Søknadom tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven Installasjon, oppkobling og klargjøring av brønneneg2 og G3 på Draugenfeltet.

Transkript

1 Miljødirektoratet Postboks5672Sluppen 7485Trondheim Attn BentBarmanSkaare A/S Norske Shell P.O. Box Tananger Norway Telefon Mobiltelefon Deresref: Vår ref: Dato: Mdir Søknadom tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven Installasjon, oppkobling og klargjøring av brønneneg2 og G3 på Draugenfeltet. I henholdtil 11i forurensningslovensøkera/s NorskeShellsomoperatørfor Draugenfeltetom tillatelsetil brukog utslippavkjemikalieri forbindelsemedinstallasjon, oppkoblingog klargjøringfor drift avto nyebrønner(g2 ogg3) ogtilhørenderørledningermot eksisterendefeltinstallasjoner Det planleggesutslipptil sjøi forbindelsemedoppkoblingogtrykktestingavrørledningene. UtslippenefinnerstedpåDraugenfeltet i periodenapril2015til desember2015,mensførste kjemikalieintrodusereseptember2015. DraugenInfill Drilling-prosjektetgjennomføresovertre faser.for faseénvisesdettil søknaddatert (arbeidutførtoppinntil oppstartavbrønnene4).for faseto visesdettil søknaddatert (arbeidutført oppinntil oppstartavbrønneng1).dennesøknadendekkerdendelenav fasetre somskalutføresi 2015 ogbeståravinstallasjon,oppkobling,klargjøringogoppstartavg2 og G3 medtilhørendeinfrastruktur. Pågrunnavtidligerebegrensningermedhensyntil sengekapasitet på plattformen,samtplanlagtungløftavpumpenskontrollmoduli et vindumai-juli 2016,vil installasjon avsjøbunnspumpermedtilhørendekontrollmodulbli dekketavkommendesøknadfor 2016/2017. Figur1 viserutbyggingenfordeltpåførstefase,andreogtredjefase.boringavdetre brønneneg1, G2 og G3 er dekketavseparatillatelsesomblegitt NorskeShell ogsidenoppdatertmed tillatelsegitt medvårreferanse Klif1220. Foretaksregisteret.nr.:NO

2 Figur 1: Draugen Infill utbygging i farge og eksisterende strukturer i grått. 1. Innledning Draugenfeltet ligger ca. 150 km nordvest fra Kristiansund. Korteste avstand til land er 65 km, Sula i Sør-Trøndelag. Figur 2. Feltet ble oppdaget i 1984 i forbindelse med letebrønn 6407/9-1 som viste seg å inneholde olje i Øvre Jura sandlag, under 1596m TVDSS. Brønntester viste at feltet var drivverdig, og 5 nye letebrønner ble boret i tidsrommet fra november 1984 til februar 1986 som et ledd i å kartlegge for planlegging av feltutbyggingen. Norske Shell er Operatør av Draugenfeltet. Partnere og eierandeler i lisensen er som følger: VNG Norge AS 7,56%, Petoro 47,88%, Shell 44,56% Mdir1428 2

3 Figur 2: Draugenfeltet 1.1 Beskrivelse av feltutbygging Hele Draugen Infill utbyggingen består av oppkobling og oppstart av brønnene G1, G2, G3 og E4, samt oppkobling, installasjon og oppstart av Rogn Syd manifold (RSM), og en undervanns flerfasepumpe. Denne søknaden dekker aktivitetene som skal gjennomføres i 2015 (figur 3). Feltutbyggingen for 2015 består av følgende: Oppkobling til bunnrammer og pumpeenheten: Oppkobling av 8 oljerørledning mellom pumpeenheten og brønnen G2. Oljerørledningen ble lagt ned i fase to av prosjektet. Legging og oppkobling av 8 oljerørledning mellom pumpeenheten og brønnen G3. Legging og oppkobling av 3 gassrørledninger mellom Draugen plattform og brønnene G2 og G3. Legging av kontrollkabel mellom Draugen plattform og brønnene G2 og G3, samt sjøbunnspumpen. Mdir1428 3

4 Figur3: DraugenInfill feltutbygging2015:installasjonav3 gassløftrørledni ngenen2117og N2118 fra Draugenplattformtil bunnrammeg2 ogg3 henholdsvis, installasjonav8 oljerørledningfra G3 til pumpeenhet.nyelinjerer stiplet. 1.2 Tidsplan Tabell1, 2 og 3 nedenforvisertidsplanfor alleplanlagteaktiviteteri forbindelsemedinstallasjon, oppkoblingog klargjøringfor oppstartavdennordligedelenavfeltet: Tabell1: Tidsplanfor faseénavprosjektet. Aktiviteteneer dekketaveksisterende utslippstillatelse(gitt medMiljødirektoratetsreferanse 2011/ ). Aktivitet RognSydmanifoldinstallasjon Installasjonogoppkoblingavrørledninger ogkoblingsrørtil brønne4 Nedstengingavfeltet SteindumpingavbrønnE4 før lekkasjetest Tidsplan September2013* August- Oktober 2013* September2013* November2013* Mdir1428 4

5 Trykkavlasting og oppkobling av 3 gassløft Mai 2014** rørledning og 8 oljerørledning mellom brønnramme E4 og Rogn Sør manifold etter steindumping Installasjon og oppkobling av kontrollkabel Mai - Juni 2014** mellom eksisterende brønn E1 og E3 til E4 Lekkasjetest av 3 gassløft rørledning og 8 oljerørledning mellom brønnramme E4 og Rogn Sør manifold etter tilkobling Juni 2014** Oppstart av følgende rørledninger: 3 Gassløftledninger fra E4 bunnramme og fra Rogn Sør bunnramme til Rogn Sør manifold. 4 Gassløftledning fra Rogn Sør manifold til Garn Vest manifold. 8 oljerørledning fra bunnramme E4 til Rogn Sør manifold. August 2014** SDU innstallering Juni 2014** * Dekket av tidligere innsendt søknad datert samt oppdatering datert som dekker første fase (arbeid utført for prosjektet i 2013 og første kvartal av 2014). **Dekket av tidligere innsendt søknad, men flyttet i tid i forhold til opprinnelig plan. Tabell 2: Tidsplan for fase to av prosjektet. Aktivitetene er dekket av ekseisterende utslippstillatelse (gitt med Miljødirektoratets referanse 2013/181 ). Aktivitet Tidsplan Forberedelse for legging av rørledninger og koblingsrør og fjerning av stein rundt Garn Vest manifold Mars 2014 Installasjon av bunnramme for pumpeenhet Juli August 2014 Legging av rørledning mellom Garn Vest manifold og pumpeenhet Juli August 2014 Legging av rørledninger og kontrollkabel for brønn G1 Juli August 2014 Legging av kontrollkabel mellom RSM og G3 Juli August 2014 Legging av rørledning for brønn G2 Juli - August 2014 Trykksetting før steindumping av følgende rørledninger (se figur 3): N2121, N2726 og August November N Steindumping August 2014 Januar 2015 Oppkobling av rørledninger August - September 2014 Skylling (oljefjerning) av oljerørledning N1755 (se figur 3) September 2014 Mdir1428 5

6 Lekkasjetest av rørledningene N2121, August og N2726, N2728 og N1755 (se figur 3) Semptember 2014 Nedsteging av feltet Oppkobling av pumpestasjon og brønn G1 Lekkasjetest av Garn Vest pumpeenhet systemet Oppstart av feltet September 2014 Tabell 3: Tidsplan for aktivitetene som skal utføres i 2015 Aktivitet Tidsplan Tømming av J-rør i skaftet på Draugen plattform April 2015 Legging av kontrollkablene N3851 og N3853 fra Draugen A plattform til brønnene G2 og G3 henholdsvis September 2015 Installasjon av rørledningene N2117, N2118 og N2727 (se figur 3) mellom Draugen plattform og henholdsvis bunnrammene G2 og G3, samt mellom G3 og pumpestasjon. September 2015 Legging av kontrollkabel N3852 fra Draugen A plattform til sjøbunnspumpe Oktober 2015 Nedstenging av felt Oppkobling av brønn G2 og G3 Lekkasjetest av brønn G2 og G3 Oppstart av felt Oktober Desember 2015 Mdir1428 6

7 2 Arbeid på Infill Drilling i 2015 Arbeid i forbindelse med klargjøring før oppstart av de nye brønnene G2 og G3 på Draugenfeltet i 2015 kan deles inn i følgende hovedaktiviteter: 1. Åpning og tømming av J-rør i forbindelse med inntrekking av kontrollkabler og fleksible rørledninger 2. Installasjon av rørledninger, tilkoblingsrør, MPFM, dummy MPFM og kontrollkabel 3. Oppkoblinger på feltet 4. Trykk- og lekkasjetest 5. Oppstart av brønnene G2 og G3 opp mot Draugen A plattform. Alle aktiviteter planlegges å bli utført i perioden april til desember Åpning og tømming av J-rør i forbindelse med inntrekning av kontrollkabler og fleksible rørledninger I J-rørene i skaftet på Draugen plattformen står det en blanding av sjøvann og korrosjonshemmer, type Nalco Exxon Correxit Denne korrosjonshemmeren har to funksjoner: 1) Preservering av lukkede, ubenyttede rør 2) En periodisk tilsetting i allerede åpnede J-rør for å hindre korrosjonsdannelse. Systemet med periodisk tilsetting ble imidlertid ikke tatt i bruk slik det var tiltenkt da mulig korrosjon blir sjekket jevnlig ved inspeksjoner. I 1999 ble Nalco Exxon Correxit 6826 oppført på Norske Shells utfasingsplan fordi det inneholdt komponenter som ikke var ønskelig. Det foreligger ikke HOCNF på dette kjemikaliet og det er dermed miljøklassifisert som svart kjemikalie. I forbindelse med inntrekking av kontrollkabler og fleksible rørledninger til brønnene G2 og G3, samt til sjøbunnspumpen, er det nødvendig å tømme inneholdet i J-rør. I alt trenger fem J-rør å tømmes, tre korte og to lange. Tømming av de to lange J-rørene vil gjøres ved bruk av intervensjonsfartøy og man vil suge sjøvann inn i rørene fra havbunn. Følgende metode vil brukes: 1. Pumpe ut/senke væskenivå i J-rørene. 2. Åpne 2 ventil ved havbunn for å suge inn sjøvann i bunnen av J-rør. Evt. kappe av ventilen hvis ikke ventilåpning er mulig. 3. Pumpe ut ca % (ca m 3 ) av preserveringsvæske fra J-rør. Etablere en kald sjøvannsplugg under varmere preserveringsvæske (ferskvann). 4. Fjerne bunnflensen fra J-rør. 5. Fortsette tømming av J-rør inntil det er rent. Tømming av de korte J-rørene vil gjøres ved bruk av ROV inne i skaftet på plattformen. Følgende metode skal brukes: 1. Feste en klemmeenhet på endeflensen ca 28 m over sjøbunnen. 2. Lande kjernebor på klemmeenheten og bore et hull i flensen. 3. Når hullet er boret trekkes boret ut og en kuleventil lukkes umiddelbart for å unngå at væsken i J-rør slipper ut. 4. Installere sugeslange, åpne kuleventil og sette på sug. Mdir1428 7

8 5. Åpne ventil på den andre siden av J-røret, utenfor skaftet. Dette gjøres for å tillate innstrømning av sjøvann i J-røret mens preserveringsvæsken suges til overflaten. 6. Når det er bekreftet at all preserveringsvæske er fjernet vil sugeslangen og klemmeenheten bli fjernet. Preserveringsvæsken vil oppbevares i tanker ombord på plattformen for videre sjøtransport og håndtering (farlig avfall) på land. Det vil bli utført overvåkning av grensesjikt mellom preserveringsvæske («varmt» ferskvann) og kaldt sjøvann (f.eks. ved måling av ledningsevne, evt. TOC). I forbindelse med åpning, eller eventuelt kapping, av ventiler kan man risikere å få et lite utslipp av innholdet i J-rør til sjø. Dette estimeres konservativt til å være 2000 liter, for absolutt worst case. Korrosjonsinhibitoren i rørene har konsentrasjonen mg/liter. Konservativt anslått mengde Nalco Exxon Correxit 6826 som kan gå til sjø er 2000 liter * 750 mg/l = 1,5 kg. Denne operasjonen ble også utført i 2011 i forbindelse produsert vann re-injeksjonsprosjektet, der ingen væske fra rørene ble sluppet ut. 2.2 Installasjon og oppkobling av rørledninger, kontrollkabler, MPFM, dummy MPFM og tilkoblingsrør Installasjon og trykktesting av rørledninger og tilkoblingsrør 3 gassløftrørledninger og 8 produksjonsrørledning vil leveres ferdig på trommel med koblinger i enden. Gassløftrørledningene er fylt med 70% MEG og 30% vann, mens produksjonsrørledningen er fylt med demineralisert vann. Rørledningene og koblingsrørene vil legges på havbunnen ved først å legge ned den første enden på havbunnen, og ved hjelp av ROV koble enden til et anker som ligger nær tilkoblingspunktet. Se figur 4. Fartøyet legger ut resten av røret ved å kjøre mot neste koblingspunkt, hvor den andre enden senkes ned til havbunnen og sikres. Før den andre enden senkes ned fra fartøyet vil rørledningen etterfylles med 70/30 MEG/vann-blanding/demineralisert vann for å sikre at hele rørlinjen er fylt. ROV vil foreta en verifisering av rørledningen for å sikre at den er lagt ned tilfredstillende. Deretter vil følgende rørledninger trykkes opp i forkant av steindumping: - 3 gassløftrørledningene N2117 og N2118 til henholdsvis G2 og G3 fra Draugen (se figur 3) - 8 oljerørledning N2727 fra G3 til pumpestasjon (se figur 3) Rørledningene trykkes opp ved bruk av fartøy. En trykkslange sendes ned til et tilkoblingspunkt og 70/30 MEG/vann-blanding/demineralisert vann pumpes ned. Før åpning av ventilen, spyles tilkoblingen med blandingen for å hindre intrenging av sjøvann. Rørledninger og koblingsrør vil bli trykksatt til 235 bar og trykkslangen hentes opp til fartøyet. Linjene vil så dekkes av stein før de trykkavlastes. Trykktestingvæsken returneres til fartøy i stedet for å slippe det til sjø. Etter trykktesting kobles rørledninger og koblingspunkt opp mot sine respektive bunnrammer og pumpeenhet, se figur 3. De fylles så med 70/30% MEG/vannblanding/demineralisert vann. Mdir1428 8

9 Før rørledningene tilkobles nye brønner eller pumpeenhet, vil det tilsettes RX-9034A fargepinner, RX-5207 oksygenfjerner og RX-5720 korrosjonshemmer. Under disse operasjonene vil det kunne slippes ut noe kjemikalier til sjø. Det er estimert et utslipp av 2,6 kg RX-9034A fargepinner, 5,2 kg RX-5207 oksygenfjerner, 13 kg RX-5720 korrosjonshemmer og 34 m 3 MEG/ferskvann (hvorav 24 m 3 er ren MEG) i forbindelse med oppstart av brønnene G2 og G3. 26,5 m 3 MEG/ferskvann (hvorav 18,5 m 3 er ren MEG) vil benyttes til lekkasjetesting av brønnene G2 og G3. Dette vil returneres til skip og går ikke til utslipp. Figur 4: Installasjon av rørledning Installasjon av kontrollkabel Som en del av aktivitetene i 2015 vil kontrollkabel legges mellom Draugen plattform og pumpeenheten, samt mellom Draugen plattform og brønnene G2 og G3. Kontrollkabler vil bli levert ferdig på trommel eller samlet opp på fartøymontert karusell ved kai avhengig av lengde. Kontrollkablene legges ut på tilsvarende måte som rørledningene. Kontrollkablene som legges mellom Draugen plattform og G2 og G3 er fyllt med en 50/50 blanding av MEG og ferskvann, samt hydraulikkvæsken Oceanic HW 540. Kontrollkabelen som legges mellom Draugen plattform og pumpeenheten inneholder en 50/50 blanding av MEG og ferskvann, samt hydraulikkvæsken Oceanic HW 540E og barrierevæsken Shell Morlina S2 BL 5. Det er to typer hydraulikkvæskesystemer på Draugen, ett gammelt, og ett nytt. Kontrollkabelen som legges mellom plattformen og pumpeenheten er av den nye typen, hvor man har erstattet svart hydraulikkvæske, Oceanic HW 540, med en gul hydraulikkvæske, Oceanic HW 540E Installasjon av MPFM på Rogn Sør manifold Rogn Sør manifolden har tidligere blitt installert med en dummy strømningsmålerspole. Denne skal nå skiftes ut med en multifase strømningsmåler (MPFM). Før denne utskiftningen skjer vil den aktuelle rørledningsdelen bli isolert og skylt gjennom for å fjerne hydrokarboner fra Mdir1428 9

10 brønnstrømmen. Skyllejobben utføres med sjøvann til/fra fartøy. Lekkasjetesting gjøres etter at installajon av MPFM er utført. Som ved andre skyllejobber kan man få et utslipp av oljerester når man kobler fra denne rørledningen. Rørledningen rommer totalt 160 liter med hydrokarboner. Det er sannsynlig at man klarer å fjerne mesteparten av hydrokarbonene i røledningen, men det er likevel en viss mulighet for at man ikke lykkes. Det er derfor satt opp to scenarioer; en best case og en worst case. Som et konservativt worst case scenario antar vi at vi kan få et utslipp til sjø på 50 % av dette innholdet, altså 80 liter råolje. Det presiseres at dette er absolutt verst tenkelig utfall og det anses som sannsynlig at lite vil slippes til sjø under frakobling. Som best case antar vi et utslipp på 10 % av innholdet, altså 16 liter råolje Installasjon av dummy MPFM på undervannspumpeenhet Undervannspumpeenheten har tidligere blitt installert med MPFM for brønnene G2 og G3. Det vurderes å starte brønnene G2 og G3 før man er klar til å injisere avleiringshemmer i pumpeenheten. Dette betyr at MPFMene blir ødelagt og man ønsker dermed å ta disse strømningsmålene ut og erstatte dem med dummyer. Før en eventuell utskiftning vil de aktuelle rørseksjonene isoleres og skylles med metanol til/fra plattform, via det permanente injeksjonssystemet for å fortrenge preserveringskjemikaliene som ble injisert i en tidligere prosjektfase. Forbruk av disse kjemikaliene, samt et lite utslipp i forbindelse med installasjon av sjøpumpeenhet, er dekket av eksisterende utslippstillatelse (gitt med Miljødirektoratets referanse 2013/181 ). Etter skylling kan man risikere at metanol og rester fra preserveringskjemikalier slippes ut når man kobler fra MPFMene. Lekkasjetesting skal utføres ved fullføring av monteringen av dummy MPFM. Det er sannsynlig at man klarer å fjerne mesteparten av preserveringskjemikaliene i rørledningen, men det er likevel en viss mulighet for at man ikke lykkes. Som et konservativt worst case scenario antar vi at alt av preserveringskjemikalier kan gå til sjø. Det understrekes at dette er et absolutt worst case scenario, og at sannynsligheten for dette er minimal. I forbindelse med skyllejobben vil det brukes 1863 liter metanol totalt. Mengden metanol som potensielt kan slippe ut i forbindelse med frakobling av utstyret er dermed maksimalt 1863 liter. 2.3 Oppstart av brønner mot Draugen A plattform Oppstart av brønnene G2 og G3 er planlagt utført siste kvartal av Brønnopprensking skjer gjennom oljerørledning til Draugen A plattform hvor brønnstrømmen ledes fra Garn Vest separator og utenom (bypass) produsert vann-system slik at man unngår utslipp av produsert vann direkte til sjø. Istedenfor vil brønnstrøm ledes til produksjonsceller hvor olje skilles ut og legger seg over vannlag. Vannet vil etterhvert fortrenges og slippes til sjø. Separasjon av olje fra vann er svært effektiv i lagercellene på grunn av den lange oppholdstiden. Denne metoden er valgt for å eliminere problemer med utslipp av produsert vann fra Garn Vest separator i forbindelse med brønnopprensking/oppstart av brønner mot Draugen plattform. Ved å starte opp brønnene mot plattform, og ikke til rigg, unngår man også fakling av brønnstrømmen med påfølgende utslipp til luft. Boring av de tre brønnene G1, G2 og G3 er dekket av separat tillatelse som ble gitt Norske Shell og siden oppdatert med tillatelse gitt med vår referanse Klif1220. Bruk og utslipp av kjemikalier i forbindelse med oppstart av brønnene G2 og G3 er dekket av denne tillatelsen med unntak av bruk og utslipp av spacer og emulsjonsbryter, se kapittel 3 for detaljer. Mdir

11 3 Oversikt over utslipp til sjø i forbindelse med feltutbyggingen Tabellene under viser utslipp av samtlige komponenter per fargekategori det her søkes om i forbindelse med aktivitetene beskrevet i avsnitt 2. Tabell 4: Totalt forbruk og utslipp av omsøkte kjemikalier Metanol Hydratfjerner Grønn Oksygenfjerner RX-5207 (pinner) Grønn 5,2 5,2 OR-13 Oksygenfjerner Grønn 0 1,58 MB-544C Biosid Gul 0 4 Handelsnavn Funksjon Miljøklassifisering Totalt forbruk av kjemikalier [kg] Maksimalt utslipp av kjemikalier [kg] MEG Hydratfjerner Grønn RX-9034A Fargestoff (pinner) Gul 2,6 2,6 RX-5720 Korrosjonshemmer (pinner) Gul RX-9022 Fargestoff (flytende) Gul 2,3 0,12 EB-8580 Emulsjonsbryter Gul ,026 WT-1040 Spacer Gul Oceanic HW 540E Hydraulikkvæske Gul Oceanic HW540 Hydraulikkvæske Svart Shell Morlina S2 BL 5 Barrierevæske Svart Nalco Correxit 6826 Korrosjonshemmer Svart 0 1,5 Tabell 5: Utslipp av samtlige komponenter per fargekategori som inngår i denne søknaden. Fargekategori Utslipp pr fargekategori [kg] Grønn Gul Rød 0 Svart 1,5 Tabell 6 viser «best case» og «worst case» utslipp av råolje. Det understrekes at det her søkes om utslippstillatelse for worst case. Mdir

12 Tabell 6: «Best case» og «worst case» utslipp av råolje. Utslipp «best case» [kg] Råolje 13,1 kg 65,6 kg Utslipp «worst case» [kg] 3.1 Biologiske ressurser Rødlistet dypvannskorallrev forekommer i Haltenbankenområdet, hvor Draugenfeltet ligger. Nærmeste distanse fra brønnene til det beskyttede Sularevet er rundt fem kilometer (avstand fra E4 til grensen for tråleforbudet på Sula). Undersøkelser av området og tolkninger av sideskannsonar/flerstråle har vist at det kan være flere mulige korallstrukturer på Draugenfeltet. I løpet avhøsten 2011 gjennomførte Shell en studie av truet marin fauna på Draugenfeltet. Undersøkelsen ble gjennomført med ny teknologi som muliggjør kartlegging av mulige korallstrukturer i området. Undersøkelsen indikerte korallstrukturer i områdene rundt Draugen. Dette omfattet områder i nærheten av eksisterende infrastruktur (rørledninger), samt G3 brønnen. På bakgrunn av denne informasjonen, valgte Shell å gjennomføre en ny spesialstudie ved bruk av ROV for en mer detaljert observasjon. Analysen av video og bildematerialet ble utført av DNV. Konklusjonen var at ingen rødlistede svamparter eller svamphabitattyper ble registrert i det tolkede videomateriale fra Draugen. Rødlistede koraller ble observert i enkelte områder. Rørtrasé, plassering av brønner og undervannsmoduler er valgt i henhold til Shell s interne korall- styringsveiledning (Guidelines for protection of corals) for å ungå mulig påvirkning av de identifiserte korallene i området. 3.2 Miljøevaluering av kjemikalier og begrunnelse for valg Kjemikaliene er kategorisert i henhold til Aktivitetsforskriften 62. I henhold til nullutslippsmålet, aktivitetsforskriften 65, samt interne krav og retningslinjer skal et eventuelt valg og bruk av røde kjemikalier begrunnes og behov for svarte kjemikalier skal særskilt begrunnes. Det skal foreligge utfasningsplaner for kjemikalier som ikke er miljømessig akseptable. For HOCNF-skjema (miljødatablad) henvises til NEMS Chemicals databasen. Svarte kjemikalier Oceanic HW540 Oceanic HW 540 er miljøklassifisert som et svart kjemikalie, og benyttes som hydraulikkvæske i kontrollkablene på Draugen som styrer brønnene fra plattformen. Kjemikaliet inneholder 0,18 % svarte-, 0,22 % røde-, 4,16 % gule- og 95,44 % grønne komponenter. De svarte komponentene har lav nedbrytbarhet, er giftig for fisk, sjøloppe og alger, men lave bioakkumulerende egenskaper. De røde komponentene er giftig for fisk, sjøloppe og alger, men mindre giftig for organismer i sedimenter. I tillegg er de røde komponentene ikke bioakkumulerende og har også høy nedbrytbarhet. De gule kompnentene har lave bioakkumulerende men moderate giftige egenskaper. I tillegg har noen av de gule komponentene lavere nedbrytbarhet (Y2 klassifisert). De grønne komponentene er lett nedbrytbare og har lav giftighet. Produktene er oppført på OSPAR s liste over stoffer som anses å medføre lav risiko for miljøet. Mdir

13 Shell Morlina S2 BL 5 Shell Morlina S2 BL 5 er miljøklassifisert som et svart kjemikalie og benyttes som barrierevæske i kontrollkabelen som styrer sjøbunnspumpen fra Draugen plattform. Kjemikaliet inneholder 53,98 % svarte-, 45,59 % røde- og 0,43 % gule komponenter. De svarte og røde komponentene har ikke bioakkumulerende egenskaper, men har lav nedbrytbarhet. En av de svarte komponentene (med lav andel 0,05 %) er giftig for alger, men ikke for resten av det marine miljøet. Resten av de svarte og røde komponentene er ikke giftig for det marine miljøet. De gule komponentene har ikke bioakkumulerende egenskaper, og er nedbrytbare. Den ene komponenten (med lav andel 0,1 %) er giftig for alger og krepsdyr. Røde kjemikalier Søknaden omfatter ikke røde kjemikalier. Gule og grønne kjemikalier Monoetylenglycol (MEG) og metanol Monoetylenglycol (MEG) og metanol er miljøklassifisert som grønne kjemikalier. Kjemikaliene blandes med vann for preservering av undervannsmoduler, skylling og trykktesting av rørledningene. Ved skylling av rørledningene for å fjerne hydrokarboner før frakobling vil kjemikaliene føres opp til Draugen platformen og lagres på lagercellen før det etter hvert slippes ut til sjø. Alternative metoder har blitt vurdert for å hindre eller redusere utslippet av MEG. Et alternativ er å lagre MEG på lagercellene og føre det over til tankskip for videre å frakte det til land for avfallsbehandling. Dette alternativet har svært høy kostnad og med tanke på CO 2 og NO x utslipp i forbindelse med transport og konsekvenser ved etterbehandling av farlig avfall så resulterer det også i for liten miljøgevinst. MEG og metanol er lett nedbrytbare i aerobe omgivelser og har lav giftighet. Produktene er oppført på OSPAR s liste over stoffer som anses å medføre lav risiko for miljøet. RX-5207 RX-5207 er miljøklassifisert som et grønt kjemikalie. Kjemikaliet er en oksygenfjerner som tilsettes 3 gassløftrørledningene før oppkobling til eksisterende brønner for å fjerne oksygenet som eventuelt vil komme inn i rørledningen på grunn av sjøvannsinntrenging. OR-13 OR-13 er miljøklassifisert som et grønt kjemikalie og er benyttet som oksygenfjerner i bunnrammen for sjøbunnspumpeenheten. MB-544C MB-544C er et biosid bestående av 50 % gul komponent. Den gule komponenten er glutaraldehyd med høy bionedbrytbarhet, over 60 % ila 28 dager. Kjemikaliet er brukt i bunnrammen for sjøbunnspumpeenheten. RX-9034A Fargestoffet er miljøklassifisert som et gult kjemikalie, og benyttes til påvisning av eventuelle lekkasjer under trykktesting av rørledningene. Fargestoffet tilsettes som pinner i små mengder ved oppkoblingspunktene. Denne teknikken reduserer forbruket sammenliknet med konvensjonell innblanding av fargestoff i hele MEG volumet. Kjemikaliet innholder 0,75 % av en gul komponent som er det fluoriserende fargestoffet. Resten av komponentene er grønne. Den gule komponenten kan være noe toksisk for akvatiske alger, men har Mdir

14 veldig lavt bioakkumauleringspotensiale og brytes lett ned biologisk. Den gule komponenten forventes å biologisk nedbrytes til komponenter som ikker er ansett som miljøfarlige. RX-5720 Kjemikaliet er en korrosjonshemmer som tilsettes 3 gassløftrørledningene før oppkobling til eksisterende brønner for å hindre korrosjon som vil kunne oppstå ved sjøvannsinntrenging under oppkobling. Kjemikaliet består av et amin salt som er en gul komponent. Denne komponenten kan være toksisk for det marine miljøet, men har lavt bioakkumuleringspotensiale og høy biodegradering. RX-9022 Kjemikaliet er et vannbasert, flouriserende fargestoff som er miljøklassifisert som et gult kjemikalie (Y2). Det benyttes til påvisning av eventuelle lekkasjer under trykktesting av rørledningene. Kjemikaliet inneholder 6 % gule komponenter som er det flouriserende fargestoffet, mens resten av komponentene er klassifisert som grønne. Komponenten kan være noe toksisk for akvatiske alger, men har veldig lavt bioakkumuleringspotensiale og brytes fort ned biologisk. Den gule komponenten forventes å brytes ned til komponenter som ikke anses som miljøfarlige. EB-8580 Det kan bli behov for å benytte emulsjonsbryter både fra fartøyet Island Constructor og fra Draugen plattformen for å hindre emulsjonsdannelse i det brønnene G2 og G3 startes opp. Emulsjonsdannelse vanskeliggjør olje-vann separasjon og kan oppstå på grunn av leirepartikler som følger med brønnstrømmen i oppstartsperioden. Det vil lagres inntil liter av kjemikaliet på fartøy og inntil 8000 liter på Draugen plattform. Kjemikaliet vil kun benyttes dersom det oppstår emulsjonsdannelse på Draugen. Søknaden inkluderer bruk av hele dette volumet for å ha den nødvendige fleksibiliteten dersom behovet skulle oppstå. Forbruket vil minimeres til et absolutt nødvendig minimum. Emulsjonsbryteren vil i all hovedsak forbli i oljefasen og vil derfor i svært liten grad gå til utslipp til sjø. Kjemikaliet er klassifisert som 100 % gult. WT-1040 Kjemikaliet er en spacer som brukes for å forhindre at MEG og emulsjonsbryter blandes under oppstart av brønnene G2 og G3. Inntil 4000 liter vil lagres på fartøyet og det ønskes å søke om forbruk og utslipp av hele dette volumet for å ha den nødvendige fleksibiliteten dersom behovet skulle oppstå. Forbruket vil minimeres til et absolutt nødvendig minimum. Kjemikaliet er vannløselig og det antas derfor konservativt at hele benyttet volum vil gå til utslipp til sjø. Kjemikaliet er klassifisert som 100 % gult. Oceanic HW540E Oceanic HW540E er miljøklassifisert som et gult kjemikalie og benyttes som kontrollvæske i kontrollkablene som styrer sjøbunnspumpa fra plattformen. Kjemikaliet består av 4,44 % gule komponenter og 95,56 % grønne komponenter. 3.3 Tiltak Utgangspunktet for design og oppstart av undervannssystemet for Draugen Infill felt-utbyggingen følger ALARP prinsippet og beste praksis i Norske Shell og norsk offshore industri. Med utgangspunkt i Draugen Infill prosjektets strategi om å minimere utslipp og negative miljøpåvirkninger har man forsøkt å implementere tiltak for å redusere utslippene ytterligere. Mdir

15 Vurderinger er utført i designutvikling og dette avsnittet oppsummerer tiltak som er implementert i prosjektet: Gjennomføringsplanen er utviklet slik at utslipp i størst mulig grad skjer i perioder av året hvor konsekvenser for biologiske ressurser er så små som praktisk mulig. Bruk av fargestoff i gul kategori reduseres ytterligere ved å bruke pinner hvor det er mulig istedenfor å blande fargestoffet med MEG MEG/vann blandingen sendes til lagerceller med mye innhold av sjøvann for å øke fortynningseffekten av MEG en Tømming av innhold i J-rør og sende dette til behandling på land. Skylling av rørledninger for å minimere utslipp av kjemikalier og hydrokarboner til sjø. 3.4 Oppsummering Utslippene som er omfattet av denne søknaden vil bestå av svarte, gule og grønne komponenter. Det vil bli benyttet en større mengde hydraulikk- og barrierevæske av svart type, men det er ikke forventet utslipp til sjø fra disse systemene i installasjonsfasen. Det er heller ikke forventet utslipp under åpning av J-rørene, men siden denne operasjonen er mer risikofylt, søkes det om tillatelse til et mindre utslipp basert på worst case scenario. Samme type J-rør har blitt åpnet tidligere uten utslipp til sjø. De gule og grønne komponentene kan være til dels toksiske for vannlevende organismer i den konsentrasjonen de er målt i, mens de ved utslipp fra Draugen plattform vil være svært fortynnet og utslippet er ikke ventet å representere en målbar miljøeffekt. Komponentene har generelt lavt bioakkumuleringspotensiale og er lett biodegraderbare. Søknaden omfatter også et begrenset oljeutslipp. Det er forventet at oljeutslippet vil ha en minimal miljøeffekt. Etter en grundig gjennomgang av alle valgt metoder, teknikker og kjemikalier mener vi at utslippet representerer ALARP. Dersom det skulle være behov for ytterligere opplysninger vennligst ta kontakt med undertegnede. Med hilsen A/S Norske Shell Jan Martin Haug Myndighetskontakt Brevet er elektronisk godkjent og mangler derfor signatur Mdir