Lundin Norway AS. Side 2 av 70

Transkript

1

2 Innholdsfortegnelse Innholdsfortegnelse Sammendrag Innledning Avgrensning av søknad Rammer for aktiviteten Plan for feltutbygging Endringer i forhold til konsekvensutredningen Aktivitetsbeskrivelse Generelt om aktiviteten Boreplan Boreprogram Utslipp til sjø Vurdering av kjemikalier og utslipp Forbruk og utslipp av kjemikalier Bore- og kompletteringskjemikalier Sementeringskjemikalier Sporstoff Riggkjemikalier Borekaks Kjemikalier i lukket system Oljeholdig vann og sanitærvann Substitusjonsevalueringer av kjemikalier Utslipp til luft Kraftgenerering Avfall Operasjonelle miljøvurderinger Naturressurser i influensområdet Miljøvurdering av utslippene Miljørisiko Etablering og bruk av akseptkriterier Inngangsdata for analysene Lokasjon og tidsperiode Utslippsegenskaper Definerte fare og ulykkessituasjoner Drift og spredning av olje Naturressurser som er inkludert i miljørisikoanalysen Miljørisiko knyttet til aktiviteten Beredskap mot akutt forurensning Krav til oljevernberedskap Metode Side 2 av 70

3 9.3 Analyse av dimensjoneringsbehov barriere 1 og 2 (åpent hav) Effektberegnet systembehov Modellering av oljeopptak og dispergering Dimensjonering av kyst- og strandsoneberedskap (barriere 3 og 4) Dispergering Foreslått beredskap for deteksjon og overvåkning av utslipp Forslag til beredskap mot akutt forurensning Utslipps- og risikoreduserende tiltak Referanseliste Vedlegg Oppsummering av forbruk og utslipp av kjemikalier Planlagt forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier Planlagt forbruk og utslipp av sementeringskjemikalier Sporstoff Planlagt forbruk og utslipp av riggkjemikalier Beredskapskjemikalier Mengder borekaks og borevæsker for opsjonene Side 3 av 70

4 1 Sammendrag I henhold til aktivitetsforskriften 66 og forurensningsforskriften kapittel 36, søker Lundin Norway AS (Lundin) om tillatelse etter forurensningsloven vedrørende boring og komplettering av 15 produksjons- og injeksjonsbrønner på Edvard Grieg-feltet i utvinningstillatelse PL 338. Brønnene skal bores med den oppjekkbare boreriggen Rowan Viking fra Rowan Drilling Norway AS. Tidligste forventede oppstart er 16. juni Etter planen avsluttes borekampanjen i oktober Det er planlagt forboring av tre produksjonsbrønner og en vanninjeksjonsbrønn etter installasjon av plattformunderstellet. Resten av boreprogrammet vil bli gjennomført etter installasjon av plattformmodulene i Denne søknaden gir en oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier, utslipp til luft, miljørisiko og foreslått oljevernberedskap for borekampanjen. Det planlegges kun for utslipp av grønne og gule kjemikalier til sjø. Topphullet planlegges boret med vannbasert borevæske, hvorav sjøvann og høyviskøse piller i 36" seksjonen, samt Aquadrill WBM i 26" seksjonen. For alle brønnene planlegges det for bruk av oljebasert borevæske i 17 ½ og 12 ¼ -seksjonene og for vannbasert borevæske i 8 ½ reservoarseksjonen (base case). Samlet søkes det om bruk av anslagsvis tonn oljebasert borevæske, hvorav og tonn grønne og tonn gule kjemikalier. Det er en viss usikkerhet knyttet til teknisk ytelse for de ulike borevæskesystemene med hensyn til borehullstabilitet og formasjonsskade. For samtlige brønner inngår derfor opsjoner om bruk og utslipp av vannbasert borevæske i 17 ½ -seksjonen og bruk av oljebasert borevæske i 8 ½ - seksjonen. Dersom det benyttes oljebasert borevæske i alle seksjoner vil samlet forbruk av oljebasert borevæske være anslagsvis tonn, fordelt på tonn grønne og tonn gule kjemikalier. En oversikt over omsøkte mengder kjemikalier for planlagt boreprogram uten opsjoner (base case) er vist i Tabell 1-1. Tabell 1-2 viser omsøkte mengder kjemikalier for opsjon (nr.1) med vannbasert borevæske i både 17 ½"-seksjonen og 8 ½"-seksjonen. Tallene i denne tabellen representerer opsjonen med maksimalt utslipp av kjemikalier til sjø. Tabell 1-3 viser omsøkte mengder kjemikalier for opsjon (nr.2) med oljebasert borevæske i både 17 ½"-seksjonen og 8 ½"-seksjonen. Side 4 av 70

5 Tabell 1-1. Forbruk og utslipp av samtlige kjemikalier for borekampanjen for Edvard Grieg-feltet, gitt boring av 17 ½ -seksjonene med oljebasert borevæske og 8 ½ -seksjonene med vannbasert borevæske (Base case). Bruksområde Forbruk (tonn) Utslipp (tonn) Grønn Gul Rød Sort Grønn Gul Rød Sort Borevæsker 78499, , ,8 765,3 0 0 Sementeringskjemikalier 13517,9 178, ,4 51,1 0 0 Riggkjemikalier 5,9 28,6 0,04 0,02 4,5 25,0 0 0 Totalt 92023, ,4 0,04 0, ,7 841,4 0 0 Tabell 1-2. Forbruk og utslipp av samtlige kjemikalier for borekampanjen på Edvard Grieg-feltet, gitt boring med vannbasert borevæske i 17 ½"-seksjonen og i 8 ½"-seksjonen. Tallene representerer opsjonen som gir maksimal utslipp av kjemikalier til sjø (Opsjon nr.1). Bruksområde Forbruk (tonn) Utslipp (tonn) Grønn Gul Rød Sort Grønn Gul Rød Sort Borevæsker 81313, , ,9 1254,8 0 0 Sementeringskjemikalier 13517,9 178, ,4 51,1 0 0 Riggkjemikalier 5,9 28,6 0,04 0,02 4,5 25,0 0 0 Totalt 94836, ,0 0,04 0, ,8 1330,9 0 0 Tabell 1-3. Forbruk og utslipp av samtlige kjemikalier for borekampanjen på Edvard Grieg-feltet, gitt boring med oljebasert borevæske i 17 ½"-seksjonen og i 8 ½"-seksjonen (Opsjon nr.2). Bruksområde Forbruk (tonn) Utslipp (tonn) Grønn Gul Rød Sort Grønn Gul Rød Sort Borevæsker 82026, , ,8 104,6 0 0 Sementeringskjemikalier 13517,9 178, ,4 51,1 0 0 Riggkjemikalier 5,9 28,6 0,04 0,02 4,5 25,0 0 0 Totalt 95550, ,1 0,04 0, ,7 180,7 0 0 En oversikt over omsøkte utslipp til luft er vist i Tabell 1-4. Tabell 1-4. Oversikt over omsøkte utslipp til luft for borekampanjen på Edvard Grieg-feltet. Utslipp til luft Fase Brennkilde CO 2 (tonn) NO X (tonn) SO X (tonn) nmvoc (tonn) Kraftgenerering Diesel Blokk 16/1 med Edvard Grieg-feltet er ikke underlagt noen fiskeri- eller miljøvilkår som begrenser planlagt aktivitet. Fiskeriaktiviteten i området er blitt undersøkt for perioden , og viser lav fiskeriaktivitet i området (Lundin Norway AS, 2011). Edvard Grieg plattformen vil være lokalisert om lag 35 km nord for et av gytefeltene for makrell i Nordsjøen og om lag 80 km nord for nærmeste tobisområde som er definert som særlig verdifullt Side 5 av 70

6 område (SVO) i grunnlagsrapportene for Forvaltningsplanen for Nordsjøen (se bl.a. Ottersen et al., 2010). Det forventes ikke skadelige effekter på ressursene i disse områdene som følge av nedslamming av leveområder eller oljeforurensning fra planlagt aktivitet. Det er utarbeidet miljørisikoanalyse og beredskapsanalyse som dekker utbyggingsfasen for feltet. Miljørisikoanalysen viser at risikonivået er lavt i hele utbyggingsperioden og utgjør maksimalt 4,1 % av Lundins akseptkriterier for moderat miljøskade (1-3 års restitusjonstid), beregnet for pelagisk sjøfugl. Mest utsatt ressurs er lomvi på åpent hav. Beregnet risikonivå er høyest i utbyggingsåret 2016 på grunn av høy andel brønnoperasjoner og samtidig driftsfase. Beredskapsanalysen for feltutbyggingen konkluderer med et samlet behov på 7 systemer i barriere 1 (nær kilden) og 2 (åpent hav) for å håndtere oljemengden på havoverflaten etter en eventuell utblåsning under boring av produksjonsbrønner. De syv systemene vil være operative innen 25 timer etter varslet hendelse. Side 6 av 70

7 2 Innledning I henhold til aktivitetsforskriften 66 og forurensningsforskriften kapittel 36, søker Lundin Norway AS (Lundin) om tillatelse etter forurensningsloven vedrørende boring og komplettering av 15 produksjons- og injeksjonsbrønner på Edvard Grieg-feltet i utvinningstillatelse PL 338. Brønnene skal bores med den oppjekkbare boreriggen Rowan Viking fra Rowan Drilling Norway AS. Tidligste forventede oppstart er 16. juni Etter planen avsluttes borekampanjen i oktober Avgrensning av søknad Denne søknaden omfatter all aktivitet knyttet til boring og komplettering av 11 produksjonsbrønner og fire injeksjonsbrønner på Edvard Grieg-feltet i utvinningstillatelse (PL) 338. Søknaden dekker all aktivitet for boreriggen Rowan Viking fra boreoperasjonenes oppstart i juni 2014 og fram til avslutning i Ferdigstilte brønner vil settes fortløpende i produksjon fra og med høsten Det vil fremlegges søknader for klargjøring av henholdsvis rørledning for eksport av stabilisert olje til Sture via Grane oljerør og rørledning for eksport av gass til SAGE rørledningssystem, samt en egen søknad for oppstart og drift av Edvard Grieg-plattformen. Brønnopprenskning vil skje mot Edvard Grieg-plattformen og vil bli behandlet i søknad for oppstart og drift. 2.2 Rammer for aktiviteten Utvinningstillatelse (PL) 338 ligger i midtre del av Nordsjøen og omfatter blokk 16/1 (se Figur 2-1). Lisensen ble tildelt ved TFO-runden i Nåværende rettighetshavere er Lundin Norway AS (operatør) med en eierandel på 50 %, OMV (Norge) AS (20 %), Statoil Petroleum AS (15 %) og Wintershall Norge AS (15 %). Det fremgår ingen restriksjoner til aktiviteten i lisensbrev eller i myndighetenes behandling av Plan for Utbygging og drift (PUD), som ble godkjent i statsråd (OED, 2012). Lisensen ligger i Nordsjøen og omfattes av forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak (Miljøverndepartementet, 2013). Det foreligger ingen lisensspesifikke eller områderelaterte restriksjoner i forvaltningsplanen. Avstanden til nærmeste tobisfelt er ca. 80 km, mens avstanden til SVO for makrell er ca. 35 km (se Figur 2-3) (Ottersen et al., 2010 og Postmyr et al., 2011). 2.3 Plan for feltutbygging Edvard Grieg-feltet vil bli bygget ut med en bunnfast plattform med prosessanlegg og boligkvarter. Stabilisert olje vil bli eksportert til Sture via Grane oljerør. Rikgass vil bli eksport i rørledning til SAGE rørledningssystem på britisk sektor. Oppstart av produksjon er planlagt til 1.oktober En samordnet utbygging med Ivar Aasen-prosjektet medfører at Edvard Grieg-plattformen vil motta hydrokarboner fra Ivar Aasen-plattformen. Forventet oppstart av eksportrørledningen fra Ivar Aasen er 4.kvartal Edvard Grieg-feltet skal bygges ut med 15 brønner og består av 11 produksjonsbrønner og fire injeksjonsbrønner. Av de 11 produksjonsbrønnene er det planlagt 9 horisontale og to hellende Side 7 av 70

8 oljeprodusenter. Brønnene skal bores med boreriggen Rowan Viking som eies av Rowan Drilling Norway AS. Den oppjekkbare riggen vil bli benyttet til gjennomføring av hele borekampanjen som omfatter forboring og hovedboreprogram. Forboring er planlagt før installasjon av plattform-modulene for prosessanlegg og boligkvarter. I henhold til planen skal det forbores tre produksjonsbrønner og en vanninjeksjonsbrønn i perioden juni 2014 til april Plattform-modulene vil bli installert i april/mai 2015 og deretter fortsetter borekampanjen fram til oktober Planlagt oppstart av produksjon er 1.oktober Oversiktskart over Edvard Grieg-feltet og de planlagte brønnbanene er vist i henholdsvis Figur 2-2 og Figur 2-2. Figur 2-3 viser plattformlokasjonen i forhold til gytefelt for makrell og nærmeste tobisfelt. Figur 2-1. Oversiktskart Edvard Grieg-feltet i PL338. Side 8 av 70

9 Figur 2-2. Oversikt over de planlagte brønnbanene i Edvard Grieg og Tellus reservoarene i PL338. Side 9 av 70

10 Figur 2-3. Plattformlokasjonen på Edvard Grieg-feltet sett i forhold til nærmeste tobisfelt. Lokasjonen ligger nord for et gytefelt for makrell som også har SVO status (Ottersen et al., 2010) Endringer i forhold til konsekvensutredningen Det foreligger ingen vesentlige endringer i forhold til konsekvensutredningen (Lundin Norway, 2011) som ble sendt ut i september 2011, og godkjent i statsråd Side 10 av 70

11 3 Aktivitetsbeskrivelse 3.1 Generelt om aktiviteten Edvard Grieg-feltet er lokalisert i lisens PL 338 i midtre del av Nordsjøen. Avstanden til land er ca. 160 km, mens vanndypet på lokasjonen er 109 m MSL±1 m. Borekampanjen omfatter boring av 15 brønner. Tidligste planlagte oppstart av boring er 16. juni 2014 og boreaktiviteten vil etter planen pågå fram til høsten Brønnene vil bli boret med boreriggen Rowan Viking (se Figur 3-1). Basisinformasjon for aktiviteten er vist i Tabell 3-1. Figur 3-1. Boreriggen Rowan Viking. Tabell 3-1. Generell informasjon om aktiviteten. Parameter Verdi Blokk 16/1 Utvinningstillatelse PL 338 Lengde/breddegrad ,21" Ø ,60" N UTM koordinater (Zone 31 Central Median 3 east) m Ø m N Vanndyp 109 m ± 1m Avstand til land ca. 160 km Antall brønner 15 Varighet for boreoperasjonene Ca dager (P50 estimat) Antall meter borelengde Side 11 av 70

12 3.2 Boreplan Det planlegges å bore totalt 15 brønner i Edvard Grieg-feltet, hvorav 11 er produksjonsbrønner, 1 er vanninjeksjonsbrønn og 3 er fleksible injeksjonsbrønner for vann og gass. Tidligst forventede oppstart er i juni Utbyggingen av Edvard Grieg-feltet omfatter Luno- og Tellus-funnet. Luno-funnet består av oljefylt sandstein og konglomerat av Trias/Jura alder. Tellus-funnet består av sandstein og oppsprukket grunnfjell med samme kontakt og trykk-kommunikasjon med Luno-funnet. Tellus representerer en nordlig forlengelse av Luno-funnet. Toppen av reservoaret ligger på ca m TVD RKB (totalt vertikalt dyp under boredekk). En skisse av henholdsvis en vanninjeksjonsbrønn (16/1-A-3) og en produksjonsbrønn (16/1-A-7) er vist i Figur 3-3 og Figur 3-4. Brønn 16/1-A-3 og 16/1-A-7 representerer de lengste brønnene i borekampanjen. Som en konservativ tilnærming er det tatt utgangspunkt i disse brønnene som eksempelbrønner ved beregning av mengder av kaks, borevæske og kompletteringskjemikalier. Estimert varighet for boreoperasjonen er ca dager, hvorav 321 dager til forboring og 825 dager til hovedborekampanjen. Alle 15 brønnene planlegges boret fra samme borelokasjon. En oversikt over de ulike brønnene og planlagt boretidspunkt for hver brønn er vist i Tabell 3-2. Planlagt boreprogram og varighet for boreoperasjonene er vist i Figur 3-2. Tabell 3-2. Brønnbetegnelse, brønntype og posisjon for de planlagte brønnene på Edvard Grieg. Brønnbetegnelse Brønntype Slisse Boretidspunkt 16/1-A-11 (OP1) Horisontal oljeprodusent A11 Sommer /1-A-10 (OP3) Horisontal oljeprodusent A10 Høst /1-A-6 (OP2) Horisontal oljeprodusent A06 Vinter /1-A-2 (WI01) Vanninjeksjonsbrønn A02 Vår /1-A-1 (WI02) Vanninjeksjonsbrønn A01 Vinter /1-A-5 (WI03) Vanninjeksjonsbrønn A05 Vinter /1-A-20 (OP4) Horisontal oljeprodusent A20 Vår /1-A-19 (OP10) Horisontal oljeprodusent A19 Sommer /1-A-15 (OP6) Hellende oljeprodusent A15 Sommer /1-A-12 (OP7) Hellende oljeprodusent A12 Høst /1-A-13 (OP8) Hellende oljeprodusent A13 Vinter /1-A-18 (OP9) Hellende oljeprodusent A18 Vinter /1-A-3 (WI04) Vanninjeksjonsbrønn A03 Sommer /1-A-7 (OP5) Horisontal oljeprodusent A07 Sommer /1-A-8 (OP11) Horisontal oljeprodusent A08 Høst 2017 Side 12 av 70

13 Figur 3-2. Prosjektplan med foreløpig boreprogram og varighet av boreoperasjonene på Edvard Grieg. Side 13 av 70

14 Figur 3-3. Brønnskisse for brønn 16/1-A-3 (vanninjeksjonsbrønn) Side 14 av 70

15 Figur 3-4. Brønnskisse for 16/1-A-7 (produksjonsbrønn) Side 15 av 70

16 3.3 Boreprogram Boreprogram for den første brønnen på Edvard Grieg-feltet vil bli sendt Petroleumstilsynet som vedlegg til samtykkesøknaden. En generisk beskrivelse av boreprogrammet for henholdsvis en produksjonsbrønn og en injeksjonsbrønn er gitt nedenfor med basis i de to lengste brønnene 16/1-A- 7 og 16/1-A-3. Boreprogram for en produksjonsbrønn (basert på brønn 16/1-A-7) 36 hullseksjon / 30 lederør Et 36ʺ hull bores fra sjøbunn ved 109 m MSL (meter under havoverflaten) ned til 327 m MD (Målt Dybde). Hullet bores med sjøvann og renses periodevis med høyviskøse bentonittpiller. Etter boring fortrenges hullvolumet med fortrengningsvæske ( s.g.). Deretter settes et 30 lederør i hullet som støpes med sement. Borekaks og overskytende sement slippes ut ved sjøbunn. 26 seksjon / 20 overflaterør Et 26 hull bores fra 327 m til 908 m MD / 828 m TVD. Hullet bores med Aqua-Drill vannbasert borevæske ( s.g.). Et overflaterør (20 ) installeres i hullet og støpes med sement. Deretter installeres BOP (Blowout Preventor) og stigerør til riggen. Borekaks og overskytende sement slippes ut til sjø fra boreriggen. 17 ½ seksjon 17 ½ mellomseksjon bores fra 908 m MD til 2356 m MD / 1353m TVD. Seksjonen bores med Carbo-Sea oljebasert borevæske ( s.g) med retur til riggen. Borekaks sendes til land for sluttbehandling. Alternativt vurderes det å benytte Aquadrill vannbasert borevæske hvis erfaring viser at dette er tilrådelig. Ved bruk av vannbasert borevæske vil borekaks bli sluppet ut til sjø fra boreriggen. Etter boring renses hullet før et 13 3/8 overflaterør installeres og støpes med sement. 12 ¼ seksjon / 10 3 / 4 fôringsrør 12 ¼ seksjonen bores fra 2356 m til 4195 m MD / 1958 m TVD. Seksjonen bores med Carbo-Sea oljebasert borevæske ( s.g.) med retur til riggen. Borekaks sendes til land for sluttbehandling. Etter boring av seksjonen renses hullet før det installeres 10 3 / 4 fôringsrør som støpes med sement. 8 ½ seksjon og installering av produksjonsrør 8 ½ seksjonen bores inn i reservoaret og til totalt dyp for brønnen fra 4195 m til 5744 m MD / 1992 m TVD. Seksjonen bores med Perfflow vannbasert borevæske ( s.g.). Alternativt vurderes bruk av Omniflow oljebasert borevæske dersom det erfares problemer med hullstabilitet ved bruk av vannbasert borevæske. Borekaks vurderes sendt til land for sluttbehandling. Nedre komplettering Etter boring til totalt dyp vil brønnen fortrenges til skjermkjøringsvæske og sandskjermer vil bli installert. Side 16 av 70

17 Øvre komplettering Brønnen vil så fortrenges til pakningsvæske. Deretter installeres et produksjonsrør med ventil- og pakningsarrangement. Boreprogram for en injeksjonsbrønn (basert på brønn 16/1-A-3) 36 hullseksjon / 30 lederør Et 36ʺ hull bores fra sjøbunn ved 109 m MSL (meter under havoverflaten) ned til 327 m MD (Målt Dybde). Hullet bores med sjøvann og renses periodevis med høyviskøse bentonitt piller. Etter boring til TD (totalt dyp) fortrenges hullet med fortrengningsvæske ( s.g.). Et lederør (30 ) settes i hullet og støpes med sement. Borekaks og overskytende sement slippes til sjø ved sjøbunn. 26 seksjon / 20 overflaterør Et 26 hull bores fra 327 m til 916 m MD / 828 m TVD. Hullet bores med Aqua-Drill vannbasert borevæske ( s.g.). Et overflaterør (20 ) installeres i hullet og støpes med sement. Etter installering av overflaterøret installeres BOP og stigerør til riggen. Borekaks og overskytende sement slippes til sjø fra riggen. 17 ½ seksjon / 13 3 / 8 " fôringsrør 17 ½ mellomseksjon bores fra 916 m MD til 2825 m MD / 1353m TVD. Seksjonen bores med Carbo-Sea oljebasert borevæske ( s.g) med retur til riggen. Borekaks sendes til land for sluttbehandling. Alternativt vurderes det å bruke Aquadrill vannbasert borevæske hvis erfaring viser at dette er tilrådelig. Ved bruk av vannbasert borevæske vil borekaks ledes til sjø fra riggen. Etter boring renses hullet før et 13 3/8 overflaterør installeres og støpes med sement. 12 ¼ seksjon / 9 ⅝ fôringsrør 12 ¼ seksjonen bores fra 2825 m til 4892 m MD / 1958 m TVD. Seksjonen bores med Carbo-Sea oljebasert borevæske ( s.g.) med retur til riggen. Borekaks sendes til land for sluttbehandling. Etter boring av seksjonen renses hullet før det installeres et 9 ⅝ fôringsrør som støpes med sement. 8 ½ seksjon og installering av produksjonsrør 8 ½ seksjonen bores inn i reservoaret og til totalt dyp for brønnen; fra 4892 m til 5200 m MD / 2200 m TVD. Seksjonen bores med Perfflow vannbasert borevæske ( s.g.). Borekaks sendes til land for sluttbehandling. Nedre komplettering Etter fullført boring vil et 7" produksjonsforlengingsrør (liner) henges av i 9 5/8" fôringsrør og sementeres i reservoarseksjonen og brønnen renses for borevæske og erstattes med paknings- og perforeringsvæske. Deretter perforeres produksjonsforlengingsrøret med kanoner kjørt på borestreng og renses for perforeringsavfall dersom øvre komplettering (opsjon) skal kompletteres med smartbrønnsteknologi. Dersom øvre komplettering gjennomføres uten smartbrønnsteknologi kan dette operasjonssteget kuttes ut. Øvre komplettering Øvre komplettering omfatter installasjon av produksjonsrør med ventil- og pakningsarrangement. Side 17 av 70

18 4 Utslipp til sjø 4.1 Vurdering av kjemikalier og utslipp Det er lagt vekt på å etablere boreplaner og benytte kjemikalier som innen tekniske og kostnadsmessige forsvarlige rammer har minimalt potensiale for negativ miljøpåvirkning. Samtlige kjemikalier som planlegges sluppet til sjø, er i miljøkategori Grønn eller Gul ihht Aktivitetsforskriftens 63. Brønnplanene og valg av kjemikalier er lagt opp til å følge kravene spesifisert bl.a. i: - Aktivitetsforskriftens kapittel XI, - De generelle nullutslippsmålene for petroleumsvirksomhetens utslipp til sjø, som spesifisert i Stortingsmelding nr. 26 ( ) (Miljøverndepartementet, 2007) 4.2 Forbruk og utslipp av kjemikalier Denne søknaden omfatter: Bruk og utslipp av bore- og brønnkjemikalier (borevæske, sementkjemikalier, sporstoff) Bruk og utslipp av riggkjemikalier (gjenge- og jekkefett, vaskemidler) Utslipp av dreneringsvann, sanitærvann og organisk kjøkkenavfall. Utslipp og håndtering av borekaks Utslipp av oljeholdig vann (drenasjevann) Bruk av kjemikalier i lukket system (hydraulikk og BOP-væske) Tilstedeværelse og mulig bruk av beredskapskjemikalier Bore- og kompletteringskjemikalier Baker Hughes er leverandør av borevæske- og kompletteringskjemikalier. Det er tatt utgangspunkt i de lengste brønnene 16/1-A-7 og 16/1-A-3 for beregning av borevæskeog kompletteringskjemikalier for alle brønnene. De oppgitte mengdene vil således være konservativt estimert for de resterende brønnene. For boring av 36 seksjonen vil det benyttes sjøvann som borevæske, men hullet vil periodevis vaskes med høyviskøse piller, bestående av bentonitt (leire) og hjelpekjemikalier. Før installering av lederør vil hullet fortrenges med vektet bentonittslam, tilsatt barytt. Samtlige borevæskekjemikalier som slippes ut fra lederør-seksjonen er klassifisert som grønne (PLONOR-kjemikalier) ihht Aktivitetsforskriften 63. Neste seksjon (26 ) planlegges boret ved bruk av vannbasert borevæske (Aquadrill), mens reservoarseksjon (8 ½ ) planlegges boret med vannbasert kompletteringsvæske (Perfflow). For de øvrige seksjonene vil det benyttes oljebasert borevæske (Carbo-Sea). Både den vannbaserte og den Side 18 av 70

19 oljebaserte borevæsken inneholder kun kjemikalier klassifiserte som gule eller grønne ihht Aktivitetsforskriften 63. Det vil ikke forekomme planlagte utslipp av kaks eller borevæsker fra seksjoner boret med oljebasert borevæske. Det er også lagt opp til opsjon om bruk av vannbasert borevæske i 17 ½ seksjonen og bruk av oljebasert borevæske i 8 ½ seksjonen (Omniflow). Bruk av vannbasert borevæske i 17 ½"-seksjonen vil redusere behovet for å sende borekaks til land. Vannbasert borevæske kan imidlertid kun benyttes dersom erfaringer tilsier at dette er mulig med hensyn til borehullsstabilitet. Bruk av oljebasert borevæske i 8 ½"-seksjonen vil bli aktuelt om borehullet viser seg ustabilt ved bruk av vannbasert borevæske. Opsjoner for bruk av ulike borevæsker er som følger: 17 ½ " seksjon 8 ½ " seksjon Base case : Oljebasert borevæske (OBM) Vannbasert borevæske (WBM) Opsjon nr.1 : Vannbasert borevæske (WBM) Vannbasert borevæske (WBM) Opsjon nr.2 : Oljebasert borevæske (OBM) Oljebasert borevæske (OBM) En samlet oversikt over forbruk og utslipp av borevæske- og kompletteringskjemikalier er vist i kapittel Samlet søkes det om bruk av anslagsvis m 3 eller tonn oljebasert borevæske, hvorav tonn gule og tonn grønne kjemikalier (base case). For opsjon om boring av 17 ½ seksjonen og 8 ½ seksjonen med vannbasert borevæske vil total mengde oljebasert borevæske være anslagsvis m 3 eller tonn, hvorav tonn gule og tonn grønne kjemikalier (Opsjon nr. 1). For opsjon om boring av 17 ½ seksjonen og 8 ½ seksjonen med oljebasert borevæske vil total mengde oljebasert borevæske være anslagsvis m 3 eller tonn, hvorav tonn gule og tonn grønne kjemikalier (Opsjon nr. 2) Sementeringskjemikalier Baker Hughes er leverandør av sementkjemikalier. Samtlige kjemikalier i sementblandingene er klassifisert som grønne eller gule ihht Aktivitetsforskriften 63. For 36 seksjonen vil noe overskytende sement stige opp til overflaten og slippes ut på sjøbunnen. Øvrig sement vil etterlates i brønnene. Siden rester av sement kan herdne i tanker og rør er det ikke ønskelig å samle opp dette i sloptanker etter endt sementeringsjobb. Vaskevann fra sementenheten vil derfor slippes ut til sjø etter endt sementoperasjon. Dette vil utgjøre ca. 300 liter sementslurry fortynnet med sjøvann per brønn. I tillegg til de 15 brønnene planlegges det for permanent plugging og sementering av to observasjonsbrønner. Det planlegges også med utslipp av én testmiks av sementblanding (sement, vann og skumdemper) på om lag 5 m 3 med formål å teste sementeringsenheten. Side 19 av 70

20 En oversikt over forbruk og utslipp av sementeringskjemikaliene fordelt på miljøkategorier er vist i kapittel Sporstoff Det planlegges for bruk av sporstoff i reservoarseksjonene. Bruk av oljesporstoff begrunnes med et ønske om optimal kontroll ved oppstart av oljeproduksjonen. På denne måten kartlegges strømningsprofil og dreneringsevne i de ulike brønnene, eksempelvis om oljen strømmer inn langs hele seksjonen eller om det er deler av brønnen som ikke gir bidrag til produksjon. Tilsvarende benyttes vannsporstoff til overvåking av vannproduksjon. Sporstoffsystemet muliggjør vurdering av tiltak for optimalisering av olje- og vannproduksjon fra ulike brønner og soner. I tillegg vil informasjonen benyttes for optimal brønnplassering i neste utviklingsfase og til forbedring av reservoarmodellering. Bruk av sporstoff er tiltak som øker utvinningsgraden av hydrokarboner og bidrar til å redusere mengden produsert vann. Sporstoffsystemet utviklet av RESMAN består av en polymer matriks inneholdende sporstoff som frigis over tid i omgivende væske avhengig av løselighet. Matriksen er stabil og vil etterlates i brønnen. Systemet installeres i ulike soner i reservoarseksjonen under komplettering av brønnene. For de 11 produksjonsbrønnene på Edvard Grieg-feltet er det planlagt bruk av skreddersydde sporstoffsystemer for 3 soner i hver av brønnene. Sporstoffene er klassifisert som sorte (oljesporstoff) og røde (vannsporstoff) på grunn av persistente egenskaper og lav bionedbrytbarhet. Dette er egenskaper som er viktig for at systemet skal være intakt over tid og gi pålitelige måleresultater. Vannsporstoff vil avgis til formasjonsvann og følge brønnstrømmen til prosessanlegget på plattformen. Etter separasjon vil vannsporstoffene bli reinjisert sammen med produsert vann i formasjonen. Vanninjeksjonssystemet har stor fleksibilitet (2 pumper) med en estimert regularitet på over 95 %. Vannsporstoffene brytes ikke ned, har lav giftighet og vil ikke bioakkumulere, Siden mengden vannsporstoff er liten og at alt stoff reinjiseres i formasjonen forventes det ingen miljøeffekter. Ved brønnopprenskning vil kompletteringsvæske med eventuelt oppløst vannsporstoff vil bli sendt til land. Det er ikke planlagt utslipp av vann sporstoff til sjø. Oljesporstoffene har potensial for bioakkumulering og har lav bionedbrytbarhet. Oljesporstoff vil løses i oljefasen og følge brønnstrømmen til produksjonsplattformen. Etter separasjon vil oljesporstoff eksporteres med stabilisert olje til land. Mindre enn 0,05 % av tilsatt oljesporstoff vil kunne løses i vann og vil bli reinjisert med produsert vann i formasjonen. Det er ikke planlagt utslipp av oljeløselig sporstoff til sjø. Sporstoffsystemet med sorte og røde kjemikalier utgjør et robust system med store sikkerhetsmessige og tekniske fordeler uten utslipp til sjø. Totalt planlegges det for bruk av 13 kg oljeløselig sporstoff (sort) og 9,3 kg vannløselig sporstoff (rød) for alle brønnene. Vannløselig sporstoff reinjiseres med produsert vann tilbake i formasjonen. Eventuelt oppløst vannsporstoff i kompletteringsvæsken vil bli sendt til land. Oljesporstoff eksporteres i stabilisert olje til land. Mindre enn 0,003 kg oljesporstoff (0,05 %) reinjiseres med produsert vann i formasjonen. Side 20 av 70

21 En samlet oversikt over forbruk og utslipp av kjemiske sporstoff er vist i kapittel Riggkjemikalier En oversikt over samtlige riggkjemikalier, inkludert gjengefett, er vist i kapittel Riggvaskemiddel Vaske- og rensemidler brukes til rengjøring av overflater og utstyr. Vaskemiddelet som vil bli benyttet er Clean Rig HP og er klassifisert som gult. Estimert forbruk er ca. 500 liter i måneden. Vaskemiddelet vil følge drensvann og enten samles opp i sloptanker for ilandføring eller renses med drensvannet før utslipp. Det er usikkerhet knyttet til hvor stor andel av vaskemiddelet som vil slippes til sjø. Det er konservativt anslått at 100 % av forbruket kan gå som utslipp til sjø. Gjengefett for sammenkobling av borestreng, fôringsrør og produksjonsrør Valg av gjengefett er basert på vurderinger av teknisk ytelse, driftstekniske erfaringer, helsemessige aspekter og miljøvurderinger. Borestreng: Bestolife 3010 NM Special planlegges benyttet til sammenkobling av borestrengen. Gjengefettet er klassifisert som gult. Årlig forbruk er anslått til 1140 kg. Maksimalt forbruk av Bestolife 3010 NM Special i utbyggingsperioden er 4560 kg. Ved bruk av vannbasert borevæske er det antatt at 20 % av forbruket vil gå som utslipp til sjø. Det anslås videre at vannbasert borevæske benyttes om lag 50 % av tiden, og er således lagt til grunn at totalt 10 % av forbruk av slippes til sjø. Ved bruk av oljebasert borevæske vil ikke gjengefettet slippes til sjø. Fôringsrør: Jet-Lube Seal Guard ECF benyttes til sammenkobling av foringsrør. Gjengefettet er klassifisert som gult med hensyn til miljøpåvirkning. Antatt forbruk er 50 kg per brønn. Estimert forbruk er totalt 750 kg for 15 brønner. Ved bruk av vannbasert borevæske anslås 10 % av forbruket går som utslipp til sjø. Vannbasert borevæske benyttes om lag 50 % av tiden og det er derfor lagt til grunn at totalt 5 % av forbruket slippes til sjø. Ved bruk av oljebasert borevæske vil det ikke være utslipp av Jet- Lube Seal Guard ECF til sjø. Produksjonsrør: Jet-Lube Seal Guard ECF benyttes til sammenkobling av produksjonsrør. Gjengefettet er klassifisert som gult. Forbruket er estimert til 250 kg for 11 oljeprodusenter. Normalt antas ca. 5 % av gjengefett på produksjonsrør å slippes til sjø gitt utslipp av brønnvæsker. Gjengefettet vil kunne løses i kompletteringsvæsken ved eksponering i brønnen i løpet av kompletteringsfasen. Det vil imidlertid ikke være utslipp av kompletteringsvæske fra brønnene. All brønnvæske vil samles opp og sendes til land for viderebehandling. Ved brønnopprenskning vil brønnstrømmen gå til testseparator på Edvard Grieg-plattformen og hele volumet (off-spec) transporteres via oljerørledningen til Sture. Side 21 av 70

22 Injeksjonsrør: Jet-Lube API Modified er anbefalt gjengefett for sammenkobling av vanninjeksjonsrørene. Gjengefettet er klassifisert som sort ettersom det er tilsatt bly. Bly er nødvendig for å redusere skade og slitasje på gjengene og sikre tette rør over brønnenes levetid. Alternative produkter har blitt evaluert, men er forkastet av tekniske grunner. Injeksjonsrørene er korrosjonsbeskyttet ved at stålet er tilsatt krom. Dette medfører at injeksjonsrørene er sårbare for mekanisk påvirkning. Dersom gjengene skades under installering medfører dette store kostnader og forsinkelser under kompletteringsfasen. Et tap av integritet av røret i driftsfasen vil medføre brønnintervensjon og økt risiko for lekkasje i driftsfasen. Normalt antas ca. 5 % av gjengefett på produksjonsrør å slippes til sjø gitt utslipp av brønnvæsker. Gjengefettet vil kunne løses i kompletteringsvæsken ved eksponering i brønnen i løpet av kompletteringsfasen. Det vil imidlertid ikke være utslipp av kompletteringsvæske fra brønnene. All brønnvæske vil samles opp og sendes til land for viderebehandling. Injeksjonsrørene vil bli påført Jet-Lube API Modified på land og klargjort for bruk. Det er planlagt bruk av totalt 80 kg Jet-Lube API Modified for 4 vanninjeksjonsbrønner. Gitt den svært begrensede bruken av Jet-Lube API Modified med påføring på land, fravær av utslippskilder og potensiale for utslipp til sjø, samt de tekniske anbefalingene for brønnenes ytelse, levetid og integritet, søkes det om tillatelse til bruk av dette produktet for klargjøring av injeksjonsrørene på Edvard Grieg-feltet. Jekkefett Riggen benytter jekkefettet Castrol Bio Tac OG. Dette jekkefettet er klassifisert som gult med hensyn til miljøpåvirkning. Estimert forbruk er om lag 350 kg per jekkeoperasjon. Det påregnes totalt åtte jekkeoperasjoner i løpet av utbyggingsperioden. Estimert forbruk er totalt 2800 kg. Det er antatt at alt jekkefett går som utslipp til sjø. 4.3 Borekaks En oversikt over mengden borekaks med tilhørende borevæske som genereres under boreoperasjonen er vist i Tabell 4-1. For 36 -seksjonen, som bores med spud-mud (høyviskøse bentonittpiller), slippes kaks og borevæske til sjø ved sjøbunnen. For seksjonene boret med vannbasert borevæske slippes kaks til sjø fra riggen. Alt kaks utboret med oljebasert borevæske tas til land for sluttbehandling. Kaks fra reservoarseksjonen vil ikke ledes til sjø dersom innholdet av formasjonsolje er mer enn 10 gram per kilo tørr masse, ref. Aktivitetsforskriften 68. Vedlegg 12.7 gir en oversikt over mengder borekaks og borevæske for opsjoner med boring av både 17 ½ -seksjonen og 8 ½ -seksjonen med henholdsvis vannbasert borevæske eller oljebasert borevæske. Side 22 av 70

23 Tabell 4-1. Samlet oversikt over planlagt mengde kaks og borevæske generert og sluppet ut fra boreoperasjonen på Edvard Grieg, forutsatt at 17 ½ seksjonen bores med oljebasert borevæske, og 8 ½ seksjonen bores med vannbasert borevæske (base case). Brønn 16/1-A-7 Diameter Lengde (m) Hullvolum (m 3 ) Kaks (tonn) Høyviskøse piller (m 3 ) Utslipp Fortrengningsvæske (m 3 ) AquaDrill WBM (m 3 ) Perfflow WBM (m 3 ) Kaks (tonn) Ilandføring Carbo-Sea OBM (m 3 ) 17 1/ ¼ ½ Totalt for eksempelbrønnen Totalt for 11 produksjonsbrønner /1-A / ¼ ½ Totalt for eksempelbrønnen Totalt for 4 injeksjonsbrønner Totalt for hele borekampanjen Side 23 av 70

24 4.4 Kjemikalier i lukket system Borerigg: Rowan Viking har ikke kjemikalier i lukket system med et forventet forbruk som overstiger 3000 kg/år. Hydraulikkolje Det er identifisert flere typer hydraulikkoljer om bord på Rowan Viking og to av disse mangler HOCNF-dokumentasjon. Innen oppstart på Edvard Grieg-feltet vil disse hydraulikkoljene bli erstattet med kjemikalier som har HOCNF. Castrol Hyspin AWS-32 går i lukket system med en total mengde på 6 tonn, som er forventet forbruk ved utskiftning. Årlig forbruk er anslått til ca. 800 kg. Produktet Castrol Hyspin AWS-32 mangler HOCNF. Øvrige hydraulikkvæsker på Rowan Viking omfatter Castrol Hyspin AWH-M 15 (sort), Castrol Hyspin AWH-M 46 (sort) og Castrol Hyspin AWS 68 (mangler HOCNF). I tillegg benyttes Erifon 818 TLP (rød) som kompensatorvæske. Alle disse hydraulikkvæskene har et antatt forbruk på mindre enn 500 kg per år. BOP-væske Det benyttes ikke subsea kontrollvæske siden BOP-enheten er plassert på overflaten og styres ved hjelp av pneumatisk signaloverføring. BOP-væsken Aqualink 300-Fv2, som er et gult kjemikalie, brukes til aktivering av ram og ringroms-pakning og inngår i et lukket system. Total mengde i lukket system er ca. 7 tonn Aqualink 300-Fv2, som også er forventet forbruk ved utskiftning. Årlig forbruk av Aqualink 300-Fv2 er anslått til ca. 1 tonn. Det vil ikke være utslipp av BOP-væsken til sjø. Brønn (komplettering): Produksjons- og injeksjonsrørene vill bli installert med instrumentkontrollinjer festet på utsiden av rørene. Kontrollinjene er knyttet opp mot nedihullsikkerhetsventiler (DHSV og ASV), smart innstrømmingskontrollventiler og kjemikalieinjeksjonsventiler. Planlagt benyttet hydraulikkvæske i kontrollinjene for styring av nedihullsikkerhetsventiler er Shell Tellus S2 V 15. Denne hydraulikkvæsken er klassifisert som sort. Kontrollinjene representerer et lukket system (instrument), som er knyttet opp mot Edvard Grieg-plattformens brønnhodekontrollsystem. Totalt volum for Shell Tellus S2 V 15 i lukket system er estimert til 160 liter (0,14 tonn). Det vil ikke være utslipp av hydraulikkvæsken til sjø. Planlagt benyttet hydraulikkvæske i kontrollinjer for styring av innstrømmingskontrollventiler er Castrol Brayco Micronic SV/3. Denne hydraulikkvæsken er klassifisert som gul. Kontrollinjene representerer et lukket system, som er knyttet opp mot Edvard Grieg-plattformens brønnhodekontrollsystem. Totalt volum for Brayco Micronic SV/3 er estimert til 1,05 m 3 (0,92 tonn). Det vil ikke være utslipp av hydraulikkvæsken til sjø. Side 24 av 70

25 Det planlegges for en fylling av kjemikalieinjeksjonslinjene i produksjonsbrønnene med hydraulikkvæsken Castrol Transaqua HT2 (som preserveringsvæske). Systemet vil bli knyttet opp mot Edvard Grieg-plattformens kjemikalieinjeksjonssystem. Denne hydraulikkvæsken er klassifisert som rød. Totalt volum for Castrol Transaqua HT2 i kontrollinjene for kjemikalieinjeksjon er estimert til 1,3 m 3 (1,5 tonn). Castrol Transaqua HT2 vil fortrenges inn i produksjonsstrømmen fra start av kjemikalieinjeksjon. Hydraulikkvæsken vil bli reinjisert med produsert vann i formasjonen. Det vil ikke være utslipp av hydraulikkvæsken til sjø. 4.5 Oljeholdig vann og sanitærvann I områder på riggen der det kan forekomme søl av olje og kjemikalier er det lukket dren til oppsamlingstank. Vann fra disse områdene vil enten renses i henhold til regelverket eller ilandføres. Drensvann som ikke tilfredsstiller kravene i regelverket vil ikke slippes til sjø. Sanitærvann vil slippes ut til sjø etter gjeldende regler. 4.6 Substitusjonsevalueringer av kjemikalier Planlagte utslipp til sjø for borekampanjen omfatter kun grønne og gule kjemikalier. Baker Hughes oppdaterer for tiden en substitusjonsplan for bore-, kompletterings- og sementkjemikalier som er relevante for utbyggingen av Edvard Grieg. Lundin vil gjennomføre miljørevisjoner med fokus på systematisk oppfølging av substitusjonsplanen. Rowan Drilling Norway AS har startet utarbeidelse av ny standard for kjemikalier om bord på egne rigger på norsk sokkel. Før boring på Edvard Grieg-feltet vil hydraulikkoljene om bord på Rowan Viking vil bli byttet ut med kjemikalier som har HOCNF. UNIRAL AFF 3 % inngår som kjemikalie i brannvannsystemet på Rowan Viking. Per i dag finnes det ikke HOCNF for produktet. I god tid før oppstart vil brannskummet vil enten bli erstattet med et produkt som har HOCNF eller alternativt vil det bli utarbeidet HOCNF for UNIRAL AFF 3 %. Bruk av gjengefettet Jet-Lube API Modified på produksjonsrørene vurderes som et engangstilfelle for installasjon av produksjonsrør. Grunnet strenge tekniske krav til produksjonsrør med tanke på korrosjon, integritet og stabilitet vurderes det som nødvendig å etterkomme leverandørens anbefaling av gjengefett. Produktet vil påføres produksjonsrørene på land under kontrollerte betingelser. Valgt sporstoffsystem muliggjør tiltak for optimalisering av olje- og vannproduksjon fra ulike brønner og soner. Bruk av sporstoff er tiltak som øker utvinningsgraden av hydrokarboner og bidrar samtidig til å redusere generering av produsert vann. Det er ikke funnet et sporstoffsystem, som har kjemikalier med bedre miljøegenskaper, med tilsvarende teknisk yteevne. Side 25 av 70

26 5 Utslipp til luft Utslipp til luft omfatter avgasser fra kraftgenerering av dieseldrevne enheter på riggen. 5.1 Kraftgenerering Rowan Viking har et dieselforbruk på om lag 15 m 3 /døgn. Planlagt varighet for hele operasjonen, som omfatter boring av 11 produksjonsbrønner og 4 injeksjonsbrønner, er 1175 dager. Samlet utslipp til luft fra kraftgenerering er vist i Tabell 5-1. Standardfaktorene til Norsk Olje og Gass er benyttet for estimering av utslipp (Norsk Olje og Gass, 2014). Utslippsfaktorene er som følger: CO 2 : NO X : nmvoc: SOx: 3,17 (tonn/tonn olje) 0,07 (tonn/tonn olje) 0,005 (tonn/tonn olje) 0,0028 (tonn/tonn olje) Tabell 5-1. Utslipp til luft fra kraftgenerering ved boring av produksjonsbrønner og injeksjonsbrønner på Edvard Grieg-feltet. Brønn Varighet (døgn) Dieselforbruk (m 3 ) Dieselforbruk (tonn) Utslipp i tonn CO 2 NO X nmvoc SO X 16/1-A-11 (OP01) ,7 8 4,5 16/1-A-10 (OP03) ,5 5,4 3 16/1-A-6 (OP02) ,8 4 2,2 16/1-A-2 (WI01) ,5 6,4 3,6 Conductor setting ,1 6 3,4 16/1-A-1 (WI02) ,7 3,6 2 16/1-A-5 (WI03) ,6 3,4 1,9 16/1-A-20 (OP04) ,2 4 2,2 16/1-A-19 (OP10) ,4 4 2,3 16/1-A-15 (OP06) ,7 3,5 1,9 16/1-A-12 (OP07) ,7 5,3 3 16/1-A-13 (OP08) ,1 2,3 16/1-A-18 (OP09) ,2 3,4 1,9 16/1-A-3 (WI04) ,2 4,9 2,7 16/1-A-7 (OP05) ,8 4,5 2,5 16/1-A-8 (OP11) ,3 4,9 2,7 Totalt Side 26 av 70

27 6 Avfall Riggen har etablert et system for innsamling, sortering og håndtering av avfall (Lundin Norway AS, 2013). Prinsippet om reduksjon av avfallsmengder ved kilden, både på riggen og basen, vil bli fulgt i henhold til anbefalte retningslinjer for avfallstyring (Norsk olje og gass, 2013b). Gjenbruk av materialer og borevæsker vil bli gjennomført for de seksjoner hvor det er mulig. Industrielt avfall generert om bord vil sorteres i containere og leveres i land for følgende typer avfall: - Treverk - Metall - Papp - Papir - Aluminium (bokser) og rent glass - Matbefengt avfall (rest) - EE-avfall - Generelt avfall (usortert) - Smittefarlig avfall - Radioaktivt avfall - Farlig avfall Matavfall kvernes og slippes til sjø i henhold til gjeldende regelverk. Farlig avfall vil bli sortert og transportert til land for forsvarlig håndtering og sluttbehandling i henhold til gjeldende regler. Videre håndtering på land vil bli utført av godkjente avfallskontraktører. Lundin har en avtale med ASCO for basetjenester og underleverandør av avfallstjenestene er SAR for alt avfall som ikke er borerelatert. Baker Hughes avfallskontraktør for boreavfall. Side 27 av 70

28 7 Operasjonelle miljøvurderinger 7.1 Naturressurser i influensområdet Det er i miljørisikoanalysen for Edvard Grieg-feltet (DNV, 2013) og i Arealrapporten for forvaltningsplanen for Nordsjøen (Ottersen et al., 2010), gitt en grundig beskrivelse av miljøressurser som kan bli berørt og ressurser som finnes i regionen. En oppsummering er gitt her: Tema Bunnforhold og bunnfauna Gjenstander på bunnen Strømforhold Beskrivelse Det er gjennomført en grunnlagsundersøkelse rundt Edvard Grieg-feltet (DNV, Molab, 2012). Sedimentet består i all hovedsak av fin sand eller veldig fin sand med enkelte innslag av silt og leire. Undersøkelser av THC og metaller i sedimentene viser ingen forhøyede verdier, og konsentrasjonene er på tilsvarende nivå som ved andre regionale stasjoner i området. De biologiske analysene vitner om en sunn uforstyrret bunnfauna. Polychaeta (børstemark) dominerer feltet med hensyn til antall individer (74 %). Det er ingen identifiserte forekomster av revdannende koraller eller svamper i området. Det er ikke identifisert forekomster av annen sårbar bunnfauna ved plattformlokasjonen. Habitatundersøkelser langs eksportrørledningene har heller ikke avdekket forekomst av koraller, svamper eller annen sårbar bunnfauna. Det er ikke funnet skipsvrak eller andre kulturminner i nærområdet rundt plattformlokasjonen. Hovedstrømretningen er dominert av Eggastrømmen mot sørøst i den vestre delen av området. Eggastrømmen følger vestskråningen av Norskerenna. Den østlige delen av området er dominert av Kyststrømmen mot nord, særlig om sommeren. Fisk Det er en rekke viktige fiskeslag i området, hvorav tobis og makrell er de to viktigste. Feltet ligger ca. 80 km nord for tobisfeltet Albjørn-Ling. Tobis gyter i desember januar, makrellen gyter i mai-juli. Sjøfugl Marine pattedyr Fiskerier Spesielt Verdifulle Områder (SVO) Nordsjøtorsk gyter over større deler av Nordsjøen, inkludert i nærområdet rundt plattformlokasjonen. Gyteperioden er i perioden januar-april. Det er en rekke sjøfuglarter som har trekkruter og overvintrer i åpne havområder i Nordsjøen, og som vil være sårbare ved eventuelle akutte utslipp av olje. Alkefugl og flere andre fuglegrupper, som alke, alkekonge, lomvi, krykkje, havhest, skarver og andefugler, kan forekomme i store ansamlinger innenfor influensområdet, både på åpent hav og langs kysten. Nordsjøen er oppholdssted for både faste og trekkende pattedyr. Hvalarter som nise, vågehval og kvitnos vil forekomme sporadisk i området, vågehval kun i perioder under næringsvandring om sommeren. De store forekomstene av bardehval på næringssøk forekommer lenger nord og vest (i britisk sone) av Nordsjøen. Selartene steinkobbe og havert forekommer sporadisk innenfor influensområdet til Edvard Grieg-feltet, men foruten Jærstrendene/Kjørholmene utenfor Tananger anses ikke dette influensområdet for å være spesielt viktig for disse selartene. Fiskeriaktiviteten rundt plattformlokasjonen er relativt lav sammenliknet med andre områder av Nordsjøen (se Figur 7-1). Influensområdet til aktiviteten berører flere SVOer i Nordsjøen, som beskrevet i bl.a. Ottersen et al. (2010). Disse er: - Korsfjorden - Karmøyfeltet - Boknafjorden/Jærstrendene - Listastrendene - Skagerrak - Tobisfelt (Sør) - Makrellfelt Områdenes miljøsårbarhet er vurdert i den miljørettede risikoanalysen for kyst- og strandressurser. Miljøressurser innenfor de ulike SVOene som kan berøres er så langt det lar seg gjøre vurdert som regionale bestander i miljørisikoanalysen. Side 28 av 70

29 Figur 7-1. Satellittsporingsdata for fiskefartøy som årsplott for 2007 (øverst til venstre) til 2010 (nederst til høyre). Fargekodingen angir bruksintensitet, der rødt viser høyest hyppighet og gult angir lavest hyppighet av passeringer. Lokasjonen til Edvard Grieg-feltet er sirklet inn og indikert med pil i figuren øverst til venstre. 7.2 Miljøvurdering av utslippene De operasjonelle utslippene til sjø vil primært være utslipp av borekaks med vedheng av borevæske fra seksjoner boret med vannbasert borevæske, overskudd av sementeringskjemikalier og eventuelle mindre utslipp av oljeholdig vann (regn- og vaskevann) fra boreriggen. Borevæske og borekaks fra seksjoner boret med vannbasert borevæske vil bli sluppet direkte til sjø fra riggen. Borevæske og kaks fra seksjoner boret med oljebasert borevæske vil bli samlet opp og sendt til land. Utslippene av borekaks fra riggen vil spres med havstrømmene og sedimentere i omkringliggende områder. Erfaringsmessig vil det ikke være påvisbare mengder av kaks mer enn 100 m fra utslippspunktet. Modellering av utslipp fra letebrønner i Nordsjøen har vist at partikler kan spres inntil ca. 5 km fra utslippspunktet, men forekommer da i så lave konsentrasjoner i vannsøylen at det ikke kan forventes negative effekter på fiskeressurser eller andre marine organismer (se bl.a. SINTEF, 2012). Overskuddssement sluppet ut fra topphullet vil danne en herdet klump rundt utslippspunktet. Vaskevann fra sementoperasjonen som slippes ut fra riggen vil tynnes raskt ut i vannmassene, mens rester av sementen vil synke raskt ned på sjøbunn. Gitt mengdene sementslurry som slippes ut, vil ikke utslippene føre til annet enn lokal nedslamming og forstyrrelser i den umiddelbare nærhet til utslippet. Oljeholdig vann sluppet ut fra riggen vil ikke overstige 30 ppm oljeinnhold. Dette utslippet forventes ikke å føre til annet enn neglisjerbare effekter på miljøet. Side 29 av 70

30 Samtlige bore- og brønnkjemikalier og sementeringskjemikalier som planlegges sluppet ut er enten PLONOR eller i miljøklassifisering gul. Kjemikaliene skal være fullstendig nedbrytbare eller brytes ned til produkter som ikke har miljøskadelige egenskaper. Det vurderes at utslipp av grønne og gule kjemikalier fra boring av brønner på Edvard Grieg-feltet er begrenset til ubetydelige effekter i det marine miljøet. Boreoperasjonen omfatter bruk av gjengefett og kjemisk sporstoff, som er klassifisert som røde og sorte kjemikalier. Det er imidlertid ikke planlagt at disse kjemikaliene vil gå som utslipp til sjø. Sporstoffene blir enten eksportert med oljen til land eller reinjisert med produsert vann. Det aktuelle gjengefettet løst i kompletteringsvæske vil bli ivaretatt ved at brønnvæsken vil bli samlet opp og sendt til land for videre behandling. Side 30 av 70

31 8 Miljørisiko 8.1 Etablering og bruk av akseptkriterier Som inngangsdata til miljørisikovurderinger og -analyser skal det være etablert akseptkriterier for miljørisiko fra aktiviteten. For sårbare ressurser i området skal det gjøres vurderinger i forhold til potensielle effekter på bestander innenfor regionen og deres påfølgende restitusjon etter en hendelse tilbake til opprinnelig nivå. Denne restitusjonstiden benyttes som mål på miljøskade. Miljøskadefrekvenser for ulike skadekategorier vurderes opp mot Lundins akseptkriterier for miljørisiko som er vist i Tabell 8-1 (Lundin Norway AS, 2012). Tabell 8-1. Lundin Norway AS sine akseptkriterier for miljørisiko. Miljøskade Restitusjonstid Feltspesifikk risikogrense per år Mindre < 1 år < 2.0 x 10-2 Moderat 1-3 år < 5.0 x 10-3 Betydelig 3-10 år < 2.0 x 10-3 Alvorlig > 10 år < 5.0 x Inngangsdata for analysene Lokasjon og tidsperiode Det er gjennomført en miljørettet risikoanalyse for planlagt boreaktivitet på feltet (DNV, 2013). I miljørisikoanalysen er plattformlokasjonen på feltet med tilhørende vanndyp og fysiske forhold lagt til grunn. Miljørisikoanalysen for utbygging av feltet er oppdatert med brønnspesifikke rater, aktivitetsnivå og miljøressurser og dekker alle faser av utbyggingen. Risikonivået er målt mot Lundins feltspesifikke akseptkriterier for miljørisiko. Miljørisikoanalysen og dekker alle faser av utbyggingen herunder forboringsperioden ( ), perioden med boring og produksjon ( ) og perioden med boring, produksjon samtidig som Edvard Grieg-plattformen mottar og prosesserer hydrokarboner fra Ivar Aasen ( ). Miljørisikoberegningene er gjort for de ulike fasene i utbyggingsperioden og omfatter forboring av tre brønner i 2014 og senere boring av ytterligere produksjonsbrønner samtidig som de ferdigstilte brønnene settes fortløpende i drift. Etter planen vil det være samtidig utbygging av feltet og drift av plattformen i perioden oktober 2015 til Driftsfasen etter at utbyggingen er ferdig i 2017 anses dekket av miljørisikoanalysen, da aktivitetsnivået og mulige utblåsningsrater i denne fasen vil være lavere enn i siste del av utbyggingsfasen. Eventuelle risikobidrag fra fremtidige tie-ins inngår imidlertid ikke og må vurderes på et senere tidspunkt. Mot slutten av utbyggingsfasen ( ) vil Ivar Aasen-feltet tilknyttes Edvard Grieg med to multifase-rørledninger. Edvard Grieg-plattformen vil stå for sluttprosessering av hydrokarboner fra Ivar Aasen og videre eksport av olje og gass. Det norske oljeselskap ASA er operatør på Ivar Aasenfeltet og vil utarbeide en miljørisikoanalyse for rørledningene. Bidraget til miljørisiko fra disse Side 31 av 70

32 rørledningene er ikke inkludert i beregning av totalt risikonivå for utbyggingen av Edvard Griegfeltet Utslippsegenskaper Både levetid til olje på sjø, grad av nedblanding i vannmassene og de tilhørende potensielle miljøeffektene vil avhenge av oljetype. Det samme gjelder egnetheten til og effekten av ulike typer oljevernberedskap (mekanisk og kjemisk bekjempelse). For Edvard Grieg-feltet er oljetypen kjent og det er gjennomført forvitringsstudie for oljen (Luno råolje, SINTEF, 2011). Denne råoljen er en middels tung oljetype (tetthet på 0,850 kg/l), med middels voksinnhold (3,9 vektprosent) og lavt asfalteninnhold (0,2 vektprosent), sammenlignet med andre råoljer på norsk sokkel. Edvard Grieg oljen har et maksimalt vannopptak ved sommerforhold på ca. 78 %, men for lavere temperaturer (vinterforhold) minker det maksimale vannopptaket til ca. 75 %. Råoljen har ganske høy viskositet når den emulgerer, og viskositeten øker betydelig med økt forvitring ved begge temperaturer (sommer og vinter). Generelt har Edvard Grieg råolje et godt potensial for kjemisk dispergering. Tidsvinduet for dispergering er videre vurdert under avsnitt 9.5. Massebalanse for Edvard Grieg oljen ved 10 m/s vindhastighet og henholdsvis 5 C og 15 C sjøtemperatur er presentert i Figur 8-1. Side 32 av 70

33 Figur 8-1 Massebalansen for Edvard Grieg oljen for en sommerperiode (øverst) og vinterperiode (nederst) ved 10 m/s vindhastighet (SINTEF, 2011). Side 33 av 70

34 8.2.3 Definerte fare og ulykkessituasjoner Definert fare- og ulykkeshendelser for miljørisikoanalysen er utblåsning fra innretningen, rørledningsutslipp eller utslipp fra prosessanlegg. For utbygging av felt/felt i drift måles miljørisikoen per år. For dette feltet vil utbyggingsfasen gå over tre-fire år, med ulikt aktivitetsnivå i hvert år. Det er i miljørisikoanalysen valgt å analysere mulig miljørisiko forbundet med planlagt aktivitet i hver av disse fasene ( ). Til grunn for miljørisikoanalysen ligger modellerte utblåsningsrater for hver brønntype under boring (Add Wellflow, 2011, se Tabell 8-2 til Side 34 av 70

35 Utblåsningssannsynlighet Lundin Norway AS Tabell 8-4Tabell 8-4), produksjonsbrønner i drift (Lundin Norway AS, 2013b, se Tabell 8-5), og for rørledning/riser (DNV, 2013b, se Tabell 8-6). I miljørisikoanalysen for Edvard Grieg-feltet er det modellert et stort spenn i mulig utslippsrater og varigheter som dekker alle fasene. Med basis i Scandpower (2013) er sannsynligheten for en utblåsning fra aktiviteten estimert til 3, for året med lavest aktivitet (2014) og til 9, for året med høyest aktivitet (2017). Vektet rate er avhengig av planlagt aktivitet i de ulike årene, og er høyest i 2014 da det kun skal bores horisontale oljebrønner. I denne fasen er vektet rate for overflateutblåsning 4290 Sm 3 /d og vektet rate for sjøbunnsutblåsning 4230 Sm 3 /d. Lengste varighet av utblåsningen beregnes ut fra tiden det tar å bore en avlastningsbrønn og er satt til 60 døgn for brønnene på Edvard Grieg-feltet, fordelt på mobilisering av rigg og utstyr, boring, styring inn i og dreping av brønnen. Vektet varighet er beregnet til 10,3 døgn for en overflateutblåsning og 14,6 døgn for en sjøbunnsutblåsning. Utblåsningsfrekvens per år 1.0E E E E E E E E E E E År Figur 8-2. Utblåsningsfrekvenser for hvert av utbyggingsårene Side 35 av 70

36 Tabell 8-2. Fordeling av rater for henholdsvis overflate- (øverst) og sjøbunnsutslipp fra horisontal brønn i borefasen. Side 36 av 70

37 Tabell 8-3. Fordeling av rater for henholdsvis overflate- (øverst) og sjøbunnsutslipp fra vinklet produksjonsbrønn (Slanted OP) i borefasen. Side 37 av 70

38 Tabell 8-4. Fordeling av rater for henholdsvis overflate- (øverst) og sjøbunnsutslipp fra vinklet injeksjonsbrønn (Slanted WI) i borefasen. Tabell 8-5. Modellerte rater for overflateutblåsning fra produksjons-/vanninjeksjonsbrønner i driftsfase for Edvard Grieg-plattformen. Rate Sm 3 /døgn Fordeling Frekvens (2016) Frekvens (2017) ,0 % 1,06E-04 1,67E ,0 % 1,73E-05 2,72E-05 Tabell 8-6. Modellerte rater, varigheter og frekvenser for utslipp fra stigerør og prosessanlegg i driftsfasen. Utstyr Område Hullstørrelse Oljemengde Varighet Frekvens (tonn) (timer) (per år) Splash zone Small h 3,68E-04 Stigerør Medium or Splash zone Large/Rupture h 5,50E-05 Subsea Small h 9,56E-04 Stigerør eller rørledning Medium or Subsea Large/Rupture h 1,09E-04 Primary inlet separator or 2nd stage separator Topsides Major or Large 46 1h 1,27E-03 Electrostatic coalescer Topsides Major or Large 108 1h 1,42E-03 Side 38 av 70

39 8.3 Drift og spredning av olje Det er gjennomført spredningsmodellering av akutte oljeutslipp fra Edvard Grieg-feltet, som beskrevet i kapittel 8.2.3, med bruk av SINTEFs OSCAR modell. Dette er en tredimensjonal oljedriftsmodell som beregner oljemengde på havoverflaten, strandet og sedimentert olje, samt olje nedblandet i vannsøylen. Modellen tar hensyn til oljens egenskaper, forvitringsmekanismer og meteorologiske data og brukes til å gi en statistisk oversikt over hvor oljen kan forventes å spres. En oversikt over influensområdet gitt en overflateutblåsning fra Edvard Grieg-feltet i året med høyeste dimensjonerende rater (2014) er vist i Figur 8-3. Figur 8-4 viser sannsynligheten for stranding av olje langs kysten gitt en overflateutblåsning fra Edvard Grieg-feltet, med 5 % treffsannsynlighet av 1 tonn olje per km kystrute. Figuren viser at treffsannsynligheten ligger i området % på Vestlandet. Figur 8-5 viser THC (totalt hydrokarbon) konsentrasjoner i vannsøylen etter sjøbunnsutblåsning fra Edvard Grieg-feltet. Det er ikke registrert THC-konsentrasjoner i vannsøylen 100 ppb per km rute (effektgrense for fiskeegg og larver) gitt en overflateutblåsning fra Edvard Grieg-feltet. Figur 8-6 viser NOFO eksempelområdene som kan bli berørt av en utblåsning fra Edvard Griegfeltet. Side 39 av 70

40 Figur 8-3. Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra Edvard Grieg-feltet i hver sesong. Influensområdet er beregnet ut fra alle utslippsrater og -varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Side 40 av 70

41 Figur 8-4. Sannsynligheten for treff av over 1 tonn olje i 10 x 10 km landruter gitt en overflateutblåsning fra Edvard Grieg-feltet. Influensområdet er beregnet ut fra alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor året. Side 41 av 70

42 Figur 8-5. Beregnede gjennomsnittlige THC konsentrasjoner ( 100 ppb) i 10 x 10 km ruter per sesong, basert på alle kombinasjoner av rater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter ved sjøbunnsutblåsning fra Edvard Grieg-feltet. Merk at det markerte området ikke gir uttrykk for omfanget av et enkelt oljesøl, men er det statistiske området som berøres med ulike vannsøylekonsentrasjoner på basis av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning i ulike sesonger. Side 42 av 70

43 Figur 8-6. NOFO eksempelområder som kan bli påvirket av en utblåsning fra Edvard Grieg-feltet. 8.4 Naturressurser som er inkludert i miljørisikoanalysen Det er gjennomført skadeberegninger for en rekke ulike miljøressurser som kan tenkes å bli berørt gitt et akuttutslipp av olje fra Edvard Grieg-feltet. Tabell 8-7 gir en oversikt over naturressursene som er vurdert i miljørisikoanalysen. I tillegg er det gjennomført skadeberegninger for strandhabitat (DNV, 2013). Det henvises til miljørisikoanalysen for utbredelseskart for de ulike artene. Side 43 av 70

44 Tabell 8-7 Verdsatte Økosystem Komponenter (VØK) for sjøfugl og marine pattedyr som er benyttet i miljørisikoanalysen for Edvard Grieg-feltet (DNV, 2013). Navn Latinsk navn Rødlista Tilhørighet Alke Alca torda VU Alkekonge Alle alle - Gråmåke Larus argentatus LC Fiskemåke Larus canus LC Havhest Fulmarus glacialis NT Havsule Morus bassanus LC Krykkje Rissa tridactyla EN Lomvi Uria aalge CR Lunde Fratercula arctica VU Polarlomvi Uria lomvia VU Polarmåke Larus hyperboreus - Sildemåke Larus fuscus LC Sortbak Larus marinus LC Alke Alca torda VU Fiskemåke Larus canus NT Gråmåke Larus argentatus LC Havelle Clangula hyemalis LC Havhest Fulmarus glacialis NT Havsule Morus bassanus LC Krykkje Rissa tridactyla EN Laksand Mergus merganser LC Lomvi Uria aalge CR Lunde Fratercula arctica VU Polarlomvi Uria lomvia VU Praktærfugl Somateria spectabilis - Siland Mergus serrator LC Sjøorre Melanitta fusca NT Storskarv Phalacrocorax carbo LC Sortbak Larus marinus LC Teist Cepphus grylle VU Toppskarv Phalacrocorax aristotelis LC Ærfugl Somateria molissima LC Havert Halichoerus grypus LC Sjøfugl pelagisk (åpent hav) Sjøfugl kystnært (kysttilknyttede arter/hekkebestander) Steinkobbe Phoca vitulina VU Marine pattedyr Oter Lutra lutra VU NT nær truet, EN - sterkt truet, CR kritisk truet, VU sårbar, LC livskraftig Side 44 av 70

45 Andel av feltspesifikke akseptkriterier Lundin Norway AS 8.5 Miljørisiko knyttet til aktiviteten Miljørisikoen forbundet med utbygging av Edvard Grieg-feltet er lav i alle faser av utbyggingen, se Figur 8-7 for høyeste beregnede miljørisiko for hver VØK-gruppe (sjøfugl i åpent hav, kystnære arter og strandhabitat). Høyeste risiko er beregnet i 2016, da aktivitetsnivået er høyt samtidig som flere av brønnene vil stå i drift. Årlig miljørisiko i denne fasen utgjør imidlertid kun 4,1 % av akseptkriteriet for moderat miljøskade (1-3 års restitusjonstid). Analysen viser at sjøfugl i åpent hav er mest utsatt gitt et akuttutslipp av olje fra Edvard Grieg-feltet. Lomvi er den enkeltarten som vil være mest utsatt; i åpent hav i vinterperioden, og ved eventuell stranding av olje langs kysten i hekkeperioden (vår/sommer). En detaljering av risikobidrag fra de ulike aktivitetene på feltet i dette utbyggingsåret (2016) er videre gitt i Figur 8-8. Risikobidragene varierer i de ulike utbyggingsårene da planlagt aktivitet er ulik. Figuren viser at de største risikobidragene kommer fra kompletteringsoperasjoner på feltet i % 4.0 % Mindre (< 1 år) Moderat (1-3 år) Betydelig (3-10 år) Alvorlig (> 10 år) 3.5 % 3.0 % 2.5 % 2.0 % 1.5 % 1.0 % 0.5 % 0.0 % Sjøfugl i åpent hav Kystnære VØK Strandhabitat Figur 8-7. Miljørisiko forbundet med utbygging av Edvard Grieg-feltet, angitt som andel av Lundins feltspesifikke akseptkriteriet for årlig miljørisiko, presentert for hver VØK-gruppe; sjøfugl i åpent hav, kystnære arter (sjøfugl og marine pattedyr) samt strandhabitat. Side 45 av 70

46 Lundin Norway AS Figur 8-8. Årlig miljørisiko for henholdsvispelagisksjøfugl (åpent hav), kystnærevøk og strandhabitat presentert somandel av Lundins feltspesifikke akseptkriterier for miljøskade i utbyggingsåret2016på Edvard Grieg-feltet. Bidrag fra de ulike operasjonenesomer planlagt i dette utbyggingsåreter synliggjort. Side 46 av 70