vokshemmer ved testing av Tethys. Valg av vokshemmeren (Pi-7234) er basert på tidligere vurderinger og erfaringer med Skarfjellolje. Vokshemmeren er kategorisert som rød, og vil følge oljestrømmen via test separator til forbrenning eller oppsamles for avfallshåndtering på land. Det vil derfor ikke medføre utslipp til sjø av vokshemmeren. Det vil benyttes varmeveksler i anlegget så langt det er mulig for å redusere behovet for bruk av vokshemmeren. I tillegg vil det ved behov benyttes skumdemper og emulsjonsbryter som er kategorisert gule. Kontrollvæsken Osceanic HW 443 R v2 vil benyttes i de hydrauliske slangene til Subsea utstyret som installeres i BOP på havbunnen. Det vil normalt ikke være utslipp av dette kjemikaliet. Tabell 21 i Vedlegg 2 angir forbruk og utslipp for hvert enkelt kjemikalie. Tabell 4. Forbruk og utslipp av brønntestkjemikalier Aktivitet Forbruk (tonn) Utslipp av grønne stoffer (tonn) Utslipp av gule stoffer (tonn) Brønntestkjemikalier ,12* *Konservativ beregning av oljenedfall til sjø under forbrenning av baseolje (se kapittel 8.1) Hjelpekjemikalier (riggkjemikalier) Riggkjemikaliene i bruk ombord på Songa Enabler omfatter: Gjengefett Riggvaskemiddel BOP kjemikalier Kjemikalier for bruk i renseanlegget for drenasjevann Hydraulikkvæsker i lukkede systemer (kapittel 5.2.5) Kjemikalier til brannvannsystemet Omsøkte mengder er beregnet ut i fra varigheten på leteboringen og erfaring med riggens kjemikalieforbruk. Tabell 22 Vedlegg 2 angir forbruk og utslipp for hvert enkelt kjemikalie. Gjengefett: Gjengefett benyttes for å beskytte gjengene ved sammenkopling av borestreng og foringsrør. Ved boring med vannbasert borevæske vil overskytende gjengefett slippes til sjø sammen med borevæsken som vedheng på borekakset. Utslippet av gjengefett er, ut i fra bransjestandard, estimert til 10% av forbruket. Riggvaskemiddel: Riggvaskemiddel benyttes til rengjøring av gulvflater, dekk, olje og fettholdig utstyr o.l. Dette er overflateaktive stoffer som øker løseligheten av olje i vann. Under boring med oljebasert borevæske vil vaskevann fra områder som kan være forurenset av olje gå i lukket avløp og renses eller sendes til land. Utover dette vil vaskevann inneholdende vaskemiddel slippes til sjø. Vaskemiddelet er vannløselig og vil følge vannet uansett om det slippes til sjø eller fraktes til and. I søknaden er det konservativt antatt at hele forbruket slippes til sjø. Side 22 of 64

23 BOP kontrollvæske: BOP kontrollvæske brukes under trykktesting, funksjonstesting og aktivering av ventil på BOP (utblåsningsventil) i en brønnkontrollsituasjon. I forbindelse med BOP testing vil små volumer kontrollvæske bli sluppet ut fra sikkerhetsventilen. I søknaden er det derfor lagt til grunn at BOPvæske vil slippes ut og at noe etterfylling vil være nødvendig. I tillegg benyttes også monoetylenglykol som frostvæske i BOPen. Denne vil også gå til sjø ved testing. Kjemikalier for bruk i renseanlegget: Det benyttes kjemikalier i renseanlegget for behandling av oljeforurenset drenasjevann for å sikre optimal rensing. Emulsjonsbryter tilsettes for å bryte emulsjoner og sikre god separasjon av vann og olje mens flokkulant benyttes for sikre effektiv utfelling av tørrstoff. Når vannet inneholder oljebasert borevæske behandles vannet i først med en spesiell emulsjonsbryter for å sikre god renseeffekt i den videre prosessen. Det tilsettes også midler for å regulere ph til optimalt nivå under renseprosessen. Med unntak av det ph regulerende middelet blir kjemikaliene i hovedsak igjen i slammet fra renseprosessen. Det er konservativt antatt et utslipp på 10% til sjø. Songa Enabler har vært i drift i mindre enn et år. Arbeid med å optimalisere driften av renseanlegget pågår derfor fortsatt. Dette kan medføre endringer i kjemikaliene som er i bruk i renseanlegget i perioden fra til BGN overtar riggen. Om dette viser seg å være tilfelle vil BGN i dialog med Miljødirektoratet avklare hvorvidt endringsmelding er nødvendig. Brannvannskjemikalier: Det fluorfrie brannskummet Re-Healing RF3, 3% fra Solberg Scandinavia benyttes i brannvannsystemet om bord på Songa Enabler. Kjemikaliet er klassifisert som rødt. Ved test av brannvannsanlegget vil brannvannet gå til lukket avløp. Kjemikaliet er vannløselige og vil følge vannet til sjø etter rensing. Songa Enabler er nybygd og skal derfor ikke ha hatt PFOS holdig brannskum i brannvannsystemet om bord. Allikevel vil Statoil, som benytter riggen i perioden frem mot boringen av Tethys, ta representative prøver av brannskummet om bord for å bekrefte at systemet er fritt for PFOS og PFOS relaterte forbindelser. BGN er i dialog med Statoil rundt dette og vil følge opp resultatet av analysene. Tabell 5. Forbruk og utslipp av hjelpekjemikalier Aktivitet Forbruk Utslipp av grønne stoffer (tonn) Utslipp av gule stoffer (tonn) Hjelpekjemikalier (riggkjemikalier) 11,4 9,6 1, Kjemikalier i lukkede systemer Basert på riggens forbruk av hydraulikkvæsker de siste årene er det identifisert to hydraulikkvæsker/oljer i lukkede systemer som omfattes av krav til økotoksikologisk dokumentasjon (HOCNF) i henhold til Aktivitetsforskriften 62. Forbruk av omsøkte produkter er styrt av ulike behov og kan være en funksjon av en eller flere av følgende faktorer: Krav til garantibetingelser. Utskifting iht. et påkrevd intervall, eksempelvis utstyrsspesifikke krav. Side 23 of 64

24 Forebyggende vedlikehold. Skifte av hele/deler av systemvolumer etter nærmere fastsatte frekvenser for å ivareta funksjon og integritet til systemer. Kritisk vedlikehold. Skifte av hele/deler av volumer basert på akutt behov. Etterfylling av mindre volumer grunnet vedlikeholdsbehov, svetting, mindre lekkasjer og lignende. De omsøkte mengdene er basert på erfaring med forbruket siden riggen kom i drift i august Dersom det er behov for utskifting av hele eller deler av systemvolumet for et eller flere av kjemikaliene i løpet av boreoperasjonen, vil forbruket bli vesentlig høyere enn hva som er estimert. Ved utskiftning av kjemikalier i lukket system vil brukte kjemikalier samles opp og sendes til land for destruksjon i henhold til gjeldende regelverk. Et slikt bytte vil ikke medføre utslipp til sjø. Tabell i Vedlegg 2 angir forbruk for hvert enkelt kjemikalie Beredskapskjemikalier Av tekniske og operasjonelt sikkerhetsmessige årsaker kan beredskapskjemikalier komme til anvendelse dersom det skulle oppstå uventede situasjoner av bore- eller brønnteknisk art. Dette er kjemikalier som ikke er planlagt brukt, men som kan bli nødvendig under operasjonen. Det er etablert operasjonelle prosedyrer for bruk av disse kjemikaliene. Kjemikalieforbruket ved boring av et pilothull nr 2 samt kjemikaliene i RMR-systemet omsøkes som en opsjon og er gitt Tabell i Vedlegg 2. Utslipp av tørrbulk gjennom ventilasjonsliner Ved drift av liner og pumper for intern transport på rigg, samt ved lasting og lossing av produkter i pulverform (tørrbulk), vil det fra tid til annen forekomme små men uunngåelige utslipp av pulver gjennom ventilene. I tillegg må også ventilene blåses rene når de samme linene skal brukes til transport av forskjellige produkter. Disse utslippene (anslagsvis 2% av det totale forbruket) rapporteres i dag som en del av forbruk og utslipp av borevæsker og sement. Side 24 of 64

25 Andre planlagte utslipp til sjø Borekaks Borekaks generert ved boring med vannbaserte borevæskesystemer (WBM) er planlagt sluppet til sjø. Ved boring med oljebasert borevæske (OBM) vil all kaks bli separert over shaker og sendt til land til godkjent avfallsmottak. Total mengde av borekaks er beregnet til tonn hvorav tonn er planlagt sluppet til sjø. Oversikt over mengde kaks generert per seksjon og disponering av kaksen er gitt i Tabell 6. Tabell 6. Estimert mengde borekaks seksjonsvis for hovedbrønn og sidesteg for boring av Tethys Brønnseksjon Seksjonslengde (m) Type borevæske Borekaks (tonn)* Disponering 9 7/8" Pilot hull 535 WBM 75 Utslipp til sjø 36" 60 WBM 118 Utslipp til sjø Hovedbrønn 26" 475 WBM 488 Utslipp til sjø 17½" 890 WBM 414 Utslipp til sjø 12 ¼" 1408 OBM 321 Til land 8 1/2" 386 OBM 42 Til land P&A - OBM - Til land 8.5" 320 OBM 35 Til land Sidesteg 12.25" 1734 OBM 396 Til land 8.5" 409 OBM 45 Til land P&A - OBM - Til land Totalt *En faktor på 3 er benyttet for omregning fra m 3 til tonn Drenasjevann og oljeholdig vann Drenasjevann fra ikke-forurensede områder på riggen slippes direkte til sjø. Selv om vannet stammer fra områder uten oljeforurensning overvåkes oljeinnholdet kontinuerlig. Utslipp av vann vil stoppe automatisk dersom oljeinnholdet overstiger 5 mg/l. Forurenset vann vil ledes til riggens vannrenseanlegg. Drenasjevann fra øvrige områder, samt vaskevann generert i forbindelse med vasking av utstyr, ledes til drenasjetank for rensing i riggens renseanlegg. Vannet ledes først til en dekanterenhet for utfelling av faste partikler og så videre til en dekanterenhet hvor det tilsettes emulsjonsbryter, flokkulant for sikre effektiv utfelling av tørrstoff, samt kjemikalier for å regulere ph. Videre behandles vannet i en oljeseparator hvor olje, samt resterende lette partikler, fjernes før det ledes til sjø. Oljeinnholdet i vannet overvåkes kontinuerlig og utslippet av vann vil stoppe automatisk dersom oljeinnholdet overstiger 15 mg/l. SI slike tilfeller vil vannet enten renses på nytt eller sendes til land for videre behandling. Slammet som samles opp i prosessen sendes til land for forskriftsmessig behandling. Dersom renseanlegget er ute av drift, vil alt vann som normalt skulle vært renset sendes til land for behandling. Side 25 of 64

26 Sanitærvann Vann fra sanitæranlegg behandles og slippes til sjø. Organisk kjøkkenavfall males opp på riggen før utslipp til sjø. Planlagte utslipp til luft Utslipp til luft fra boringen av Tethys omfatter utslipp fra kraftgenerering samt fra brønntest ved et eventuelt funn. Utslipp fra kraftgenerering Gjennomsnittlig dieselforbruk i forbindelse med kraftgenerering på Songa Enabler er estimert til 45 tonn per døgn. Maksimal varighet på den planlagte operasjonen, inkludert boring av sidesteg og brønntest, er anslått til 108 døgn. Videre planlegging av brønnen kan gi endringer i varigheten av boreprosjektet. Beregnet utslipp av klimagasser ifm. kraftgenerering er gitt i Tabell 7. Standardfaktorer (Norsk olje og gass 2017) er benyttet for å estimere utslipp av de ulike klimagassene, med unntak av at standardfaktor fra særavgiftsforskriften (Lovdata 2014) er benyttet for beregning av NOx utslipp. Tabell 7. Utslipp til luft fra kraftgenerering ved boring av Tethys Aktivitet Antall døgn CO 2 1 (tonn) NOx 3 (tonn) SOx 4 (tonn) nmvoc 5 (tonn) Boring ,7 140,9 2,6 13,1 Brønntest ,3 53,5 1,0 5,0 Sidesteg ,2 68,0 1,3 6,3 Totalt ,2 262,4 4,9 24,3 1 Utslippsfaktor CO 2: 3,17 tonn/tonn, 2 Utslippsfaktor NOx: 0,054 tonn/tonn, 3 Utslippsfaktor SOx: 0,001 tonn/tonn, 4 Utslippsfaktor nmvoc: 0,005 tonn/tonn Energieffektivisering Songa Offshore har utarbeidet en plan for energieffektivisering henhold til relevante deler av ISO og (Songa Offshore 2017). Planen skal revideres årlig og inneholder blant annet følgende elementer: Oversikt over alle forbrukerne av energi om bord på riggen og hvordan disse driftes for å få mest mulig energieffektiv drift Identifiserte tiltak og potensielle tiltak for forbedring av energieffektiviteten ombord Mål for energiledelse i 2017 Plan for implementering av identifiserte tiltak Evaluering av forbedringsforslagene BGN vil følge opp de områder som er relevant for boringen av Tethys. Utslipp ved brønntest I forbindelse med testing av reservoarsonene forventes brenning av inntil tonn råolje, Sm 3 gass samt 23 tonn baseolje, dvs olje lagret i teststrengen. Tabell 8 angir utslipp til luft i Side 26 of 64

27 forbindelse med brønntesten. Utslipp av sot og oljenedfall fra brønntesten er omhandlet i kapittel 0 og beregningene av sot og oljenedfall er gitt i kapittel 8.1. Tabell 8. Utslipp til luft i forbindelse med brønntesting av Tethys Energivare Forbruk CO 2 (tonn) NOx (tonn) SOx (tonn) CH 4 (tonn) nmvoc (tonn) Naturgass Sm ,4 6,2 0,01 0,12 0,03 Råolje tonn 7 896,5 92,2 6,98 8,2 Baseolje 23 tonn 72,9 0,9 0,06 0,1 Totalt 9 180,8 99,3 7,05 0,12 8,3 Utslippsfaktorene benyttet for beregning av utslippene til luft i forbindelse med brønntesten er gitt i Tabell 9. Standardfaktorer (Norsk Olje og Gass, 2017) er benyttet for beregning av utslippene. Tabell 9. Utslippsfaktorer benyttet til beregning av utslipp til luft i forbindelse med brønntesting av Tethys Energivare CO 2 NOx SOx CH 4 nmvoc Naturgass tonn/ 0 Sm 3 2,34 0,012 0, , ,00006 Råolje tonn/ tonn 3,17 0,037 0,0028-0,0033 Baseolje tonn/ tonn 1 3,17 0,037 0,0028-0,0033 Sot og oljenedfall under brønntesting Beregning av sot og oljenedfall under brønntesting Utslipp av sot og oljenedfall i forbindelse med brønntest på Tethys er beregnet ut i fra estimert forbruk av gass, olje og baseolje. Det er ikke forventet vann i brønnstrømmen. Generering av sot fra naturgass er beregnet av Carbon Limits AS i forbindelse med Miljødirektoratets «Fakkelprosjekt 2012» (Carbon Limits 2013) og strekker seg fra 0,164 til 0,684 g sot/sm 3 gass. Det er sparsomt med data tilgjengelig for beregning av sot fra råolje. Den eneste tilgjengelige utslippsfaktoren er på 25 g sot/kg forbrent olje og stammer fra 1994 (Norsk Energi 1994). Til sammenligning bruker Maritim sektor 0,35 g sot/ kg brennstoff som faktor for kontrollert forbrenning i motorer (Buhaug et.al. 2009). Standardfaktor for beregning av oljenedfall til sjø er 0,05% av oljevolumet for brønntesting. Denne faktoren ble utarbeidet allerede i 1992, med helt annen brennerteknologi enn hva som vil benyttes på Tethys (DNV GL 2015) Faktoren kan anses som konservativt da utstyrsleverandøren angir at nedfallsfaktoren er mindre enn 0,007%. Tabell 10 nedenfor gir både et lavt og et høyt (konservativt) anslag over mengden ufullstendig forbrent olje (oljenedfall) og mengden sot generert under brønntesten basert på de laveste og høyeste faktorene/ verdiene i avsnittene over. Side 27 of 64

28 Tabell 10. Estimat på utslipp av sot og oljenedfall under testing av Tethys Aktivitet Enhet Estimert mengde Sot (tonn) Lavt Konservativt Ufullstendig forbrent olje (tonn) Lavt - Konservativt Naturgass Sm ,09-0,35 - Råolje tonn ,87-62,28 0,17-1,25 Baseolje tonn 23 0,01-0,58 0,01-0,01 Totalt 0,97-63,21 0,18-1,26 Miljøkonsekvenser knyttet til utslipp av sot og oljenedfall Sot er definert som en masse av partikler som dannes ved ufullstendig forbrenning av hydrokarboner. Miljøkonsekvensene ved utslipp av sot er relativt lite undersøkt, men det er påvist at effekten (dvs oppvarmings- eller nedkjølingseffekt) varierer med sotens fordeling i atmosfæren, plassering av sotkilder og forekomst av andre miljøgifter som slippes ut sammen med soten (AMAP 2015, DNV GL 2015). Erfaringsmessinger vil det kun være kortere perioder med sotdannelse i løpet av brenneperiodene med det valgte utstyret. Periodene med brenning av hydrokarboner vil være fordelt over flere dager. Det er derfor lite sannsynlig at brønntesten ved Tethys vil ha merkbare miljøpåvirkning av betydning. Tiltak for å sikre optimal forbrenning er beskrevet i kapittel Med de relativt korte varigheten på brenneperiodene fordelt over flere dager, samt de beskrevne tiltakene, vil oljenedfallet fra brønntesten til enhver tid være så lite at det raskt vil dispergeres inn i vannmassene. Det forventes dermed ikke synlig olje på havoverflaten. Sannsynligheten for målbar miljøskade på miljøressursene på overflaten vurderes derfor til å være neglisjerbar. For å ytterligere redusere risikoen for skade vil BGN etablere en plan for overvåkning og deteksjon av ansamlinger av sjøfugl på havoverflaten under brønntesten. Planen vil omfatte tiltak som skal iverksettes dersom det dersom det observeres ansamlinger av fugl i området. Oljen som blandes inn i vannmassene vil kunne føre til lokal økning i hydrokarbonkonsentrasjon i vannsøylen, noe som kan medføre midlertidig forringelse av den lokale sjøvannkvaliteten. Det forventes ingen akutt effekt på det marine livet i vannmassene og langtidseffektene fra hydrokarbonbidraget fra en eventuell brønntest på Tethys forventes å være neglisjerbare. Avfallshåndtering Songa Enabler har et etablert system for avfallshåndtering og avfallssortering i overenstemmelse med retningslinjene for avfall styring utgitt av NOROG (Norsk olje og gass 2014). Avfall styringen om bord er nedfelt i en installasjonsspesifikk avfallsplan (Songa Offshore 2016). Prinsippet om reduksjon av avfallsmengder ved kilden, både på riggen og ved basen blir fulgt. Avfallet sorteres offshore og leveres til land. De viktigste avfallstypene er listet nedenfor. Papp og papir Plast Side 28 of 64

29 Treverk Matavfall Matbefengt/ utsortert brennbart avfall Metall Glass og metallembalasje EE-avfall Restavfall Farlig avfall Borekaks med vedheng av oljebasert borevæske Det er inngått kontrakt med SAR Gruppen (SAR) for håndtering av avfall fra riggen og boreoperasjonen. SAR er godkjent avfallsmottaker og benyttes også av Statoil ved boring med Songa Enabler før operasjonen for BGN. Dette sikrer at allerede etablert praksis og innarbeidede rutiner videreføres ved boring av Tethys. Avfallet vil bli transportert til SARs base i Florø. Kontroll, måling og rapportering Riggeier har utarbeidet et riggspesifikt måleprogram for kategori D rigger som Songa Enabler (Songa Offshore 2017). BGN vil innen borestart ha gjennomført verifikasjon av Songa Offshore s og kjemikalieleverandørenes måleprogram og etterlevelsen av disse. Dieselforbruk samt forbruk og utslipp av riggkjemikalier rapporteres til BGN av fra Songa Enabler. Rapportering av forbruk og utslipp av borevæsker, sementkjemikalier samt borekaks utføres primært av kjemikalieleverandørene. BGN vil vurdere og kvalitetssikre de rapporterte mengder under boreoperasjonen. NEMS Accounter vil benyttes som miljørapporteringsverktøy og videre rapportering inn i det felles systemet Epim Environmental Hub (EEH) for petroleumsvirksomhet. Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensing I foreliggende kapittel gis et sammendrag av de helårlige, miljørisiko- og beredskapsanalysene som er utført for brønnen (Acona 2017), og detaljert rapport er vedlagt søknaden. I tillegg gis en vurdering av miljørisikoen i forbindelse med boringen av Tethys, forslag til beredskapsløsning samt hvilke forutsetninger som er lagt til grunn for dette forslaget. Analysene er gjennomført i samsvar med Styringsforskriftens paragraf 17, Metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA, OLF 2017), dokumentet Best Practice for oljedriftssimuleringer (Acona, Akvaplan-niva og DNV GL 2016) og veiledning for miljørettede beredskapsanalyser (Norsk olje og gass 2013). Det henvises til rapporten for en fullstendig gjennomgang av analysene. Resultatene av analysene er presenteres for sesongene vinter (desember februar), vår (mars- mai), sommer (juni august) og høst (september november). Aktiviteten er forventet å foregå i høstsesongen, men ved senere overtagelse av riggen enn forventet, eller ved forsinkelser, vil en eventuell brønntest og boring av sidesteg kunne strekke seg inn i vintersesongen. Miljøforholdene ved lokasjonen er beskrevet i Kapittel 0. Dette inkluderer både resultatet av havbunnsundersøkelsen som ble utført ved borestedsundersøkelsen og en beskrivelse av sårbare ressurser (verdifulle økosystemkomponenter) i influensområdet for brønnen. Side 29 of 64

30 Akseptkriterier i miljørisikoanalysen BGN sine operasjonspesifikke akseptkriterier (Bayerngas Norge AS 2017) er benyttet i miljørisikoanalysen for Tethys. Akseptkriteriene er basert på prinsippet om at varigheten av en miljøskade skal være ubetydelig i forhold til forventet sannsynlighet/ frekvens av en hendelse som medfører miljøskade. BGN sine operasjonsspesifikke akseptkriterier er gitt i Tabell 11. Verdiene angir den høyeste sannsynligheten for miljøskade av ulik varighet som BGN aksepterer. Varigheten av en skade uttrykkes som teoretisk restitusjonstid, dvs et mål på hvor lang tid det tar før den berørte bestanden er tilbake på tilnærmet samme nivå som før hendelsen. Tabell 11. BGN s operasjonsspesifikke akseptkriterier for miljøskade i de ulike skadekategoriene Miljøskade Restitusjonstid Akseptkriterie Mindre å Moderat 1-3 år Betydelig 3-10 år Alvorlig > 10 år Oljens forvitringsegenskaper Oljen fra Skarfjell (SINTEF 2014) er valgt som referanseolje for Tethys. Oljen er valgt på bakgrunn av områdenærhet, geologiske vurderinger og at et potensielt oljefunn antas å ha lignende sammensetting og fysiske- og kjemiske egenskaper. Skarfjelloljen er en parafinsk råolje med medium tetthet (824 kg/m 3 ), medium voksinnhold (4,6 vekt%) og lavt asfalten innhold (0,03 vekt%) i forhold til andre oljer på norsk sokkel. Innholdet av lette komponenter er høyt, noe som medfører raskt fordampningstap ved utslipp til sjø med tilhørende økning i konsentrasjonen av voks og asfaltener. Oljen danner ustabile emulsjoner med høyt vanninnhold (maksimalt vannopptak fra %). Avhengig av forholdene kan dette øke volumet av oljeflakene med en faktor på 3,5 (vinterforhold) til 4,5 (sommerforhold). Emulsjonsbryter fungerer effektivt på emulsjon dannet med Skarfjellolje. Levetiden til oljen på overflaten er beregnet til 5 døgn ved høye vindstyrker (15 m/s) og lenger enn 5 døgn ved lavere vindstyrker. Viskositeten øker etter hvert som de lette komponentene fordamper og når nedre grensen for optimal mekanisk oppsamling (0 cp) på under en time ved vinterforhold og innen 2 timer ved sommerforhold ved en vindstyrke på 2 m/s. Oljen forventes å ha redusert potensiale for bruk av dispergeringsmidler. Ved et eventuelt oljesøl vil oljens kjøles ned til sjøens temperatur i løpet av kort tid. Brann- og eksplosjonsfare grunnet de flyktige komponentene i oljen vil derfor være over i løpet av få minutter og maksimalt innen en halv time. Definerte fare- og ulykkessituasjoner De definerte fare og ulykkessituasjonene (DFUer) som er lagt til grunn for miljørisikoanalysen er en utblåsning fra reservoaret med 8 ½" hull etter at 9 5 / 8" foringsrøret er satt. Andre uhellsutslipp er vurdert å være av mindre volumer og konsekvens, og er derfor ikke ansett som dimensjonerende. Side 30 of 64

31 Beregning av utblåsningsrater og -varigheter for Tethys er utført av Statoils fagekspertise (Statoil 2017). Sannsynlighet for en utblåsning er 1, og gitt at en utblåsning finner sted, er sannsynlighetsfordelingen mellom sjøbunns- og overflateutslipp henholdsvis 75 og 25%. Den aggregerte rate- og varighetsmatrisen som er lagt til grunn for oljedriftssimuleringene, er gitti Tabell 12 nedenfor. Aggregering av rater og oppsett av oljedriftsmodellen følger anbefalinger i dokumentet Best Practice for oljedriftsimuleringer (Acona, Akvaplan-niva og DNV GL 2016). Sjøbunnsutblåsninger har en vektet rate på Sm 3 /d og en vektet varighet på 18,7 dager. Overflateutblåsninger har en vektet rate på Sm 3 /d og en vektet varighet på 13,5 dager. Tabell 12 Rate- og varighetsmatrisen for lagt til grunn for oljedriftssimuleringene for letebrønn Tethys Utslippspunkt Rater Sannsynlighet for varighet (%) Dybde Sm3/ døgn Sannsynlighet (%) 2 dager 5 dager 14 dager 35 dager 77 dager Overflateutblåsning (25% sannsynlighet) Sjøbunnsutblåsning (75% sannsynlighet) Drift og spredning av olje (oljedriftsmodellering) Den miljørettede risiko- og beredskapsanalysen tar utgangspunkt i oljedriftssimuleringer gjennomført for både sjøbunns- og overflateutslipp, og basert på rate- og varighetsmatrise med Skarfjell som referanseolje. Simuleringene er utført med programvaren OSCAR (Oil Spill Contigency And Respons), en del av programvaren MEMW fra SINTEF. Inngangsdataene for oljedriftssimuleringene er gitt i Tabell 13. Tabell 13. Inngangsdata til oljedriftssimuleringene for utblåsning under boring av letebrønnen Tethys Parameter Verdi/ Referanse Vinddata NORA10 ( ). Havstrømdata SVIM ( ) Oljetype Vanndyp Skarfjell 365 m Breddegrad ( o N) Lengdegrad ( o E) Geodetisk system WGS 84 Oljetetthet 824 kg/m 3 Gasstetthet 0,91 kg/m 3 Gass til Olje ratio (GOR) 175 Side 31 of 64

32 Det er modellert for værforhold gjennom hele året. Totalt er det gjennomført enkeltsimuleringer. Influensområdene for olje på havoverflaten, i vannkolonnen og akkumulert på strandlinjen består av alle 10 x 10 km kartruter som har mer olje enn en viss grenseverdi i mer enn 5% av enkeltsimuleringene. Grenseverdien som er benyttet er 0,01 tonn/km 2 for sjøoverflaten ppb THC (Total Hydrocarbon Concentration) for vannkolonnen og 0,01 tonn/km for strandlinjen. Influensområdene er basert på alle utblåsningsrater og -varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Effekt av oljevernberedskap er ikke inkludert i oljedriftsmodelleringen Influensområde for olje på sjøoverflaten Det er store influensområdet for olje på sjøoverflaten både for sjøbunnsutblåsning og overflateutblåsning. Størrelsene på områdene varierer lite med sesong, men sjøbunnsutblåsninger gir gjennomgående større (10-15 %) områder enn overflateutblåsninger. Figur 7 viser influensområdene for de fire sesongene ved en sjøbunnsutblåsning. Figur 7. Influensområdene for olje på sjøoverflaten gitt en sjøbunnsutblåsning ved letebrønn Tethys. Hvert område består av alle 10 x 10 kartruter som har mer olje på overflaten enn 0,01tonn/km 2 i mer enn 5, 25, 50 eller 75% av enkeltsimuleringene, gjengitt med ulike fargekoder (gul = 5% osv) Side 32 of 64

33 Influensområde for olje i vannkolonnen Influensområdene for olje i vannkolonnen er relativt små. Størrelsene på områdene varierer lite med sesong, men en sjøbunnsutblåsning gir betraktelig mindre områder (10-32 %) enn overflateutblåsning. Figur 8 viser influensområdene for de fire sesongene ved en overflateutblåsning. Figur 8. Influensområde i vannkolonnen ved en overflateutblåsning fra letebrønn Tethys. Hvert område består av alle 10 x 10 kartruter som har høyere oljekonsentrasjon i vannsøylen enn ppb. i mer enn 5, 25, 50 eller 75% av enkeltsimuleringene, gjengitt med ulike fargekoder (gul = 5-25%, orange = 25 50%). Side 33 of 64

34 Influensområde for olje akkumulert på strandlinjen Influensområdene for olje på strandlinjen berører ruter i området fra Fjell kommune utenfor Bergen til Herøy kommune i Nordland. Områdene omfatter mellom 56 og 85 kystruter avhengig av sesong og utslippspunkt. Influensområdene er gjennomgående størst gitt en sjøbunnsutblåsning uansett tid på året. Flest kartruter er berørt for sjøbunnsutblåsning om sommeren mens det er noe mindre stranding i vintersesongen enn i høstsesongen. Figur 9 viser influensområdene for de fire sesongene ved en sjøbunnsutblåsning. Figur 9. Influensområder for olje akkumulert på strandlinjen gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønn Tethys. Hvert område består av alle 10 x 10 kyststripe kartruter med mer akkumulert olje enn 0,01 tonn/km i mer enn 5, 25, 50 eller 75% av enkeltsimuleringene, gjengitt med ulike fargekoder (gul = 5-25%, orange = 25 50%, mørk orange = 50 75%). Sørligste og nordligste område med registrert stranding er nordlige Hordaland og Sandnessjøen i Nordland. Sannsynlighet for stranding varierer mellom 65 og 80%, med høyeste verdi for sjøbunnsutslipp om høsten. Den er gjennomgående høyere for sjøbunnsutblåsning enn Side 34 of 64

35 overflateutblåsning. Strandingsmengdene (representert ved 95-persentilen) er også systematisk størst for sjøbunnsutslipp, uavhengig av periode. Drivtiden, representert ved 95-persentilen, er kort hele året, med korteste drivtid på 2,1 dager for en sjøbunnsutblåsning om høsten. 95-persentilen av strandet mengde oljeemulsjon er høyest for en sjøbunnsutblåsning om sommeren ( tonn), mens den er lavest for en overflateutblåsning om høsten ( tonn). Analysen viser tilnærmet samme strandingsmengder i høst- og vintersesongen uansett utslippspunkt. Det er 12 NOFO eksempelområder med mer enn 5% strandingssannsynlighet gitt en utblåsning. Høyeste strandingssannsynligheter er på Frøya-Froan (55,3 %) og Smøla (60 %), begge for sjøbunnsutblåsninger om høsten. Sverlingsosen-Skorpa har korteste drivtid, dvs 3 døgn for begge utslippsdyp om høsten og vinteren. Frøya-Froan har størst strandingsmengde, med tonn oljeemulsjon gitt en sjøbunnsutblåsning om sommeren. I høst- og vintersesongen er strandingsmengdene størst for sjøbunnsutslipp, hhv tonn og tonn oljeemulsjon(sverlingosen-skorpa). Resultater fra miljørisikoanalysen Miljørisikoanalysen er utført i henhold til den skadebaserte delmetodikken i MIRA (OLF 2007). Metoden er basert på fire sett inngangsdata; 1) Stokastisk simulerte oljedriftsdata (den geografiske utbredelsen av oljeforurensning fra simuleringene) 2) Utblåsningssannsynlighet basert på aktivitetsnivå, 3) Økosystem data (den geografiske utbredelsen til verdsatte økosystemkomponenter, deres individuelle sårbarhet ovenfor olje og bestandens/ habitatets restitusjonspotensial) 4) Akseptkriteriene for aktiviteten MIRA beregner sannsynligheten for miljøskade ved å sammenligne hver enkelt oljedriftssimulering med tilstedeværelsen av og sårbarheten (restitusjonstiden) til økosystemkomponenter. Deretter beregnes miljørisikoen ved å sammenligne sannsynligheten for miljøskade med akseptkriteriene. For sjøfugl er det benyttet et standard datasett fra SEAPOP (NINA). I tillegg er det benyttet et tilrettelagt datasett for kystfugl i henhold til anbefalingene gitt i Norsk Olje og Gass sin workshop for tilrettelegging av sjøfugldata fra SEAPOP for bruk i miljørisikoanalyser den 24. april 2017 hos Miljødirektoratet. I tillegg til MIRA-metoden for norsk vårgytende sild og nordarktisk torsk er det utført en overlappsanalyse for gyteareal for viktige fiskebestander med influensområdet for olje i vannkanonen (området med høyere oljekonsentrasjon i vannsøylen enn ppb i mer enn 5% av enkeltsimuleringene). Miljørisiko for alle VØKer er gitt i Figur 10. Den beregnede miljørisikoen gitt et oljesøl er gjennomgående høyest for pelagisk sjøfugl, dvs fra 49 81% av akseptkriteriet i skadekategorien Alvorlig. Høyeste miljørisiko er for Norskehavsbestanden av alkekonge om vinteren. I boreperioden (høstsesongen) er høyeste miljørisiko 49% i skadekategorien Alvorlig for Norskehavsbestanden av lomvi. Side 35 of 64

36 Figur 10. Miljørisiko for alle VØKer for letebrønn Tethys Den høyeste miljørisikoen for kystbunden sjøfugl er 21% i skadekategorien Alvorlig for Nordsjøbestanden av svartand i vintersesongen. I høstsesongen er høyeste miljørisiko 16% i skadekategorien Alvorlig igjen for Nordsjøbestanden av svartand. For sel er den høyeste miljørisikoen 12% i skadekategorien Moderat for den midtnorske bestanden av havert. MIRA-analysen gir ingen utslag for torsk og sild ei heller er det overlapp i tid og rom mellom influensområdene i vannkolonnen og viktige gyteområder for fisk. Den høyeste miljørisikoen for strandhabitater er 9% for Moderat skade i Sande kommune i sommerog høstsesongen. Miljørisikoen er noe lavere i vintersesongen for alle skadekategorier. Resultater fra beredskapsanalysen Formålet med beredskapsanalysen er å identifisere beredskapsbehov og utarbeide anbefalinger for oljevernberedskap som skal håndtere en eventuell utblåsning fra Tethys. Den er utført i henhold til veiledning for miljørettede beredskapsanalyser (Norsk Olje og gass 2013) og NOFOs planforutsetninger for oljevernberedskap. NOFOs operasjonsrådgivere er rådført under utarbeidelse av analysen for å sikre oppdatert informasjon om plassering og forutsetninger for oljevernfartøy. Behovet for ressurser for oljevern er beregnet for følgende barrierer: - Barriere 1A og 1B: Bekjempelse på åpent hav nær utslippskilden (1A) eller langs drivbanen (1B) ved hjelp av NOFO-systemer - Barriere 2: Bekjempelse i kystsonen ved hjelp av kystsystemer - Barriere 3A og 3B: Bekjempelse og beskyttelse av strandsonen ovenfor mobil oljeemulsjon (3A) og oppsamling av ikke-mobil oljeemulsjon på land (3B) Side 36 of 64