Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for boring av letebrønn 7222/11-2 Langlitinden

Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for boring av letebrønn 7222/11-2 Langlitinden Sammendrag 1 Liste over forkortelser og definisjoner 2 1 Innledning 3 2 Overordnet ramme for aktiviteten 4 2.1 Spesielle lisenskrav 4 2.2 Akseptkriterier for miljørisiko 5 3 Aktivitetsbeskrivelse 6 3.1 Boreplan 7 3.2 Produksjonstest 8 4 Ressurser som kan bli berørt 10 4.1 Generell områdebeskrivelse 10 4.2 Miljøundersøkelser ved Langlitinden 12 5 Forbruk og utslipp av kjemikalier til sjø 16 5.1 Vurdering av kjemikalier 16 5.2 Planlagt bruk og utslipp av kjemikalier 16 5.2.1 Borekjemikalier 17 5.2.2 Sementeringskjemikalier 17 5.2.3 Riggkjemikalier 18 5.2.4 Kjemikalier for behandling av drenasjevann 20 5.2.5 Hydraulikkvæsker i lukkede systemer 20 5.2.6 Kjemikalier for produksjonstesting 21 6 Andre planlagte utslipp til sjø 23 6.1 Utslipp av drenasjevann 23 6.2 Utboret masse 23 7 Utslipp til luft 24 8 Behandling av avfall 25 9 Miljøvurdering av planlagte utslipp 26 10 Miljørisiko og beredskap 27 10.1 Krav om miljørisiko- og beredskapsanalyse 27 10.2 Gjennomførte analyser 27 10.3 Akseptkriterier 28 10.4 Lokasjon og tidsperiode 28 10.5 Egenskaper til Caurus oljen 28 10.6 Definerte fare- og ulykkessituasjoner 29 10.7 Naturressurser i området 29 10.8 Drift og spredning av olje 33 10.9 Miljørisikoanalyse 36 10.10 Beredskapsanalyse 38 10.11 Forslag til beredskap mot akutt forurensning 40 11 Utslippsreduserende tiltak 42

11.1 Utforming av riggen 42 11.1.1 Mindre akutte utslipp 42 11.2 Utfasingsplaner for kjemikalier 43 11.3 Risikoreduserende tiltak 43 12 Kontroll, måling og rapportering 46 13 Oppsummering og konklusjon 47 14 Referanser 48 15 Vedlegg 49 15.1 Omsøkte kjemikalier 49 15.2 Beredskapskjemikalier 56 15.3 Vedlagte rapporter 57

Sammendrag Det norske oljeselskap ASA, heretter kalt Det norske, søker om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven i forbindelse med boring av letebrønn 7222/11-2 Langlitinden i utvinningstillatelse PL 659 i Barentshavet. Letebrønnen skal bores med riggen Transocean Barents. Riggen er designet for operasjoner i arktiske strøk med gjennomgående bruk av doble fysiske barrierer for systemer med risiko for akutte utslipp til sjø. Brønn 7222/11-2 Langlitinden er en letebrønn som skal kartlegge hydrokarbonpotensialet i en kanal i Kobbeformasjonen. Brønnen skal bores med vannbasert borevæske. Det søkes om utslipp av totalt 28,4 tonn gule og ca. 1157 tonn grønne stoffer (vann/plonor) i forbindelse med boring av brønnen. De gule kjemikaliene som skal benyttes er vurdert mht nedbrytningsprodukter, og ingen av kjemikaliene er klassifisert som Y3. Det er planlagt med forbruk av rødt stoff (1,5 tonn) og svart stoff (0,1 tonn), men dette vil ikke gå til utslipp. Brønnen skal bores til et dyp på ca 3040 m målt fra riggens boredekk. Brønnen er lokalisert ca 165 km nordvest for Hammerfest, som skal være helikopter- og forsyningsbase under operasjonen. Vanndypet på lokasjonen er ca 338 m, og brønnen er planlagt med oppstart i fjerde kvartal 2013. Boreaktiviteten på Langlitinden er estimert til 51 dager. Ved eventuelt funn og brønntesting er aktiviteten estimert til totalt 99 dager. Den visuelle ROV-undersøkelsen på Langlitinden avdekket kun små mengder svamp og ingen koraller ble registrert (Fugro 2013, DNV 2013). Havbunnen består hovedsakelig av mudder og fin sand. Basert på dette er det vurdert at den miljømessig beste løsningen er å slippe ut kaks boret med vannbasert borevæske til sjø. Riggen vil bli posisjonert ved bruk av DP (dynamisk posisjonering), og det vil ikke bli brukt ankere. Akseptkriterier og ytelseskrav er lagt til grunn for miljørisikoanalysen og beredskapsanalysen, som er gjennomført i samsvar beste praksis i bransjen. Det er gjennomført en helårlig miljørisikoanalyse for leteboringen, som viser at miljørisikoen er omlag 20-25% av Det norske sine akseptkriterier. Analysen er gjennomført med basis i ny oljedriftsmodell og ett sett konservative forutsetninger, og kan dermed ikke uten videre sammenlignes med tidligere analyser. Dimensjonerende utslippsrate er 472 m 3 olje pr døgn. Det er svært liten sannsynlighet for at et oljeutslipp kan nå norskekysten, hvilket skyldes lave utslippsrater og at oljetypen som er lagt til grunn er svært lett og vil forvitre betydelig ved utslipp til sjø. Korteste drivtid til kysten er beregnet til 28 dager (95 persentil). Det er sjøfugl på åpent hav som er utsatt for høyest miljørisiko, bla. alkefuglene lunde og polarlomvi, som kan forekomme i store tettheter i perioder av året. På bakgrunn av beredskapsanalysen foreslår Det norske en beredskap mot akutt forurensning basert på to avtalefestede NOFO-systemer i barriere 1 og 2 på felt/hav, med krav til responstid 9 timer for første system og 18 timer for andre system. Ytterligere systemer kan mobiliseres ved behov. Første system vil hentes fra områdeberedskapen på Goliat og det andre fra NOFO base i Hammerfest. Primærstrategien er mekanisk bekjempelse, men det vil bli lagt til rette for at dispergeringsmidler kan tas i bruk basert på miljøvurderinger og analyser av oljen ved et utslipp. Fartøyet ved Goliat har utstyr og dispergeringsmidler ombord. Beredskapsfartøyet ved borelokasjonen (standbyfartøy) vil ha IR-kamera og oljedetekterende radar (OSD) ombord for deteksjon/overvåking av eventuelle utslipp. For barriere 3 er det satt krav til ett kystsystem til IUA Midt-Finnmark innen 15 døgn. Sammendrag 1

Liste over forkortelser og definisjoner Tabell 1: Liste over definisjoner og forkortelser anvendt i søknaden Ord Forklaring BOP CTS RMR HOCNF IMO ISO 14001 MDir MD MIRA MRDB MSL NEMS Chemicals NOFO NOROG PLONOR Det norske RKB SKIM Blow Out Preventer, utblåsningskontrollventil Cuttings Transport System, kaksoverføringssystem Riserless Mud Recovery System Harmonised Offshore Chemical Notification Format, skjema for dokumentasjon av miljøegenskaper kjemikalier International Maritime Organization Internasjonal standard for miljøstyring Miljødirektoratet (tidl. KLIF, Klima- og forurensningsdirektoratet) Målt dyp Metode for Miljørettet Risikoanalyse Marin ressurs database Mean Sea Level, middel havdyp, angir brønndybde fra havoverflate Database for miljødokumentasjon på kjemikalier, tidligere CHEMS Norsk oljevernforening for operatørselskapene Norsk olje og gass Chemicals that "Pose Little or No Risk to the environment" (grønne kjemikalier) Det norske oljeselskap ASA Rotary Kelly Bushing, rotasjonsbord på boredekk, referanse for angivelse av brønndybde fra boredekk Samarbeidsforum innen kjemikalier for myndigheter, leverandører og operatører Liste over forkortelser og definisjoner 2

1 Innledning I henhold til lov mot forurensning og om avfall 11 og HMS forskriftene søker Det norske oljeselskap ASA om tillatelse til virksomhet for boring og tilbakeplugging av brønn 7222/11-2 i Langlitinden prospektet i produksjonslisens PL659. Søknaden omfatter forbruk og utslipp av kjemikalier og utboret bergmasse, utslipp til luft og avfallshåndtering i forbindelse med boreoperasjonen. Søknaden er basert på en grundig kartlegging av havbunnen og miljøvurderinger av området og de utslippene det er søkt om. Rettighetshaverne i PL659 er Det norske (30%), Petoro (30%), Lundin (20%), Tullow Oil (10%), Rocksource Exploration (5%) og Valiant Petroleum (5%). Det norske er operatør for lisensen og ansvarlig for gjennomføring av de aktivitetene som er omsøkt, herunder å føre tilsyn med boreaktiviteten. Transocean Drilling er eier og drifter av riggen (riggoperatør) og utfører selve boringen på oppdrag fra operatøren. Brønnen skal bores med boreriggen Transocean Barents, en såkalt 6. generasjons borerigg. Denne riggen er spesielt utrustet for operasjoner i miljøsensitive arktiske farvann, og er designet etter strenge miljøkrav med fokus på lav risiko for akutte utslipp og å redusere operasjonelle utslipp mest mulig. Riggen er nærmere beskrevet under kapittel 11.1 Utforming av riggen. Innledning 3

2 Overordnet ramme for aktiviteten Det norske har planlagt aktiviteten i samsvar med de føringer som er gitt i Stortingsmelding nr. 10, "Oppdatering av forvaltningsplanen for det marine miljø i Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten". Det norske har i tråd med selskapets HMS retningslinjer satt som mål at boring av brønn 7222/11-2 Langlitinden skal gjennomføres uten at mennesker og miljø blir skadet som følge av aktiviteten. Våre viktigste virkemidler i dette arbeidet er: Grundige kartlegginger og analyser av naturforhold på borestedet Risikostyring gjennom en omfattende og detaljert planleggingsprosess Kvalifisering og valg av utstyr og tjenester som er egnet for oppgavene Samordning av de leveranser og tjenester som inngår i brønnleveransen Trening og forberedelser av involverte enheter og personell Åpen kommunikasjon med myndigheter, samarbeidspartnere og eksterne interessenter Overvåkning, kontroll og tett oppfølging under gjennomføring av aktivitetene Rapportering og erfaringsoverføring internt og eksternt etter avsluttet operasjon. Transocean som eier og drifter av riggen, har satt følgende miljømål for sin aktivitet: 1. Null utilsiktede utslipp 2. Minimum 75% av avfallet som genereres skal være resirkulerbart 3. Dokumentere samsvar med ISO 14001. Det norske vil gjennom et tett samarbeid og oppfølging være pådriver for at disse målsettingene etterleves. 2.1 Spesielle lisenskrav I utvinningstillatelse PL 659 (TFO 2011, 03.02.2012) er det gitt flere vilkår mht miljø og fiskeri. Krav som omfatter leteboring er: Det må tas særlige hensyn til fiskeriaktiviteten og forekomst av levende marine organismer under planleggingen av boreaktiviteten. Det skal i forkant av leteboringer iverksettes tiltak for å informere berørte interesser. Rettighetshaverne skal foreta nødvendig kartlegging av eventuelle forekomster av korallrev og andre verdifulle bunnsamfunn som kan bli berørt ved petroleumsaktivitet i de aktuelle blokkene, og sikre at slike eventuelle forekomster ikke nedslammes eller skades av petroleumsaktiviteten. Kartleggingen av sjøbunnen skal gjennomføres på et format som kan gå inn i MAREANO før igangsetting av virksomhet i blokken. Rettighetshaverne skal kartlegge og rapportere funn av skipsvrak og andre kulturminner som kan bli berørt ved aktivitet i den aktuelle blokken og, i samarbeid med kulturminneforvaltningen, sikre at eventuelle kulturminner ikke skades av petroleumsaktiviteten. I samsvar med nullutslippsmålet slik det er definert i St.meld. nr. 25 (2002-2003) skal det som hovedregel ikke slippes ut miljøfarlige stoffer til sjø. Det er videre et mål å minimere risiko for miljøskade forårsaket av utslipp av andre kjemiske stoffer. Gjennom risikoanalyser skal det synliggjøres de miljøvurderinger som ligger til grunn for dimensjonering av beredskap mot akutt forurensning og for iverksettelse av sannsynlighetsreduserende tiltak. Miljøvurderingen skal også omfatte en vurdering av konsekvensene av de operasjonelle utslippene under leteboring. Overordnet ramme for aktiviteten 4

Stortingsmelding nr. 10 "Oppdatering av forvaltningsplanen for det marine miljø i Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten" St.meld. nr.10 ble fremlagt av Miljøverndepartementet den 11.03.2011 og endelig vedtatt i Stortinget 15.6.2011. Meldingen inkluderer endringer i vilkår for bl.a. utslipp til sjø. Det norske baserer sin søknad om tillatelse til virksomhet på de rammer som er gitt i den nye stortingsmeldingen. I de nye rammene for petroleumsvirksomhet i Barentshavet-Lofoten er det innført at utslipp til sjø skal reguleres på samme måte som petroleumsvirksomhet på øvrige deler av norsk kontinentalsokkel. I forhold til HMS-regelverket for petroleumsvirksomheten er også krav i aktivitetsforskriften 53 a) om grunnlagsundersøkelser relevant for Langlitinden. 53 gir krav om kartlegging av miljøstatus "før leteboring i områder der det er påvist særlig sårbare miljøressurser (arter og habitater) eller der det er sannsynlig at slike forekommer" (paragraf b). Særlig sårbare miljøressurser kan blant annet være korallrev (og svamp), gytefelt, marine pattedyr, fugl og strender. Det ble gjennomført en visuell kartlegging med ROV under borestedsundersøkelsen i januar-februar 2013. Undersøkelsen ble gjennomført av Fugro (Fugro 2013). I tillegg til undersøkelsene av Fugro er det gjennomført en verifikasjonsstudie av DNV av all foto- og videodokumentasjon som ble samlet inn (DNV 2013). 2.2 Akseptkriterier for miljørisiko Det norske har som mål å gjennomføre en miljømessig forsvarlig operasjon og minimere effekten av operasjoner på miljøet, være proaktive ift å håndtere risiko for uønskede hendelser, samt kontinuerlig å forbedre sin ytelse innen helse, sikkerhet, miljø og kvalitet iht selskapets HMS retningslinjer (SD01-DENOR-Q-0001 - Det norske oljeselskap ASAs overordnede styringssystem). Det norske har etablert akseptkriterier (se kapittel 10.3 Akseptkriterier) for aktiviteten i forhold til selskapets overordnende retningslinjer og kriterer for risikostyring. Overordnet ramme for aktiviteten 5

3 Aktivitetsbeskrivelse Brønn 7222/11-2 Langlitinden er en letebrønn som primært skal kartlegge hydrokarbonpotensialet i en kanal i Kobbe-formasjonen. Brønnen skal bores ned til et dyp på 2901 m (100 m inn i Klappmyss formasjonen) eller maksimalt ned til 3040 m målt fra riggens boredekk. Brønnen er lokalisert ca 165 km nord-vest for Hammerfest, som skal være helikopter- og forsyningsbase under operasjonen. Korteste avstand til land (Ingøya) er ca 124 km. Vanndypet på lokasjonen er ca 338 m. Brønnen er planlagt med oppstart i løpet av fjerde kvartal 2013. Boreaktiviteten på Langlitinden er estimert til 51 døgn. Ved eventuelt funn og brønntesting (av to soner) er aktiviteten estimert til totalt 99 dager. Riggen vil operere med dynamisk posisjonering uten bruk av ankere. Lokasjon til brønnen med omkringliggende felt er gitt i Figur 3.1. Figur 3.1 Lokasjon for letebrønn 7222/11-2 Langlitinden. Aktivitetsbeskrivelse 6

3.1 Boreplan Brønnen planlegges boret som en vertikal brønn med følgende hullseksjoner: 42"x36" hullseksjon med tilhørende 36x30" lederør som forankres med sement i hele seksjonslengden til havbunnen. Det øverste foringsrøret blir et 36" rør som skal sikre god mekanisk forankring og støtte for brønnkontrollventilen (BOP) som installeres senere. 9 7/8" pilot hull skal bores ned til settedypet til 20" forlengelsesrør (640 m RKB) for å identifisere mulig grunn gass (det foreligger ingen grunn-gass advarsel fra seismikk, men gjennomføres som et sikkerhetstiltak). Videre plan er boring av 26" overflate hull med tilhørende 20" forlengelsesrør, som sementeres i hele sin lengde og forankres i lederøret. På dette tidspunkt installeres brønnkontrollventilen (BOP) på brønnhodet og trykktestes. 17 1/2" intermediært hull med tilhørende 13 3/8" foringsrør tar brønnen videre til ned til 1225 m RKB. Videre vil et 12 1/4" intermediært hull bores ned til en dybde (2027 m RKB) i trygg avstand over den potensielle reservoarseksjonen. 9 5/8" forlengelsesrør vil bli installert ned til samme dyp på grunn av mulige vannfylte sandlag i nedre del av Snadd formasjonen. Den øverste potensielle reservoarseksjonen vil bli boret med 8 1/2" hullseksjon og kjerneprøver vil bli tatt. I forhold til myndighetskrav vil seksjonen bli boret videre ned til pålagt TD dyp på 100 m inn i Klappmyss formasjonen eller til et maksimalt dyp på 3040 m RKB. Skisse av brønndesign er vist i Figur 3.2. Etter at brønnen er boret til planlagt dyp og all datainnsamling er gjennomført, vil brønnen bli plugget tilbake med sement. Det planlegges for tradisjonell brønntest med brenning av hydrokarboner ved et eventuelt funn. Overflaterørene vil bli kuttet under havbunnen og området omkring borestedet vil bli sjekket med ROV før riggen går av lokasjonen. Aktivitetsbeskrivelse 7

Figur 3.2 Brønndesign for letebrønn 7222/11-2 Langlitinden 3.2 Produksjonstest Ved et eventuelt funn planlegges det for opprenskning og produksjonstesting av de ulike reservoarsonene. Når brønnen er klargjort vil brønnstrømmen, bestående i hovedsak av gass, produseres opp til testutstyr på riggen. Et skjematisk oppsett av testutstyret er vist i Figur 3.3. Utstyret består blant annet av separasjonsutstyr, der det vil være behov for bruk av kjemikalier for en forenklet behandling. Det vil også bli produsert større mengder ubrennbare væsker. Det planlegges for at testanlegget skal ha tilstrekkelig kapasitet for separering og mellomlagring av slike væsker før overføring til transporttanker, for sending til land for behandling i godkjent avfallsmottak. Sikkerhetssystemene består av trykkavlastningsventiler (PRV eller PSV) og elektronisk overvåkingssystem som stenger brønnen ved driftsforstyrrelser eller ved andre uønskede hendelser på riggen. Testanlegget har et eget uavhengig kontrollsystem, som kobles opp mot riggen og kontrollrommet. Hele testanlegget, inkludert kontrollsystemet og grensesnittet mot riggen, er i henhold til DNV sertifiseringskrav og skal kontrolleres og godkjennes av DNV før bruk. Aktivitetsbeskrivelse 8

Schlumberger Surface Well Test Flow Diagram Flow Head Choke Manifold in out in out Surface Safety Valve out in psv gas psv portside in starboard Separator in out in psv water oil gas in t u o psv Steam Exchanger Surge Tank in to tank in portside in liquid in out Transfer Pump from tank Oil Diverter starboard starboard portside Gas Diverter Evergreen burner oil STB Boom gas Evergreen burner oil Port Boom gas Figur 3.3 Skjematisk fremstilling av testutstyr. (gul = gass; lilla = olje) Det planlegge s å benytt e brennerhod e med høy effektivite t og god forbrennin g. Brennerhoden e skal ha kapasite t til å håndtere brønnstrøm mer med oppti l 25% vannkut t. Brønnst rømme n vil ledes til testanlegge t på riggen, og brønnstrømmen vil bli ant ent og forbren t. Planlag t tid for strømnin g av brønnen med avbrennin g i brennerbo m er estimert til inntil 45 timer pr reservoarson e. Utslipp til luft i forbindels e med brønntestin g er vist i kapitte l 7 Utslipp til luft. Nedfal l av uforbren t væske til sjø ved brenning over bom vil bli rapporter t i henhol d til utslippsfakto rer anbefal t av Nors k olje og gass (201 3). For å forsikre best mulig forbrennin g ved gjennom føring av testinge n vil det bli benytte t brennerhod e av typen Evergreen (E.U. Thermie/I.F.P). Den har 12 brennerdyse r med forbedre t luftinnsu g for å sørge for størst mulig grad av fullstendig forbr ennin g. Operasjone n vil bli planlag t og styrt på en måte som gjør at man får best mulig forbrenning av brønnstrøm men for å minimaliser e utslip p. Aktivitetsbeskrivelse 9

4 Ressurser som kan bli berørt 4.1 Generell områdebeskrivelse Barentshavet er et sokkelhav. Området er preget av store variasjoner mht lys, temperaturforhold og isdekke. Gjennomsnittlig dyp er 250 m og største dyp er 500 m. Barentshavet har høyproduktive områder som er viktige for plankton, fisk, sjøfugl og marine pattedyr. Ytre kystområder i Troms og Finnmark er i stor grad strandberg og klippekyst, og i nord og øst er det i liten grad øyer og skjærgård som skjermer for vind og bølger. Figur 4.1 viser særlig verdifulle og sårbare områder i Barentshavet, inkludert polarfront og område med variabel iskant. Figur 4.1 Særlig verdifulle og sårbare områder i Barentshavet, inkludert polarfront og område med variabel iskant PL 659 er lokalisert i midtre del av det sørlige Barentshavet som er åpnet for oljevirksomhet. Det er lang avstand både til Bjørnøya og kysten av Norge. Flere arter av sjøfugl som overvintrer i Nordsjøen og Norskehavet, ankommer Barentshavet om våren for å hekke langs Finnmarkskysten, på Bjørnøya og på Svalbard. I lisensområdet kan det være mange sjøfuglarter tilstede både vinter og sommer. Barentshavet er et viktig oppvekst- og beiteområde for flere fiskearter. Det foregår ikke konsentrert gyting i området ved Langlitinden, men det vil være større stadier av fiskelarver fra en rekke arter tilstede i vannmassene i hele havområdet til ulike tider av året, og spesielt i vår-/sommerperioden. Det foregår en begrenset fiskeriaktivitet i dette området, og sporingsdata viser kun sporadisk tråling. Ressurser som kan bli berørt 10

Barentshavet er et viktig område for mange sjøpattedyrarter. Tolv hvalarter, fem delfinarter og seks selartert, i tillegg til hvalross, er registrert. Dominerende selarter er grønlandssel, som lever i åpent hav og overvintrer på isen. Hvalross, ringsel og storkobbe finnes i størst tetthet langs kysten av Svalbard, Novaja Zemlja og Frans Josefs Land, mens havert og steinkobbe holder seg mest langs kysten av fastlandet. Både kvithval, narhval og grønlandshval lever hele året i isfylte farvann i Barentshavet. Viktige beiteområder er knyttet til eggakanten, polarfronten og iskanten. Det er ikke identifisert større forekomster i lisensområdet. Kartlegging av havbunn i Barentshavet (bla. i regi av MAREANO-programmet) har påvist en rekke forekomster av sårbar bunnfauna som korallrev, korallskog, svamp- og sjøfjærarter. Kjente forekomster av koraller er vist i Figur 4.2. Kjente forekomster av svamp er vist i Figur 4.3. Store områder på eggakanten og Tromsøflaket er gitt høy miljøverdi på bakgrunn av svampforekomster. Figur 4.2 Kjente forekomster av koraller i Barentshavet (www.havmiljø.no). Figur 4.3 Kjente forekomster av svamp i Barentshavet (www.havmiljø.no). I området hvor PL 659 ligger er MAREANO-kartleggingen ennå ikke påbegynt. I områder som ikke er kartlagt, er det antatt at det kan finnes betydelige forekomster av blant annet koraller, svamp og sjøfjær. Fortsettelsen av eggakanten nordover fra allerede kartlagt område er et eksempel på et område der det er stor sannsynlighet for å finne koraller og svamp. Havbunnen ved Langlitinden består imidlertid hovedsakelig av mudder og fin sand, og på slik havbunn er forekomstene av svamp og koraller svært begrenset. Ressurser som kan bli berørt 11

4.2 Miljøundersøkelser ved Langlitinden I forbindelse med Statoil sin leteboring på 7222/11-1 Caurus i 2008 ble det gjennomført visuell kartlegging med ROV (foto/video) (DNV 2008) og sedimentundersøkelse med grabb (DNV 2009). I tillegg ble det gjennomført ny sedimentundersøkelse i 2010 (Akvaplan-niva/Unilab 2011). Områdene som ble kartlagt i disse undersøkelsene ligger ca 6 km sørøst for Langlitinden. Da havbunnen i denne delen av Barentshavet er relativt ensartet, danner undersøkelsene også et grunnlag for å vurdere bunnforholdene ved Langlitinden. Det generelle bildet fra undersøkelsene til DNV og Akvaplan-niva/Unilab er at bunnen er svært homogen og flat, og består hovedsakelig av mudder/fin sand. Både arts- og individrikdommen er relativt fattig, og det ble ikke registrert stein- eller hornkoraller. Forekomstene av svamp var meget beskjedne og svært spredt. Trålspor ble observert i området. For å bekrefte om forholdene ved Langlitinden er tilsvarende som kartlagt i disse undersøkelsene, ble det gjennomført en visuell kartlegging med ROV under borestedsundersøkelsen i januar-februar 2013. Undersøkelsen ble gjennomført av Fugro (Fugro 2013). Det ble undersøkt 4 transektlinjer rundt spudlokasjonen, og i tillegg 2 transektlinjer ca 600 m nordøst for spudlokasjonen i et område hvor sonar/ekkolodd indikerte forekomst av hardere bunnsubstrat (Figur 4.4). Tilsammen ble det kjørt ROV over ca 3 km transektlinjer. Figur 4.4 Transektlinjer og bilder fra ROV-undersøkelsen til Fugro, og et utvalg bilder som viser forekomster av stein og svamp. Resultatene fra undersøkelsen til Fugro samsvarer med det som ble funnet i den visuelle kartleggingen av DNV for Caurus-lokasjonen. Det er i all hovedsak mudder/fin sand, med spredte forekomster av stein (enkelte steinblokker). Det ble funnet sparsom og sporadiske forekomster av svamp, noe Geodia på bløtbunn og noen forekomster innen slekten Phakelia og Mycale som sitter fast på stein. Det ble funnet kun få steinblokker spredt her og der. Området nordøst for spudlokasjonen hvor det var indikasjoner på mer hardbunn viste seg hovedsakelig å bestå av forekomster av MDAC (Methane derived authigenic carbonates), såkalte karbonatavleiringer (Figur 4.5). Slike avleiringer dannes ved anaerob oksidasjon av metan når hydrokarboner lekker ut fra havbunnen over tid. Ressurser som kan bli berørt 12

Figur 4.5 Transektlinjer i området ca 600 m nordøst for spudlokasjonen, og et utvalg bilder som viser forekomster av stein og karbonatavleiringer (MDAC). I tillegg til undersøkelsene av Fugro er det gjennomført en studie av DNV av all foto- og videodokumentasjonen som ble samlet inn (DNV 2013). DNV foretok en kvantifisering av forekomstene av svamp i henhold til en ny veiledning som er under utarbeidelse på oppdrag for Norsk olje og gass: "Quantification of Barents Sea sponge communities from video and still photo material". Kvaliteten på innsamlet foto-/videodokumentasjon er av varierende og tildels dårlig kvalitet, hvilket skyldes at det var relativt sterke strømforhold under kjøring av ROV'en, men kvaliteten er tilfredsstillende for å kunne gjennomføre en kvantifisering og klassifisering i henhold til veiledningen. Forekomsten av bløtbunns- og hardbunnssvamp ble klassifisert i henhold til følgende kategorier: Enkeltindivider: 0-1 % dekning Spredt: 1-5 % Vanlig: 5-10 % Høy tetthet: > 10 %. Forekomsten av sediment/substrattype ble klassifisert i henhold til følgende: Mudder/sand Stein Blokk (stor stein) MDAC (potensielle strukturer). Resultatene fra DNV sin gjennomgang bekrefter resultatene fra Fugro sin rapport om svært begrensede forekomster av svamp. Koraller er ikke registrert. Figur 4.6 viser en oversikt over registreringer av sjøfjær og svamp. Resultater fra kartlegging av substrattype er vist i Figur 4.7. Ressurser som kan bli berørt 13

Figur 4.6 Registreringer av tettheter av svamp, og tettheter av spor etter gravende megafauna. For klassifisering av potensielle OSPAR habitater. Figur 4.7 Registreringer av substrattype, inkludert område med potensielt methane derived authigenic carbonate (MDAC). Den visuelle undersøkelsen på Langlitinden avdekket ytterst små mengder svamp. Det ble kun registrert 11 observasjoner av enkeltindivider og to observasjoner av spredte forekomster av bløtbunnssvamp, samt to observasjoner av spredte forekomster av hardbunnssvamp (DNV 2013). Ressurser som kan bli berørt 14

Områdene med mudderbunn bar stort sett preg av spor etter gravende megafauna, og registreringene varierte fra enkelte hull til områder med høy tetthet. Bortsett fra observasjonene av bløtbunnssvamp og spor etter gravende fauna ble det observert få arter på bløtbunn. De dominerende artene var enkeltindivider av rødpølse (Stichopus tremulus) og kråkeboller (trolig av arten Gracilechinus acutus). Det ble også registrert enkelte sjøstjerner (Ceremaster granularis og Henricia sp.), men ingen gravende krepsdyr som er karakteristiske for habitattypen. Det er imidlertid rimelig å anta at de tette forekomstene av store hull i sedimentene indikerer tilstedeværelse av sjøkreps (Nephrops norvegicus) og/eller trollhummer (Munida sarsi). Bløtbunn (mudder og fin sand) var den klart dominerende substrattypen i de undersøkte områdene. Det ble også observert et distinkt hardbunnsområde, dominert av pukk og større steinblokker, i tilknytning til en stor forsenkning i havbunnen (kopparr - pockmark). En stor del av dette materialet antas å være MDAC-strukturer. I tillegg til dette er det sommeren 2013 også gjennomført standard havbunns-(sediment-) undersøkelse ved Langlitinden ved bruk av grabb. Undersøkelsen inngikk som del av det felles regionale toktprogrammet i regi av Statoil med DNV som utførende part. Innsamlet materiale fra denne prøvetakingen er fremdeles under opparbeiding og analyse (kjemi/biologi), og vil bli rapportert i løpet av 2013. Det ble tatt grabbprøver på ialt 6 stasjoner rundt spudlokasjonen for Langlitinden (Figur 4.8). Figur 4.8 Stasjoner for grabb-prøver i sedimentundersøkelsen utført av DNV i mai 2013. Det forventes imidlertid at resultatene fra denne undersøkelsen er i samsvar med tilsvarende undersøkelser på Caurus-lokasjonen, som ble foretatt av DNV og Akvaplan-niva. Fra den siste undersøkelsen, av Akvaplan-niva i 2010, ble det konkludert med at det er registrert store forskjeller i antall individ og taxa på feltene og de regionale stasjonene, men at ingen av de undersøkte lokalitetene har påvirket fauna, heller ikke de felt der det har vært utført boring. De forskjellene som er registrert er vurdert å være et resultat av naturlig variasjon i regionen. Ressurser som kan bli berørt 15

5 Forbruk og utslipp av kjemikalier til sjø 5.1 Vurdering av kjemikalier Kategoriseringen av kjemikaliene som planlegges benyttet er gjennomført på bakgrunn av økotoksikologisk dokumentasjon i form av HOCNF og utført i henhold til aktivitetsforskriften 62 og 63. De kjemikaliene som er valgt for bruk er vurdert både ut fra tekniske kriterier og HMS-egenskaper. Ingen av kjemikaliene som er planlagt sluppet ut fra denne boreoperasjonen er prioritert for utfasing, og kjemikaliene som planlegges sluppet ut vurderes å ha miljømessig akseptable egenskaper. Alle kjemikaliene er i kategori gul eller grønn. De gule kjemikaliene er vurdert mht nedbrytningsprodukter. Inndeling av gule komponenter i underkategorier er basert på SKIM sin veiledning, og i henhold til følgende kategorier: Tabell 5.1: Underkategorier for gule stoffer Y1 Y2 Y3 "The chemical is expected to biodegrade completely" "The chemical is expected to biodegrade to products which are not environmental hazardous" "The chemical is expected to biodegrade to products which may be environmental hazardous" Ingen av de gule stoffene som er planlagt brukt eller skal slippes ut er kategorisert i klasse Y2 eller Y3. 5.2 Planlagt bruk og utslipp av kjemikalier Det norske tilstreber å bruke mest mulig miljøvennlige kjemikalier, samt å minimere bruk og utslipp. Det er etablert et tett samarbeid med leverandørene for å vurdere kjemikalienes egenskaper, og for å velge beste løsninger basert på en helhetlig vurdering. MI Swaco er leverandør av bore- og brønnkjemikalier. De kjemikaliene som skal benyttes, og som er underlagt krav om HOCNF, er sortert i følgende grupper i henhold til bruksområde: Borekjemikalier Sementeringskjemikalier Riggkjemikalier Slopbehandlingskjemikalier Hydraulikkvæsker i lukkede systemer. En oversikt over omsøkte kjemikalier er gitt i kapittel 15.1 Omsøkte kjemikalier. Beredskapskjemikalier som vil kunne være ombord på riggen under boreoperasjonen, og kriterier for bruk av disse kjemikaliene, er beskrevet i kapittel 15.2 Beredskapskjemikalier. Mengde forbruk og utslipp av kjemikalier viser andel grønne og gule stoffer og fraksjonene av grønne og gule stoffer i hvert kjemikalium er benyttet som utgangspunkt for utregningene. For eksempel er et kjemikalium som er kategorisert som gult, hvor 30% er gult og 70% er grønt, splittet slik at mengden av gult (30%) summeres i den totale mengden gult stoff, og mengden av grønt (70%) summeres i den totale mengden av grønt stoff. Det planlegges ikke for utslipp av røde eller svarte stoffer. Forbruk og utslipp av kjemikalier til sjø 16

5.2.1 Borekjemikalier MI Swaco er leverandør av borekjemikalier. Topphullseksjonene 42"x36", 26", og et pilothull (hullseksjon 9 7/8") skal bores med sjøvann og bentonitt (leire). Hullseksjonene 17 1/2", 12 1/4" og 8 1/2" skal bores med vannbasert borevæske (Glydril). Det kan bli behov for å bruke et sporstoff (tracer) i borevæsken i forbindelse med prøvetaking av vannprøver fra brønnen (i reservoarseksjonen). Basert på egnethet og HMS-vurderinger er Deuterium ("tungt hydrogen") valgt som det best egnede sporstoffet. Deuterium er ikke radioaktivt, ikke skadelig å håndtere, og har de samme egenskapene som vanlig vann i forhold til ytre miljø. Dette kjemikaliet er fritatt kravet om HOCNF (Add Energy 2011). Hensikten med bruk av Deuterium er å finne forholdet mellom boreslamsfiltrat og reservoarvæsker i prøver fra undergrunnen. Dette vil bidra til å gi bedre tolkning av prøvene. Deuterium benyttes i en konsentrasjon på ca 400 ppm i borevæsken, og skal brukes ved boring i reservoarseksjonen. Forventet forbruk er ca 125 liter. Beregnet utslipp av grønne og gule stoffer fra boring av brønnen er vist i tabellen nedenfor. Tabell 15.2 gir en detaljert oversikt over bruk og utslipp av borevæskekjemikalier fra brønnen. Tabellen nedenfor viser funksjon og miljøegenskaper til de borekjemikaliene som er kategorisert gule. Tabell 5.2 Beregnet utslipp av grønne og gule stoffer fra boring av Langlitinden brønnen. Forbruk av borekjemikalier (tonn) Utslipp av grønne stoffer (tonn) Aktivitet Utslipp av gule stoffer (tonn) Boring av brønn 7222/11-2 med vannbasert borevæske 747,9 681,7 12,7 Tabell 5.3: Funksjon og miljøegenskaper til borekjemikalier med komponenter i gul kategori i vannbasert borevæske Produktnavn Hovedkomponent Funksjon Miljøvurdering GLYDRIL MC Polyalkylenglykol Leirsvellingsinhibitor Produktet består av en kjemisk substans som brytes lett ned i marint miljø, har lavt potensiale for bioakkumulering og lav giftighet for marine organismer. Kjemikaliet er vanlig brukt i vannbaserte boreoperasjoner og ikke planlagt skiftet ut. 5.2.2 Sementeringskjemikalier Halliburton er leverandør av sementeringskjemikalier. Det norske har valgt sementkjemikaliene ut fra en vurdering av miljøegenskaper og sikkerhetsforhold. Sement blir benyttet for å installere og isolere foringsrørene i brønnen. Lederør (30"x36") og det etterfølgende topphullsrøret (20") sementeres med retur til havbunnen. Sementen skal gi robust mekanisk støtte for brønnhodet/bop og tilstrekkelig trykkintegritet for boring av de dypereliggende seksjoner, hvor det kan påtreffes formasjoner med trykk som overstiger vanngradienten. Etter at brønnkontrollventilen (BOP) er installert på havbunnen, blir det gjennomført en formasjonsintegritetstest ved utboring av hver ny seksjon for å bekrefte integriteten til den installerte sementen og den omkringliggende formasjonen. Sement er et viktig element i brønnens barrierer under boreoperasjonen, og også senere, når brønnen skal plugges permanent tilbake. Sementkjemikaliene blandes spesifikt for hver sementoperasjon, og etter utført arbeid må blande- og pumpeenheten vaskes. Utslipp av sementkjemikalier finner sted i forbindelse med sementering av topphullsrør og fra riggen når overflatesystemene rengjøres for sementrester. Forbruk og utslipp av kjemikalier til sjø 17

Topphullsrørene sementeres med overskudd av sement i forhold til teoretisk utboret hullvolum. Dette gjøres fordi borehullet i de øverste seksjonene er utvasket og fordi det er viktig å sikre at sement når til overflaten og gir nødvendig støtte for brønnhodet og brønnkontrollventilen som senere skal installeres. Av den grunn vurderes det slik at hhv 50% og 25% av ledesementen som benyttes ved boring av lederøret og forlengelsesrøret slipper ut til sjø. Sementmiksevann vil bli minimalisert ved hjelp av doseringsutstyr som gir god nøyaktighet. Dette gir minimalt med overskudd av miksevann. Alt miksevann i sementeringsenheten vil normalt bli pumpet inn i brønnen. Resterende mengder miksevann vil kunne gå til sjø. For å unngå at sementrester størkner og plugger sementlinjer, må sementlinjene vaskes og spylevann med sementrester vil gå til sjø. Beregnet utslipp per vaskejobb er ca 300 liter. På grunn av usikkerhet i hullvolum er det beregnet en sikkerhetsmargin på sementmengden. En del av denne sikkerhetsmarginen vil gå med til å fylle opp hulrom i formasjonen. For topphullsseksjonen vil den resterende mengden sement bli pumpet ut på sjøbunnen. Tabell 15.3 gir en detaljert oversikt over bruk og utslipp av sementeringskjemikalier fra brønnen. Tabellene nedenfor gir en oppsummering. Tabell 5.4 Beregnet utslipp av grønne og gule stoffer fra sementering. Forbruk av sementkjemikalier (tonn) Utslipp av grønne stoffer (tonn) Aktivitet Utslipp av gule stoffer (tonn) Samlet forbruk og utslipp av sementkjemikalier 994,0 169,2 0,7 Tabellen nedenfor viser funksjon og miljøegenskaper til de sementeringskjemikaliene som er kategorisert gule. Tabell 5.5: Funksjon og miljøegenskaper til de sementeringskjemikaliene som har en eller flere gule komponenter. Handelsnavn Hovedkomponent Funksjon Miljøvurdering CFR-8L Polymer Dispergeringsmiddel 36,0% gult, SKIM Y1, lite bioakkumulerende, lite giftig HALAD-400L Glycol Kjemikalie for å unngå tap til formasjon 21,1% gult, SKIM Y1, lite bioakkumulerende, lite giftig HALAD-300L NS Polymer Kjemikalie for å unngå tap til formasjon 8,6% gult, SKIM Y1, lite bioakkumulerende, lite giftig NF-6 Planteolje Skumdemper 92,6% gult, derav 3,0% SKIM Y1, lite bioakkumulerende, lite giftig 5.2.3 Riggkjemikalier Riggkjemikalier omfatter gjengefett, vaskemidler og BOP-væske. Tabell 15.4 gir oversikt over beregnet forbruk og utslipp av riggkjemikalier, samt oversikt over andelen av grønne og gule stoffer. Tabellen nedenfor gir en oppsummering. Beregningen av mengde kjemikalier som planlegges forbrukt og sluppet ut er basert på en estimering ut i fra faktiske operasjoner og riggens tekniske utstyr. Gjengefett skal brukes ved sammenkobling av borerør og foringsrør. Overskytende gjengefett vil bli sluppet ut til sjø sammen med borevæsken som vedheng til kaks. Utslippet er ut fra bransjestandard beregnet til 10% av forbruket. Forbruk og utslipp av kjemikalier til sjø 18

Tabell 5.6 Beregnet utslipp av grønne og gule stoffer av riggkjemikalier. Aktivitet Forbruk av riggkjemikalier (tonn) Utslipp av grønne stoffer (tonn) Utslipp av gule stoffer (tonn) Riggkjemikalier 18,4 5,7 0,7 BOP-væske benyttes ved trykksetting og aktivering av ventiler og systemer på BOP. Riggen har et system for retur og gjenbruk av BOP-væske for å redusere utslipp til sjø. I forbindelse med BOP-testing vil imidlertid et begrenset volum BOP-væske bli sluppet ut til sjø i forbindelse med testing av sikkerhetsventilen. Søknaden omfatter derfor bruk og utslipp av BOP-væske. Riggvask benyttes for rengjøring av dekk og utstyr. Vaskevann samles opp i drenasjesystem og overføres til samletank. Riggvask blir derfor ikke sluppet ut direkte fra riggen, men sendt til land for behandling i godkjent avfallsmottak. Noe riggvask vil følge drenasjevann til renseanlegg for olje/vann-separering og kontroll (måling) før utslipp til sjø. Tabellen nedenfor viser funksjon og miljøegenskaper til de riggkjemikalier som har én eller flere gule komponenter. Tabell 5.7: Funksjon og miljøegenskaper til riggkjemikalier med komponenter i gul kategori. Handelsnavn Hovedkomponent Funksjon Miljøvurdering Cleanrig HP Overflateaktive stoffer Riggvask Produktet er vannbasert og består av en blanding overflateaktive stoffer, inneholder 88% grønne og 12% gule stoffer. Disse brytes lett ned og det er ikke knyttet spesiell miljørisiko til utslipp av disse stoffene. Produktet er 2. generasjons riggvaskemiddel, med forbedret effektivitet og miljøegenskaper. Produktet inneholder ingen stoffer som er prioritert for utfasing. Jet Lube Seal Guard ECF Gjengefett Gjengefett for fôringsrør Valg av gjengefett er basert på tekniske egenskaper og at de er klassifisert gul ihht dokumentasjon. Gjengefett er basert på komplekse kjemiske sammensetninger. Innholdet av gule og grønne stoffer er henholdsvis 98% og 2%. Y1 er foreslått av leverandøren med den begrunnelse at kjemikaliet er forventet å bli brutt fullstendig ned, uten at det er vist til rapport med testresultater eller annen vurdering som underbygger dette. Smørefettet er foreløpig ikke prioritert for utfasning, men dokumentasjonen er for svak, og med mindre det videre samarbeidet med leverandøren gir operatøren ytterligere dokumentasjon, vil det være rimelig å klassifisere kjemikaliet som Y2. Jet Lube NCS 30 ECF Gjengefett Gjengefett for borestreng Valg av gjengefett er basert på tekniske egenskaper og at de er klassifisert gul ihht dokumentasjon. Gjengefett er basert på komplekse kjemiske sammensetninger. Disse brytes ned over tid og er miljømessig akseptable ihht kriterier i Aktivitetsforskriften. Kjemikaliet inneholder 1% grønne og 99% gule stoffer og er ikke prioritert for utfasing. Pelagic 50 BOP Fluid Concentrate Glykolbasert hydraulikkvæske BOP-væske Produktet består av 67% gule stoffer, derav 21% Y1. Øvrige komponenter er i grønn kategori. Vil bli benyttet som en hydraulikkvæske for operasjon av ventiler i BOP. Dette produktet er valgt for å sikre operasjonell regularitet. Grønn BOP-væske er tidligere testet ut på denne riggen, men har vist seg mindre egnet. Forbruk og utslipp av kjemikalier til sjø 19

5.2.4 Kjemikalier for behandling av drenasjevann Vann som er forurenset med olje og andre kjemikalier (slop) skal behandles på riggen i størst mulig grad. Behandlingsenheten (Enviro Unit) er basert på tredelt separering; grov utskilling, flokkulering og filtrering. Det er konservativt anslått at alle kjemikaliene som brukes går til utslipp. Kjemikaliene er vurdert ut i fra standardkriteriene i aktivitetsforskriften og interne HMS-krav, og anses å representere liten miljørisiko. Flokkulert materiale vil bli fraktet til land for destruksjon. Det er beregnet et utslipp på totalt 0,3 tonn slopbehandlingskjemikalier. Tabell 15.5 gir en oversikt over beregnet forbruk og utslipp av kjemikalier som planlegges benyttet til behandling av slop. Tabellen nedenfor gir en oppsummering. Tabellen inkluderer også kjemikalier som tilsettes slop som skal sendes til land, for å hindre dannelse av H 2 S. Tabell 5.8 Beregnet utslipp av grønne og gule stoffer fra slopbehandling. Aktivitet Forbruk av slopkjemikalier (tonn) Utslipp av grønne stoffer (tonn) Utslipp av gule stoffer (tonn) Slopkjemikalier 2,6 0,3 0,0 Tabell 5.9: Miljøegenskaper til slopbehandlingskjemikalier. Handelsnavn Hovedkomponent Funksjon Miljøvurdering Safe Scav HSN H 2 S-scavenger Fjerner H 2 S Består av en komponent som brytes raskt ned i marint miljø, har lavt potensiale for bioakkumulering og har liten akutt giftighet for marine organismer. Er vurdert på være miljømessig akseptabel. NoBug Biocid Bakteriehemmende Består av en komponent som brytes raskt ned i marint miljø, har lavt potensiale for bioakkumulering og høy akutt giftighet for marine organismer. Lavt potensiale for bioakkumulering for en av komponentene. Er vurdert å være miljømessig akseptabel. 5.2.5 Hydraulikkvæsker i lukkede systemer Det er gjort en vurdering av hvilke hydraulikkvæsker/oljer i lukkede systemer som omfattes av Aktivitetsforskriften 62 om krav om HOCNF. Det er identifisert 3 ulike systemer med 2 hydraulikkvæsker som omfattes av kravet, ut i fra et forventet årlig forbruk høyere enn 3000 kg/år, inkludert første påfylling. Tabellen nedenfor oppsummerer identifiserte systemer, kjemikalier, bruk og systemvolum. Tabell 5.10 Hydraulikkvæsker i lukkede systemer. Produktnavn Bruksområde Systemvolum (liter) Shell Tellus S2 32 Hydraulikkolje i hovedhydraulikksystem 60 000 Shell Tellus S2 32 Hydraulikkolje i dekkskraner 5 600 Houghto-Safe 273 CTF Hydraulikkvæske i DAT-sylindre 12 000 Hydraulikkvæskene Shell Tellus S2 V 32 og Houghto-Safe 273 CTF er testet iht krav og godkjente HOCNF ligger inne i NEMS Chemicals. Miljøegenskapene er oppsummert i tabellen under. Forbruk og utslipp av kjemikalier til sjø 20

Tabell 5.11: Miljøegenskaper til hydraulikkvæsker. Handelsnavn Hovedkomponent Funksjon Miljøvurdering Shell Tellus S2 V 32 Høyraffinerte mineraloljer og additiver Hydraulikkolje i hovedhydraulikksystem Hydraulikkvæske i riggen sitt hovedsystem, samt dekkskraner. Lukkede systemer, uten utslipp til ytre miljø. Inneholder komponenter som er klassifisert i svart (6,8%) og rød kategori (93,2%). Houghto-Safe 273 CTF Glykol Hydraulikkvæske i DAT-sylindre Hydraulikkvæske i DAT sylindre. Dette er et lukket system uten utslipp til ytre miljø. Inneholder én komponent i rød kategori (17,2%). Produktet inneholder i tillegg 8,9% komponenter i gul kategori, derav 3% med Y2-klassifisering. Dette tilsier at nedbrytningsproduktene ikke er miljøskadelige. Riggen har gjennomført et forbedringstiltak ved at det tidligere ble benyttet en hydraulikkolje i dekkskraner uten gyldig HOCNF (Hydraway HVXA 46 HP). Denne hydraulikkoljen er blitt skiftet ut med Shell Tellus S2 V 32. Estimert mengde forbruk av hydraulikkvæsker er gitt i Vedlegg Tabell 15.4. 5.2.6 Kjemikalier for produksjonstesting Eventuell testing av brønnen vil avhenge av reservoarkvaliteten. Brønnen vil bli perforert i olje-/gass-sone og det forventes lavt vanninnhold i brønnstrømmen. Det planlegges å benytte brennerhode med høy effektivitet og god forbrenning. Brennerhodene skal ha kapasitet til å håndtere brønnstrømmer med opptil 25% vannkutt. Under brønntesten kan det bli injisert monoetylenglykol (MEG) fortynnet i vann i konsentrasjon 50/50 for å forhindre hydratdannelse. MEG er PLONOR listet (grønt). Blandingen vil bli injisert direkte i brønnstrømmen, og vil bli samlet opp i en tank på riggen for ilandføring, eller gå sammen med brønnstrømmen til forbrenning. Estimert mengde til forbrenning er ca 10% av forbruket. Totalt forbruk av MEG er maksimalt 10 tonn. Som beredskap i tilfelle hydratdannelse kan det også bli aktuelt å tilsette metanol i brønnstrømmen. Dette vil gå sammen med brønnstrømmen til forbrenning. Metanol er også PLONOR listet. En oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier i forbindelse med mulig brønntesting, samt andel stoff i grønn og gul kategori, er vist i Vedlegg I Omsøkte kjemikalier. En oppsummering er gitt i Tabell 5.12 under, og miljøegenskapene er omtalt i Tabell 5.13. Tabell 5.12 Beregnet utslipp av grønne og gule stoffer fra brønntesting. Aktivitet Forbruk av brønntestkjemikalier (tonn) Utslipp av grønne stoffer (tonn) Utslipp av gule stoffer (tonn) Kjemikalier for brønntest 346,6 300,3 14,3 Tabell 5.13: Miljøegenskaper til brønntest kjemikalier. Handelsnavn Hovedkomponent Funksjon Miljøvurdering DF519 Alkylkarboksylat Skumdemper Produktet består av kjemiske substanser som brytes lett ned i marint miljø, har lavt potensial for bioakkumulering og lav til moderat giftighet på marine organismer. 42,3% gult, SKIM Y1, forventes å nedbrytes totalt, moderat giftig. Forbruk og utslipp av kjemikalier til sjø 21

EB-8785 Polymere surfaktanter Emulsjonsbryter Produktet består av kjemiske substanser som brytes lett ned i marint miljø, har lavt potensial for bioakkumulering og lav giftighet på marine organismer. Produktet består 100% av komponenter i gul kategori. Derav 14,8% gult, SKIM Y1, ikke bioakkumulerende, lav giftighet, samt 20,4 % gult, SKIM Y2, ikke bioakkumulerende, moderat giftighet. PI-7188 Lavaromatisk løsningsmiddel Vokshemmer Produktet består av kjemiske substanser som brytes lett ned i marint miljø, har lavt potensial for bioakkumulering og lav giftighet på marine organismer. Godkjent HOCNF i NEMS Chemicals. Vurdert å være miljømessig akseptabel. EDC 95/11 Væske i testestreng Petroleumsdestillater Sannsynlighet for bioakkumulering. Høy bionedbrytbarhet. Lav toksisitet. Godkjent HOCNF i NEMS Chemicals. Vurdert å være miljømessig akseptabel. NoBug Biocid Alkanoleter En av komponentene kan ha potensial for bioakkumulering. Moderat bionedbrytbarhet og giftighet. Godkjent HOCNF i NEMS Chemicals. Vurdert å være miljømessig akseptabel. SafeCore EN Korrosjonshemmer Derivat av aminer Lavt potensial for bioakkumulering. Moderat til høy giftighet. Moderat bionedbrytbarhet. Lavt innhold av tungmetaller. Godkjent HOCNF i NEMS Chemicals. Vurdert å være miljømessig akseptabel. Safe-Solv 148 Løsningsmiddel Petroleumsdestillater En av komponentene har moderat til høy potensial for bioakkumulering. Moderat til høy giftighet. Lavt innhold av tungmetaller. Godkjent HOCNF i NEMS Chemicals. Vurdert å være miljømessig akseptabel. SafeSurf Y Surfaktant Fettsyre alkohol derivat Lavt potensial for bioakkumulering. Moderat til høy giftighet. Moderat bionedbrytbarhet. Godkjent HOCNF i NEMS Chemicals. Vurdert å være miljømessig akseptabel. Forbruk og utslipp av kjemikalier til sjø 22

6 Andre planlagte utslipp til sjø 6.1 Utslipp av drenasjevann Drenasjevann (slop) fra hele riggen vil bli samlet opp og renset og sluppet ut til sjø, eller pumpet rett til tanker og transportert til land for behandling. Drenasjevann fra boreområdet og tilstøtende områder som kan inneholde olje og kjemikalier vil likeledes bli renset og sluppet ut til sjø, eller samlet opp og sendt til land. Vann som slippes ut vil i alle tilfelle inneholde under 30 mg olje per liter. Vannet vil bli målt og overvåket iht godkjent måleprogram og fastsatt prosedyre. Renseenheten for olje-vannseparasjon (Enviro Unit) består av ulike moduler for rensing av vann. Avhengig av type slop som genereres, tilpasses behandlingen med kjemisk emulsjonsbryting og flokkulering, sedimentering og eventuelt filtrering. Oljeinnhold måles for hver batch før utslipp. Målemetode som benyttes er en kalibrert Infracal, og prøver analyseres fortløpende på riggen. Representative prøver blir sendt til godkjente (akkrediterte) analyselaboratorier på land for uavhengig verifisering av resultater. Det utarbeides daglige rapporter som oppsummerer mengde vann behandlet, resultater fra analyser og forbruk av kjemikalier og filtermateriale. 6.2 Utboret masse Ved boring av hullseksjonene 42"x36", 9 7/8" (pilothull), og 26" vil sjøvann/bentonitt/baritt og borekaks slippes direkte ut på havbunnen. Fra og med 17 1/2" hullseksjon vil boringen gjennomføres med vannbasert borevæske. Borekaks og -slam vil bli pumpet opp til riggen, og separert over ristebord (shakere). Boreslam som returneres til riggen vil bli renset for borekaks og brukt igjen dersom egnet, enten i andre seksjoner, eller ved boring av en senere brønn. Borekaks med vedheng av boreslam vil deretter bli sluppet til sjø. Noe boreslam med sementrester, som ikke er egnet for gjenbruk, vil bli sluppet ut samme vei. For boring av letebrønn 7222/11-2 Langlitinden er det beregnet at det totalt kan bli boret ut ca 367 m 3 kaks sluppet ut på havbunnen. Tabell 6.1 viser beregnet mengde kaks generert fra de ulike hullseksjonene. Estimatene er basert på en utvaskingsfaktor på 1,2 for de øvre hullseksjonene og 1,1 for de to dypeste seksjonene. Tabell 6.1 Oversikt over estimert mengde borekaks for de ulike seksjonene i brønnen. Hullseksjon Volum borekaks (m3) Masse borekaks (tonn) 42" x 36" 66,5 172,9 26'' (inkl. 9 7/8" pilot hull) 82,1 213,4 17 1/2" 109,7 285,3 12 1/4'' 67,5 175,4 8 1/2'' 41,4 107,7 Totalt for brønnen 367,2 954,8 Andre planlagte utslipp til sjø 23