Lundin Norway AS Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for boring av brønn 7220/11-1 i lisens 609 Boreriggen Island Innovator Doc. No: P609-LUN-S-RA-3001 Side 1 av 46
Innholdsfortegnelse Innholdsfortegnelse... 2 1 Sammendrag... 4 2 Innledning... 6 2.1 Rammer for aktiviteten... 6 3 Aktivitetsbeskrivelse... 8 3.1 Generelt om aktiviteten... 8 3.2 Boreplan... 9 3.3 Boreprogram... 12 4 Utslipp til sjø... 13 4.1 Vurdering av kjemikalier... 13 4.2 Borekjemikalier... 13 4.3 Sementeringskjemikalier... 14 4.4 Brønntestkjemikalier... 14 4.5 Riggkjemikalier... 14 4.5.1 BOP-væske... 14 4.5.2 Gjengefett... 14 4.5.3 Vaske- og rensemidler... 15 4.6 Kjemikalier i lukket system... 15 4.7 Borekaks... 15 4.8 Oljeholdig vann og sanitærvann... 16 5 Utslipp til luft... 17 5.1 Utslipp fra kraftgenerering... 17 5.2 Utslipp fra brønntesting... 17 6 Avfall... 19 7 Operasjonelle miljøvurderinger... 20 7.1 Naturressurser i influensområdet... 20 7.2 Kartlegging av svamp i nærområdet... 21 7.3 Miljøvurdering av utslippene... 24 8 Miljørisiko... 25 8.1 Etablering og bruk av akseptkriterier... 25 8.2 Inngangsdata for analysene... 25 8.2.1 Lokasjon og tidsperiode... 25 8.2.2 Utslippsegenskaper... 27 8.2.3 Definerte fare og ulykkessituasjoner... 27 8.3 Drift og spredning av olje... 28 8.4 Naturressurser som er inkludert i miljørisikoanalysen... 31 8.5 Miljørisiko knyttet til aktiviteten... 32 9 Beredskap mot akutt forurensning... 34 9.1 Krav til oljevernberedskap... 34 9.2 Analyse av beredskapsbehov... 34 9.3 Oppbygning av beredskapen i Barentshavet... 35 Side 2 av 46
9.4 Dispergering... 36 9.5 Foreslått beredskap for deteksjon og overvåkning av utslipp... 37 9.6 Forslag til beredskap mot akutt forurensning... 37 10 Referanseliste... 38 11 Vedlegg 1... 39 11.1 Oppsummering av kjemikalieforbruk og utslipp... 39 11.2 Planlagt forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier... 40 11.3 Planlagt forbruk og utslipp av sementeringskjemikalier... 42 11.4 Planlagt forbruk og utslipp av riggkjemikalier... 44 11.5 Beredskapskjemikalier... 45 Side 3 av 46
1 Sammendrag I henhold til aktivitetsforskriften 66 og forurensningsforskriften kapittel 36, søker Lundin Norway AS (Lundin) om tillatelse etter forurensningsloven vedrørende boring, brønntesting og tilbakeplugging av letebrønn 7220/11-1, samt opsjon for boring av et sidesteg. Brønnen ligger i utvinningstillatelse PL 609, i den vestlige delen av Barentshavet, omlag 163 km fra nærmeste land. Brønnen skal bores med boreriggen Island Innovator. Forventet oppstart er juli 2014. Søknaden gir en oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier, utslipp til luft, utslipp av borekaks og borevæske, mulig boring av sidesteg, brønntesting og tilbakeplugging av brønn 7220/11-1. Det søkes om utslipp av borevæske og kaks fra samtlige seksjoner for denne brønnen. Omsøkt forbruk og utslipp av kjemikalier er vist i Tabell 1-1. Det er ikke planlagt å bruke kjemikalier i rød eller svart kategori. Tabell 1-1. Forbruk og utslipp av samtlige kjemikalier for borekampanjen for brønn 7220/11-1, for samtlige opsjoner. Aktivitet Forbruk Utslipp Grønne Gule kjemikalier Grønne kjemikalier Gule kjemikalier kjemikalier Hovedbrønnen 1535,9 109,5 584,7 49,1 Sidesteg 1 086,5 106,2 330,0 41,1 Brønntest 791,3 95,5 790,8 5,3 Totalt 3413,8 311,1 1705,5 95,5 Utslipp til luft kommer fra kraftgenerering og i forbindelse med mulige brønntester. En oversikt over estimerte utslipp til luft er vist i Tabell 1-2. Tabell 1-2. Estimerte utslipp til luft (kraftgenerering og brønntesting) for brønn 7220/11-1. Aktivitet Forbruk av diesel Utslipp i tonn CO 2 NO X nmvoc SO X CH 4 Kraftgenerering for hovedbrønn 2052 6505 144 10,3 5,7 - Kraftgenerering for sidesteg 992 3144 69 5,0 2,8 - Kraftgenerering for brønntest 718 2277 50 3,6 2,0 - Utslipp fra brønntester - 5061 8 4,7 1,4 0,05 Totale utslipp 3762 16986 271 23,6 12,0 0,05 Det er gjennomført flere undersøkelser av bunnfauna og svamper innenfor lisensen. Svamper er kartlagt innenfor influensområdet til utslippene. Det er kun identifisert sporadiske forekomster av svampindivider i nærområdet rundt brønnen. Det er gjennomført en referansebasert miljørisikoanalyse og forenklet beredskapsanalyse for brønn 7220/11-1 med tidligere boret brønn 7120/6-3 S som referansebrønn. Brønndesignet for 7220/11-1 gir betydelig lavere utblåsningsrater enn referansebrønnen, og aktiviteten vil således medføre lavere miljørisiko. Mest utsatt miljøressurs beregnet i referanseanalysen er alke i åpent hav i vårsesongen, Side 4 av 46
med maksimalt 14,1 % av akseptkriteriet for moderat miljøskade. Risikonivået forbundet med boreoperasjonen vil ligge betydelig lavere og er således godt innenfor Lundins akseptkriterier. Side 5 av 46
2 Innledning I henhold til aktivitetsforskriften 66 og forurensningsforskriften kapittel 36, søker Lundin Norway AS (Lundin) om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven vedrørende boring, brønntesting og tilbakeplugging av letebrønn 7220/11-1 i utvinningstillatelse PL 609, samt opsjon for boring av et sidesteg. Søknaden følger Miljødirektoratets retningslinjer for søknader om petroleumsvirksomhet til havs (Miljødirektoratet, 2011). Formålet med boreoperasjonen er å undersøke reservoaregenskapene og hydrokarbonpotensialet i primærmålene Kobbe- og Ørn-formasjonene, samt hydrokarbonpotensialet i sekundærmålet Falk Fm. Boringen planlegges gjennomført med den halvt nedsenkbare boreriggen Island Innovator. Forventet borestart er juli 2014. Brønndesign for boringen er risikovurdert og optimalisert basert på de geologiske forholdene og prospektene som skal undersøkes. Miljørisikoen knyttet til aktiviteten er vurdert. Selv med konservative inngangsdata er den beregnede miljørisikoen knyttet til boringen lav. Det nåværende boreprogrammet er oppsummert som følger: - Boring av hovedbrønn med bruk av vannbasert borevæske - Opsjon for inntil to brønntester - Opsjon for boring av sidesteg med bruk av vannbasert borevæske. Lisenshaverne er Lundin Norway AS (40 %), RWE Dea Norge (30 %) og Idemitsu Petroleum Norge AS (30 %). Lundin Norway AS er operatør for lisensen. 2.1 Rammer for aktiviteten Lisens PL 609 ligger i region Bjørnøya Sør i Barentshavet. Lisensen er underlagt betingelsene for aktivitet som nedfelt i Stortingsmelding 10 (2010-11) "Oppdatering av forvaltningsplanen for det marine miljø i Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten" (Miljøverndepartementet, 2011). Lisensen ligger nord for SVO 1 Tromsøflaket og øst for SVO Eggakanten som er underlagt særskilte betingelser med hensyn til miljøovervåkning og særskilte krav om å unngå skade på sårbare områder. I henhold til forvaltningsplanen skal utslipp til sjø fra aktiviteter i lisensområdet reguleres på samme måte som petroleumsvirksomhet på øvrige deler av norsk kontinentalsokkel (Kap. 7.3. punkt 3). Det skal ikke stilles ytterligere miljø- og fiskerikrav for petroleumsvirksomheten i dette havområdet (Kap. 7.3. punkt 4). Regionen inneholder kjente forekomster av svamp fra tidligere kartlegginger, og det er gjennomført flere visuelle undersøkelser i lisensen. DNV gjennomførte en visuell undersøkelse av prospektet i 2014 (DNV, 2014a). Fugro (2014) gjennomførte en nærsoneundersøkelse av området rundt den aktuelle brønnen vinteren 2014. Resultatene av de visuelle undersøkelsene i influensområdet til 1 SVO: Særlig Verdifullt Område. Side 6 av 46
brønn 7220/11-1 viser svampforekomster som lav til ingen, med spredte svampindivider innenfor hele utredningsområdet. Området defineres ikke som sårbart i noen av studiene. Det er ikke påvist tilstedeværelse av rødlistet svamp eller annen rødlistet bunnfauna (DNV, 2014a; Fugro, 2014). Side 7 av 46
Lundin Norway AS 3 Aktivitetsbeskrivelse 3.1 Generelt om aktiviteten Brønn 7220/11-1 ligger i Barentshavetnord for Snøhvitfeltet i utvinningstillatelsepl 609 (Figur 3-1). Avstandtil kystener ca. 163 km. Havdypeter ca.388 meterog sjøbunnenbestårhovedsakelig av leire. Figur 3-1. Oversiktskart brønn 7220/11-1 i PL 609. Basisinformasjonfor brønnener vist i Tabell 3-1. Brønnenhar formasjonenekobbeog Ørn som primærmålog Falk Fm. somsekundærmål. Formåletmedboreoperasjonener å: Testehydrokarbonpotensialet i primærmålenekobbefm.og Ørn Fm. Testereservoaregenskapene og hydrokarbonpotensialet i sekundærmålet (Falk Fm.). Side 8 av 46
Tabell 3-1. Generell informasjon om brønn 7220/11-1. Parameter Verdi Brønnidentitet 7220/11-1 Utvinningstillatelse PL 609 Lengde/breddegrad 72 03' 26,84" N 20 32' 45,71" E UTM koordinater (UTM sone 34. Central Meridian 21 o E) 7 995 618 m North 484 390 m East Vanndyp 388 m ± 1m Avstand til land ca. 163 km Planlagt boredyp 2423 m RKB vertikal dybde gitt funn Varighet på boreoperasjonen 60 dager uten sidesteg og brønntesting, forventet varighet for samtlige opsjoner er 110 dager 3.2 Boreplan Boreoperasjonen er planlagt gjennomført med den halvt nedsenkbare riggen Island Innovator. Hovedbrønnen skal bores vertikalt med mulighet for et sidesteg avhengig av brønnresultatet. Brønnen skal plugges permanent. Boreaktiviteten planlegges startet juli 2014. Primærmålene er Kobbe og Ørn formasjonene, mens sekundærmålet er Falk Fm. Totalt dyp er satt til 2423 m TVD RKB gitt funn. Dersom brønnen er tørr vil planlagt dyp på brønnen kortes ned. Boreprogrammet er optimalisert i forhold til foreliggende boreerfaringer fra andre brønner i området. Sidesteg vil bli planlagt basert på grunnlag av geologisk informasjon fra den vertikale brønnen. En skisse av den planlagte hovedbrønnen er vist i Figur 3-2 og sidesteget er vist i Figur 3-3. Estimert varighet for boreoperasjonen er ca. 60 dager (gitt funn), men det er lagt inn opsjon på et sidesteg med varighet på inntil 29 dager. I tillegg er det lagt inn en opsjon for inntil to brønntester, med anslått varighet på 21 dager gitt begge testene. Den totale varigheten for operasjonen gitt samtlige opsjoner er estimert til 110 dager. Side 9 av 46
Figur 3-2. Brønnskisse for brønn 7220/11-1. Side 10 av 46
Figur 3-3. Brønnskisse for opsjonen for sidesteg 7220/11-1A. Side 11 av 46
3.3 Boreprogram Program for boring, samt eventuelt sidesteg, testing og permanent tilbakeplugging av brønn 7220/11-1 vil bli sendt Petroleumstilsynet som vedlegg til samtykkesøknaden. En kort beskrivelse av brønnseksjonene er gitt her. Pilothull Et 9 7 / 8 pilothull bores fra sjøbunn (418 m RKB) til 580 m RKB. Hullet bores med sjøvann og renses periodevis med høyviskøse piller. Etter boring fortrenges hullet med 1.25 s.g. fortrengningsvæske. 36 hullseksjon / 30 lederør Et 36 hull bores fra sjøbunn (418 m RKB) til 477 m RKB. Hullet bores med sjøvann og renses periodevis med høyviskøse piller. Etter boring til planlagt dybde fortrenges hullet med 1,4 s.g. fortrengningsvæske. Lederøret (30 ) installeres og støpes med sement. 26 seksjon / 20 overflaterør Et 26 hull bores fra 477 m til 580 m RKB. Hullet bores med sjøvann og renses periodevis med høyviskøse piller. Etter boring til planlagt dybde fortrenges hullet med 1,4 s.g. fortrengningsvæske. Overflaterør (20 ) installeres og støpes med sement. Etter installering av overflaterøret installeres BOP på brønnhodet over sjøbunn og stigerør monteres fra BOP opp til riggen. 17 ½ seksjon / 13 3 / 8 foringsrør 17 ½ seksjonen bores fra 580 m til 1005 m RKB med Aquadril vannbasert borevæske. Borevæsken sirkuleres i retur til riggen, hvor borekaks med vedheng av borevæske separeres og slippes til sjø over ristebordene. Etter fullføring av seksjonen installeres og støpes 13 3 / 8 foringsrør ved 1000 m RKB. 12 ¼ seksjon / 9 5 / 8 foringsrør 12 ¼ seksjonen bores fra 1005 m til 1780 m RKB med Aquadril vannbasert borevæske. Borevæsken sirkuleres i retur til riggen, hvor borekaks med vedheng av borevæske separeres og slippes til sjø over ristebordene. Etter fullføring av seksjonen installeres og støpes 9 5 / 8 forlengelsesrør ved 1770 m RKB. 8 ½ seksjon / 7 forlengelsesrør (gitt brønntest) 8 ½ seksjonen bores fra 1780 m til totalt dyp på 2423 m RKB med Aquadril vannbasert borevæske. Borevæsken sirkuleres i retur til riggen, hvor borekaks med vedheng av borevæske separeres og slippes til sjø over ristebordene. Dersom det besluttes å gjennomføre brønntester vil det installeres og støpes 7 forlengelsesrør. Etter endt logging og eventuell brønntest vil seksjonen støpes igjen med sement. Opsjon: Sidesteg Dersom det besluttes å bore et sidesteg vil hovedhullet plugges tilbake og sidesteget bores ut ved ca. 575 m MD rett under 20 overflaterør. Hele sidesteget bores med Aquadril vannbasert borevæske. Sidesteget bores først med 17 ½ borekrone og fra ca. 575 m til 1100 m MD. Et 13 3 / 8 foringsrør installeres og støpes med sement. Deretter bores et 12 ¼ hull fra ca. 1110 til 2000 m MD. Et 9 5 / 8 foringsrør installeres og støpes med sement. Så bores et 8 ½ hull fra 2000 til 2770 m MD. Etter endt boring, logging og eventuell brønntesting vil brønnen plugges og forlates. Side 12 av 46
4 Utslipp til sjø 4.1 Vurdering av kjemikalier 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 ut er i kategori Grønn eller Gul, ihht Aktivitetsforskriftens 63. Brønnplanene og valg av kjemikalier er lagt opp til å følge kravene spesifisert bl.a. i: - Aktivitetsforskriftens Kap XI, - De generelle nullutslippsmålene for petroleumsvirksomhetens utslipp til sjø, som spesifisert i Stortingsmelding nr. 26 (2006 2007) (Miljøverndepartementet, 2007) - Stortingsmelding 10 (2010-11) (Miljøverndepartementet, 2011). Denne søknaden omfatter: - Bruk og utslipp av bore- og brønnkjemikalier (borevæske, sementkjemikalier, brønntestkjemikalier) - Bruk og utslipp av riggkjemikalier (BOP-væske, gjengefett, vaskemidler) - Utslipp av dreneringsvann, sanitærvann og organisk kjøkkenavfall. - Utslipp og håndtering av borekaks - Utslipp av oljeholdig vann og sanitærvann - Bruk av kjemikalier i lukket system - Tilstedeværelse og mulig bruk av beredskapskjemikalier Det er ikke planlagt å bruke kjemikalier i rød eller svart kategori, foruten kjemikalier i lukkede systemer. HOCNF 2 for de omsøkte kjemikaliene er tilgjengelig i CHEMS databasen. 4.2 Borekjemikalier Baker Hughes er leverandør av borevæskekjemikalier. Det planlegges bruk av vannbasert borevæske for alle seksjoner. Samtlige kjemikalier er klassifiserte som gule eller grønne ihht Aktivitetsforskriften 63. I topphullet vil det benyttes sjøvann som borevæske, men hullet vil periodevis vaskes med høyviskøse piller, bestående av bentonitt (leire) og hjelpekjemikalier. Før installering av lede- eller overflaterør vil hullet fortrenges med fortrengningsvæske (vektet slam) for å stabilisere hullet. For seksjonene etter topphullet vil det benyttes vannbasert borevæske (Aqua-drill WBM), som har svært gode tekniske og miljømessige egenskaper. En samlet oversikt over forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier er vist i kapittel 11.2. 2 HOCNF: Harmonised Offshore Chemical Notification Format, ref. Aktivitetsforskriften 62. Side 13 av 46
4.3 Sementeringskjemikalier Baker Hughes er leverandør av sementkjemikalier. Samtlige kjemikalier i sementblandingene er klassifisert som grønne eller gule. For topphullsseksjonene vil overskytende sement stige opp til overflaten og slippes ut på sjøbunnen. Øvrig sement vil etterlates i brønnen. Siden rester av sement kan herdne i tanker og rør er det ikke ønskelig å samle opp dette i sloptanker om bord etter endt sementeringsjobb. Vaskevann fra sementenheten vil derfor slippes ut til sjø etter endt sementoperasjon. En oversikt over sementeringskjemikaliene planlagt benyttet under operasjonen er vist i kapittel 11.3. 4.4 Brønntestkjemikalier Gitt gjennomføring av en brønntest vil det forekomme forbruk og utslipp av kjemikalier knyttet til klargjøring av testen. En oversikt over kjemikaliene som planlegges benyttet er gitt i Tabell 11-7. Ved en brønntest fylles testestrengen med baseolje før perforering av forlengelsesrør mot reservoaret. Hydrokarboner, inkludert baseolje, vil strømme opp til riggens testanlegg og brennes over brennerbom. Oljeholdig vann fra brønntesten vil samles opp i testseparatoren og ilandføres som vandig avfall (slop). Brønntestkjemikalier som ikke har vært i kontakt med olje eller reservoaret, som vaskepiller og saltlake, vil slippes til sjø. Det er etablert klare kriterier og rutiner for hvilke væsketyper som kan slippes til sjø. 4.5 Riggkjemikalier En oversikt over samtlige rigg- og hjelpekjemikalier, inkludert gjengefett, er gitt i kapittel 11.4. 4.5.1 BOP-væske BOP-væsken benyttet på riggen har produktbetegnelsen Pelagic 50 og er kategorisert som gult. I tillegg benyttes det Pelagic Stack Glycol BOP-frostvæske, kategorisert som grønt. Forbruk og utslipp er estimert til 70 l/uke for Pelagic 50 og 325 l/uke for Pelagic Stack Glycol. 4.5.2 Gjengefett Valg og bruk av gjengefett er basert på vurderinger av teknisk ytelse, driftstekniske erfaringer, helsemessige aspekter og miljøvurderinger. Ved sammenkobling av borestrengen er det valgt å benytte gjengefett av typen Bestolife 3010 NM Special. Dette gjengefettet er klassifisert som gult med hensyn til miljøpåvirkning. Forbruket er estimert til 0,3 tonn gjengefett og det er antatt at 20 % av forbruket vil gå som utslipp til sjø ved boring med vannbasert borevæske. Ved sammenkobling av foringsrør (både for hovedbrønn og sidesteget) planlegges det for bruk av Jet Lube Seal Guard ECF. Dette gjengefettet er klassifisert som gult. Forbruket er estimert til 0,1 tonn per brønn og det er antatt at 10 % slipes til sjø ved boring med vannbasert borevæske. Side 14 av 46
4.5.3 Vaske- og rensemidler Vaske- og rensemidler brukes til rengjøring av gulvflater, dekk, olje- og fettholdig utstyr. Det vil bli brukt Microsit Polar på riggen. Det er lagt til grunn et forbruk på 200 l/uke vaskemiddel under boreoperasjonen, og det antas at ca. 50 % av vaskemiddelet slippes til sjø. 4.6 Kjemikalier i lukket system Det er identifisert enkelte kjemikalier i lukkede systemer som benyttes på riggen og som faller inn under kravene til HOCNF som spesifisert i Aktivitetsforskriften 62. En oversikt over identifiserte HOCNF-pliktige kjemikalier i lukkede systemer er vist i Tabell 4-1. Tabell 4-1. Oversikt over identifiserte HOCNF-pliktige kjemikalier i lukkede systemer på riggen. Produkt Bruksområde Miljøklassifisering HOCNF Houghto Safe 273 CTF Riser Tension væske/ Drill string compensator væske Rød Ja MOBIL DTE 10 EXCEL 46 Hydraulikkolje Sort Ja* *Testing pågår fremdeles, men HOCNF-skjema vil være klart i god tid før årsrapportering for denne brønnen. Produktet antas å være Sort også etter testing. Produktet Houghto-Safe 273 CTF benyttes i to ulike kompensatorsystemer for å stabilisere boreutstyret. Total mengde i de to systemene er ca. 8 000 liter. Forventet mengde årlig forbruk ved utskifting antas å være 4 000 kg. Forbruket for denne operasjonen antas å være 800 kg. Produktet MOBIL DTE 10 EXCEL 46 er hydraulikkvæske som bl.a. benyttes på riggens boremodul. Total mengde i det lukkede systemet er 45 m 3. Forventet årlig forbruk eller utskiftning er 20 000 kg. Forbruket for denne operasjonen antas da å være ca. 4 000 kg. HOCNF-testing av produktet ble påbegynt sommeren 2013, men er forsinket pga sesongmessige avhengigheter og tilgang på biologiske ressurser hos laboratoriene. Produktet forventes å være svart også etter testing Kjemikalier i lukket system vil bli rapportert i årsrapporteringen dersom årlig forbruk er større enn 3000 kg. 4.7 Borekaks En oversikt over mengden borekaks som genereres og planlegges å slippes til sjø under boreoperasjonen er vist i Tabell 4-2. For de seksjonene som bores med høyviskøse bentonittpiller (Spud-mud), slippes kaks og borevæske ut fra sjøbunn direkte ved brønnhodet. For de øvrige seksjonene vil borekaks med vedheng av borevæske slippes ut fra riggen. Side 15 av 46
Tabell 4-2. Samlet oversikt over planlagt mengde kaks og borevæske generert og sluppet ut fra boreoperasjonen på brønn 7220/11-1. Opsjon Diameter Lengde (m) Hullvolum (m 3 ) Utslipp av borekaks Utslipp av borevæske (m 3 ) Borevæske fra fra rigg sjøbunn Hovedbrønn 9 7/8 162 8 24 214 Hi-vis sweeps 36 59 36 107 182 Hi-vis sweeps 26 103 30 91 222 Hi-vis / KCl 17 1/2 425 66 198 106 AquaDrillWBM 12 ¼ 780 59 178 195 AquaDrillWBM 8 ½ 653 24 72 163 AquaDrillWBM Totalt for hovedbrønnen 2182 223 222 447 1082 Sidesteg 17 1/2 425 66 198 106 AquaDrillWBM 12 ¼ 900 68 205 225 AquaDrillWBM 8 ½ 770 28 85 193 AquaDrillWBM Totalt for sidesteg 2095 162 487 524 Totalt for brønnen 4277 386 222 935 1536 4.8 Oljeholdig vann og sanitærvann Det er installert et renseanlegg for oljeholdig vann på riggen under operasjonen. Denne vil samle opp alt potensielt forurenset drensvann, vaskevann og andre forurensede vannstrømmer og rense til akseptable nivåer før utslipp. Oljeholdig vann som ikke renses til et tilfredsstillende nivå vil bli sendt til land for videre behandling. Sanitærvann vil slippes ut ihht gjeldende regler. Side 16 av 46
5 Utslipp til luft Utslipp til luft omfatter avgasser fra forbrenning av diesel i forbindelse med kraftgenerering, samt utslipp fra forbrenning av olje og gass under testing av reservoaret. 5.1 Utslipp fra kraftgenerering Island Innovator har et dieselforbruk knyttet til hovedmotorer, nødgenerator, kjeler, sementenhet og kranmotor. Varighet for boreoperasjonen (boring, testing og tilbakeplugging), er stipulert til maksimalt 110 dager. Norsk olje og gass sine standardfaktorer er benyttet for å estimere utslippene (Norsk Olje og Gass, 2014). Utslippsfaktorene er som følger: CO 2 : 3,17 (tonn/tonn olje) NO X : 0,07 (tonn/tonn olje) nmvoc: 0,005 (tonn/tonn olje) SOx: 0,0028 (tonn/tonn olje) Tettheten på diesel er 0,855 tonn/m 3 og gjennomsnittlig forbruk av diesel er anslått til 40 m 3 /døgn, som tilsvarer 34,2 tonn diesel/døgn. Utslipp til luft fra kraftgenerering er vist i Tabell 5-1. Ved gjennomføring av samtlige opsjoner i programmet vil det være et forventet dieselforbruk på 4400 m 3 (3762 tonn). Tabell 5-1. Forventede utslipp til luft fra kraftgenerering på riggen Island Innovator ved boring av 7220/11-1. Forbruk av diesel Utslipp i tonn Aktivitet CO 2 NO X nmvoc SO X Kraftgenerering for hovedbrønnen 2052 6505 144 10,3 5,7 Kraftgenerering for sidesteg 992 3144 69 5,0 2,8 Kraftgenerering for brønntest 718 2277 50 3,6 2,0 Totale utslipp 3762 11926 263 18,8 10,5 5.2 Utslipp fra brønntesting Det er lagt inn opsjon for to brønntester. To tester av reservoaret medfører brenning av opp til 220 000 Sm 3 gass og 1600 Sm 3 olje, tilsvarende 1344 tonn olje (Gass til oljeforhold eller GOR = 140 Sm 3 /Sm 3 ). Varighet for begge brønntestene er anslått til 21 døgn. Side 17 av 46
Utslipp til luft fra brønntesting er vist i Tabell 5-2. Norsk olje og gass sine standardfaktorer er benyttet for beregning av utslipp til luft (Norsk Olje og Gass, 2014): CO 2 : 3,17 (tonn/tonn olje) 2,34 (tonn/1000 Sm 3 gass) NO X: 0,0037 (tonn/tonn olje) - 0,012 (tonn/1000 Sm 3 gass) CH 4 : 0 (tonn/tonn olje) 0,00024 (tonn/1000 Sm 3 gass) nmvoc: 0,0033 (tonn/tonn olje) 0,00006 (tonn/1000 Sm 3 gass) SOx: 0,001 (tonn/tonn olje) 0,00000675 (tonn/1000 Sm 3 gass) Tabell 5-2. Utslipp til luft fra brønntesting. Energivare Forbruk CO 2 Utslipp til luft (brønntesting) NOx nmvoc CH 4 SOx Naturgass 220 000 Sm 3 515 2,6 <0,1 0,05 <0,1 Olje (Crude) 1344 tonn 4260 5,0 4,4 0 1,3 Baseolje XP-07 90 tonn 285 0,3 0,3 0 0,1 Totalt 5060 7,9 4,7 0,05 1,4 Side 18 av 46
6 Avfall Riggen har etablert et system for avfallshåndtering og avfallssortering. Prinsippet om reduksjon av avfallsmengder ved kilden, både på riggen og basen, vil bli fulgt. Gjenbruk av materialer og borevæsker vil bli gjennomført for de seksjoner der det er mulig. Avfallet sorteres og leveres i land, hovedsakelig for følgende typer avfall: Papp og papir Matavfall Treverk Glass Hard og myk plast EE-avfall Metall (jern og stål) Farlig avfall Næringsbefengt avfall (rest) Eventuelt farlig avfall vil bli sortert og transportert til land for forsvarlig håndtering og sluttbehandling, i henhold til gjeldende forskrift om farlig avfall. Videre håndtering av avfallet foregår på Polarbase og vil følge lokale og nasjonale regler. Underleverandør av avfallstjenester på riggen er SAR. For boreavfall er Baker Hughes avfallskontraktør. Side 19 av 46
7 Operasjonelle miljøvurderinger 7.1 Naturressurser i influensområdet Det er i forvaltningsplanen for Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten (Miljøverndepartementet, 2011), og underliggende rapporter 3 gitt en grundig beskrivelse av miljøressurser som finnes i regionen. Det er i tillegg gjennomført flere visuelle undersøkelser (DNV, 2014a; Fugro, 2014) og en grunnlagsundersøkelse (DNV, 2014b) innenfor lisensen. En oppsummering er gitt her: Tema Bunnforhold og bunnfauna Gjenstander på bunnen Strømforhold Fisk Sjøfugl Beskrivelse Bunnen består hovedsakelig av silt og leire med spredte forekomst av stein (boulders). Sedimentundersøkelsen gjennomført i prospektet viser at bunndyrsdiversiteten er høy og viser kun mindre variasjoner. Prøvene reflekterer et sunt og uforstyrret bunndyrsamfunn (DNV, 2014b). Bunnen er dominert av pockmarks og bløte bunnforhold, som i denne regionen er en indikator på lav tetthet av svamp. Svamp forekommer kun som spredte individer, og det er ikke påvist ansamlinger av svamp innenfor influensområdet til brønnen. Det er ikke funnet skipsvrak eller andre kulturminner i nærområdet rundt brønnen. Strømretningene i dette området av Barentshavet påvirkes både av tilflyt av Atlantisk vann vestfra og av kyststrømmen, samt lokal vindpåvirkning Barentshavet er leve- og oppvekstområde for en rekke økologisk og kommersielt viktige fiskebestander, deriblant torsk, lodde og sild. Fiskelarver kan være følsomme for utslipp av olje, og det er deler av året høy forekomst av fiskelarver av artene torsk, lodde og sild i området. Den arten som, basert på miljørisikoanalysen av brønn 7120/6-3S, viste seg mest utsatt for oljeutslipp var torsk. Barentshavet er også et viktig område for sjøfugl, og huser et betydelig antall av ulike arter sjøfugl gjennom året. Mange sjøfugler tilbringer det meste av tiden på sjøen i næringssøk, og noen arter er kun avhengige av å oppsøke land i hekketiden. Operasjonelt vil ikke sjøfugl påvirkes av aktiviteten, men de kan skades i tilfelle oljesøl. Marine pattedyr Ved oljesøl i områder hvor det forekommer sjøfugler, enten rundt hekkekolonier eller i områder hvor de beiter, er det sannsynlig at sjøfugl kommer i kontakt med oljen. Sjøfugl er sårbare for både direkte og indirekte effekter av oljesøl. Det finnes flere hvalarter innen forventet influensområde, men mange arter er kun sporadiske gjester i norske farvann. Hval har imidlertid lav sårbarhet for oljeforurensning. Selartene steinkobbe og havert har flere større kolonier langs Finnmarkskysten. Fiskerier Brønnen ligger i et område som har hatt relativt lav fiskeriintensitet i perioden 2009-2011. Spesielt Verdifulle Områder (SVO) SVO-områdene "Tromsøflaket", "Eggakanten" og "Kystbeltet langs Finnmarkskysten" er alle innenfor influensområdet til brønnen. Brønnen ligger nordøst for SVO-Tromsøflaket. Dominerende strømretning for et oljeutslipp fra brønnen er østover i Barentshavet og sørøst mot Ingøya langs Finnmarkskysten. 3 http://www.regjeringen.no/nb/dep/md/tema/hav--og-vannforvaltning/havforvaltning/forvaltningsplan- barentshavet/underlagsrapporter-for-oppdateringen-av-forvaltningsplanen-for-barentshavet-og- Lofoten.html?id=600327 Side 20 av 46
7.2 Kartlegging av svamp i nærområdet Det er gjennomført både en visuell grunnlagsundersøkelse av Alta-prospektet (DNV, 2014a) og en visuell borestedsundersøkelse i området (Fugro, 2014). Begge undersøkelsene ble gjort med ROV og gir video- og fotodokumentasjon for makrofauna i regionen. Borestedsundersøkelsen ble gjennomført rundt borelokasjonen for brønnen, transektene fra denne er vist i Figur 7-1. Figur 7-1. Transekter for den visuelle svampundersøkelsen gjennomført i 2014 (Fugro, 2014). Den røde sirkelen viser borelokasjonen. Side 21 av 46
Resultatene av de visuelle undersøkelsene viser en blanding av ingen eller lav forekomst av svamper for alle undersøkte transekt. Representative bilder fra nærområdet rundt brønn 7220/11-1 er vist i Figur 7-2. Ut fra de visuelle undersøkelsene anses ikke området å inneholde sårbar bunnfauna ihht forvaltningsplanen for Lofoten - Barentshavet (Miljøverndepartementet, 2011). Side 22 av 46
Plate 1 Plate 2 Plate 3 Plate 4 Plate 5 Plate 6 Plate 1: Plate 2: Plate 3: Plate 4: Plate 5: Plate 6: TR02 TR03 TR02 TR07 TR02 TR02 Photo 152 Photo 154 Photo 155 Photo 119 Photo 151 Photo 145 Asbestopluma pennatula Probable bryozoan Axinella sp., Asbestopluma pennatula, decapod crustaceans Cushion star (Asteroidea sp.) Sebastes sp. Cod (Gadus morthua) Figur 7-2. Fotografier fra bunnundersøkelsen på Alta i 2014 (Fugro, 2014). Bildene viser typisk havbunn i nærområdet rundt brønn 7220/11-1. Side 23 av 46
7.3 Miljøvurdering av utslippene De operasjonelle utslippene til sjø vil primært bestå av utslipp av borekaks med vedheng av borevæske, utslipp av sementeringskjemikalier og mindre utslipp av olje- og kjemikalieholdig vann (drensvann) fra boreriggen. Overskuddssement sluppet ut fra topphullet vil danne en herdet klump rundt brønnen og ikke spres mer enn ca. 10 m fra brønnlokasjonen. Vaskevann fra sementenheten etter endt sementeringsjobb slippes ut fra overflaten. Dette vannet vil fortynnes raskt i vannmassene, mens rester av sementen vil synke ned på sjøbunn. Det er installert et sloprenseanlegg om bord på riggen. Anlegget renser alt drensvann som genereres på riggen (utenom fra helikopterdekk). Oljeholdig vann sluppet ut fra riggen skal ikke overstige 30 ppm oljeinnhold, og utslipp av oljeholdig vann vil ikke føre til annet enn neglisjerbare effekter på miljøet. Samtlige bore- og brønnkjemikalier som planlegges benyttet og sluppet ut er enten PLONOR eller i miljøklassifisering Gul. Kjemikaliene skal være fullstendig nedbrytbare eller brytes ned til produkter som ikke har miljøskadelige egenskaper. Side 24 av 46
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 Operasjonsspesifikk risikogrense per operasjon Mindre < 1 år < 1.0 x 10-3 Moderat 1-3 år < 2.5 x 10-4 Betydelig 3-10 år < 1.0 x 10-4 Alvorlig > 10 år < 2.5 x 10-5 8.2 Inngangsdata for analysene 8.2.1 Lokasjon og tidsperiode Det er gjennomført en miljørettet risikoanalyse (DNV, 2014c) for brønn 7220/11-1, i form av en gap-analyse mot brønn 7120/6-3S Juksa som ble boret høsten 2012 (Figur 8-1). Juksa-brønnen ligger ca. 42 km fra Alta, og har vesentlig høyere utblåsningsrater enn Alta (Tabell 8-2). Analysen er helårlig. Side 25 av 46
Dyp (meter) >3000 2500-3000 2000-2500 1500-2000 1000-1500 500-1000 400-500 300-400 200-300 100-200 50-100 20-50 0-20 Figur 8-1. Brønnlokasjon for brønn 7220/11-1 Alta og brønn 7120/6-3S Juksa. Miljørisikoen for brønn 7220/11-1 er vurdert ut fra miljørisikoanalysen for brønn 7120/6-3S. Tabell 8-2. Sammenlikning av parametere for brønn 7220/11-1 Alta og parametere for letebrønn 7120/6-3S Juksa. Parameter 7220/11-1 (Alta) 7120/6-3S (Juksa) 2012 Posisjon (Geografiske koordinater) 72 03' 26.84" N 20 32' 45.71" Ø 71º 41 08,44 N 20º 43 05,90 Ø Avstand til Juksa (km) 42 km -- Referanseolje Skrugard Tordis Oljens tetthet 871kg/m 3 840 kg/m 3 Dyp (m) 388 331 GOR (Sm 3 /Sm 3 ) 139,6 157 Avstand til land (km) Ca. 163 (Bondøya Hammerfest kommune) Ca. 122 (Trombåk, Hasvik kommune) Utblåsningsrater overflate (Sm 3 /d) 53-696 1440-14899 Vektet rate overflate (Sm 3 /d) 258 5215 Utblåsningsrater sjøbunn (Sm 3 /d) 45-598 1450-14065 Vektet rate sjøbunn (Sm 3 /d) 219 4768 Lengste varighet (d) 75 60 Vektet var. top/sub 12,5/16,5 6,8/21,5 Frekvens for utblåsning 1,26 x 10-4 1,12 x 10-4 Topside/subsea fordeling 18/82 % 18/82 % Riggtype Island Innovator (flyterigg) Transocean Arctic (flyterigg) Analyseperiode Hele året Hele året Side 26 av 46
8.2.2 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). Gohta-funnet fra 2013 inneholdt en lett oljetype (832 kg/m 3 ) en oljetype ikke ulik Tordis referanseolje, som benyttes i miljørisikoanalysen. Referanseoljen for beredskapsanalysene er Skrugardolje (SINTEF, 2012), som er noe tyngre men med ellers svært like egenskaper. Egenskapene til disse oljetypene er vist i Tabell 8-3. Gohta-oljen ble prøvetatt og gjennomgår nå et forvitringsstudium, men resultatene fra denne analysen vil ikke være klart før denne brønnen skal bores. Utblåsningsratene for denne brønnen er beregnet med Gohta-oljen som utgangspunkt, for å gi et mest mulig nøyaktig estimat. Skrugard råolje er en middels lett råolje med tetthet 871 kg/sm 3, et lavt asfalteninnhold (0,05 vektprosent) og lavt voksinnhold (1,9 vektprosent). Tabell 8-3. Sammenligning av forvitringsegenskapene for Tordisoljen og Skrugardoljen, som benyttes i vurdering av miljørisiko- og beredskapsanalysen for brønn 7220/11-1. Parameter Tordisolje (fra Skrugard referanseanalysen) Oljetetthet 840 kg/sm 3 871 kg/sm 3 Maksimalt vanninnhold 80 % 80 % Voksinnhold 5,0 % 1,9 % Asfalteninnhold 0,05 % 0,05 % Viskositet, fersk olje 17 cp 32cP 8.2.3 Definerte fare og ulykkessituasjoner Definert fare- og ulykkeshendelse for miljørisikoanalysen er en utblåsning fra innretningen. Sannsynligheten for en utblåsning fra aktiviteten er beregnet til 1,26*10-4 (Scandpower 2013). Beregnede utblåsningsrater og tilhørende sannsynligheter er vist i Tabell 8-4 (Acona, 2014). Tabell 8-4. Ratefordeling for brønn 7220/11-1 i PL 609, fra Acona (2014), som benyttet i miljørisikoanalysen. Tabellen angir kun overflateutblåsninger, som har høyest utblåsningsrate. Scenario Flowpath BOP Status Prob. % 60 40 Exposure Partial reservoir exposure Full reservoir exposure Prob. % 0 Status Open hole 84 Annulus 16 19 Drill pipe Open hole 68 Annulus 13 Drill pipe Total Risk Oil blowout potential Risked Oil blowout rate Risked Gas blowout rate Prob. % Status [%] [Sm³/day] [Sm³/day] [MSm³/day] 30 Open 0.00 116 0 0.00 70 Restricted 0.00 53 0 0.00 30 Open 15.12 115 17 0.00 70 Restricted 35.28 58 21 0.00 30 Open 2.88 114 3 0.00 70 Restricted 6.72 112 8 0.00 30 Open 2.28 696 16 0.00 70 Restricted 5.32 415 22 0.00 30 Open 8.16 686 56 0.01 70 Restricted 19.04 454 86 0.01 30 Open 1.56 651 10 0.00 70 Restricted 3.64 522 19 0.00 Total sum: 100 258 0.04 Side 27 av 46
8.3 Drift og spredning av olje Det ble i 2012 gjennomført spredningsberegninger for brønn 7120/6-3S i PL 490. Vektet rate for utblåsning fra den brønnen er 5200 Sm 3 /døgn, omtrent 20 ganger høyere utslippsrater enn brønn 7220/11-1 Alta (258 Sm 3 /døgn). Spredningsmodelleringer gjennomført med modellen OSCAR for overflate- og sjøbunnsutblåsning viser et influensområde på overflaten som strekker seg i øst-nordøstlig retning (DNV, 2012; Figur 8-2). Det er gjennomført et tilstrekkelig antall oljedriftsimuleringer til at variabiliteten i strøm og vind er dekket inn. Oljen blandes til en viss grad ned i vannsøylen, og dette reflekteres av en moderat utbredelse av hydrokarbonkonsentrasjoner som forventes å overskride en terskelverdi for skadelige effekter på fiskelarver (Figur 8-3). Som figuren viser er influensområdet for vannsøylen betydelig større ved sjøbunnsutslipp enn ved overflateutslipp. Det er tatt ut egne strandingsdata for utslippsrater relevant for brønn7220/11-1, ettersom ratene for denne brønnen er vesentlig lavere enn for Juksa. Disse er vist i Tabell 8-5. Side 28 av 46
Figur 8-2. Resultater av spredningsmodelleringen for 7120/6-3S, for høst-og vintersesongen for henholdsvis overflate- (øverst) og sjøbunnsutblåsning (nederst), basert på alle rate- og varighets-kombinasjoner for letebrønn 7120/6-3S. Influensområdene er vist som 5 % treffsannsynlighet av olje. Influensområdet anses å være svært konservativt i forhold til brønn 7220/11-1. Side 29 av 46
Figur 8-3. Beregnede gjennomsnittlige THC konsentrasjoner ( 100 ppb) for høst- og vintersesongen for henholdsvis overflate (øverst) og sjøbunnsutblåsning (nederst), basert på alle rate- og varighets-kombinasjoner for letebrønn 7120/6-3S. Det markerte området er det statistiske området som berøres med ulike vannsøylekonsentrasjoner på basis av alle enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning. Influensområdet anses å være svært konservativt i forhold til brønn 7220/11-1. Side 30 av 46
Tabell 8-5. Strandingsdata og dimensjonerende mengder strandet oljeemulsjon for brønn 7220/11-1. Basert på resultatene av oljedriftsmodellering for Juksa (laveste rate: 1440 Sm 3 /døgn for overflate og 1450 Sm 3 /døgn for sjøbunn) og effekt av barriere 1a og 1b for brønn 7220/11-1. Parameter Sjøbunn og overflate Overflate Helårlig Vår Sommer Høst Vinter 95-persentil for strandet mengde emulsjon 21, uten effekt av beredskap 91 109 16 75 Samlet effekt av barriere 1a og 1b (%) - 69 80 60 46 Dimensjonerende strandingsmengde gitt - effekt av barriere 1a og 1b 28 22 6 41 8.4 Naturressurser som er inkludert i miljørisikoanalysen Det er gjennomført skadebaserte analyser på en rekke marine arter, som vist i Tabell 8-6. Bestandsutredelsen for alke, som er dimensjonerende for miljørisikoanalysen, er vist i Figur 8-4. Tabell 8-6. Utvalgte miljøressurser for miljørisikoanalysen gjennomført for letebrønn 7120/6-3S, representative for brønn 7220/11-1 Alta. Navn Latinsk navn Rødlista Tilhørighet Alke Alca torda VU Alkekonge Alle alle - Fiskemåke Larus canus NT Gråmåke Larus argentatus LC Havhest Fulmarus glacialis NT Sjøfugl åpent hav, Havsule Morus bassanus LC datasett Krykkje Rissa tridactyla EN Barentshavet Lomvi Uria aalge CR Lunde Fratercula arctica VU Polarmåke Larus hyperboreus - Polarlomvi Uria lomvia VU Svartbak Larus marinus LC Alke Alca torda VU Storskarv Phalacrocorax carbo LC Toppskarv Phalacrocorax aristotelis LC Teist Cepphus grylle VU Havert Halichoerus grypus LC Steinkobbe Phoca vitulina VU Oter Lutra lutra VU Torsk Gadus Morhua LC Sild Clupea harengus LC Lodde Mallotus villosus LC Sjøfugl kystnære bestander Sjøpattedyr kystnært Habitat - - Strand NT Nær truet EN Sterkt truet CR Kritisk truet VU Sårbar LC Levekraftig Fisk Side 31 av 46
Figur 8-4. Bestandsutbredelse til Alke (Alka torda) i Barentshavet for høstsesongen (Seapop, 2013). 8.5 Miljørisiko knyttet til aktiviteten Miljørisikoanalysen for brønn 7120/6-3S konkluderer med at både sjøfuglbestander på åpent hav, torskelarver, enkelte bestander av marine pattedyr, samt strandhabitater kan bli berørt ved en eventuell utblåsning. Grunnet lav sannsynlighet for stranding og tilhørende lave strandingsvolum er brønnens primære konfliktpotensial knyttet til sjøfugl på åpent hav samt fisk (DNV, 2012), se Figur 8-5. Høyeste utslag i miljørisiko er beregnet for sjøfugl på åpent hav (alke i vårsesongen), og utgjorde 14,1 % av akseptkriteriet for moderat miljøskade. For betydelig miljøskade er det høyest utslag for lomvi i åpent hav i vintersesongen, med 4,6 % av akseptkriteriet. Lunde i åpent hav i høstsesongen gir høyest utslag i skadekategorien alvorlig (1 % av akseptkriteriet) - se Figur 8-5. Blant de analyserte artene av fisk (torsk, lodde og sild) er det beregnet larvetap av betydning kun for torsk. Beregnede larvetap (% av en årsklasse) er høyest for sjøbunnsutslipp men generelt lave; for sjøbunnsutslipp er det bare 1,1 % sannsynlighet for et larvetap >5 %. Ingen scenarier gir larvetap >20 %. Torsk gir lite utslag i forhold til miljørisiko (maksimalt 1,4 % av akseptkriteriet). Miljørisikoanalysen for brønn 7120/6-3S er dekkende også for brønn 7220/11-1, og miljørisikoen forventes å være vesentlig lavere for brønn 7220/11-1 enn for referansebrønnen. Side 32 av 46
Lundin Norway AS Figur 8-5. Miljørisiko forbundet med letebrønn 7120/6-3S, angitt somandel av Lundin Norway sine akseptkriterier for hver VØK -gruppe uavhengigav art (øverst).de to nederstefigurene viser miljørisiko for enkeltarter av sjøfugl på åpent hav (dimensjonerenderessurs). Det er liten forskjell i miljørisiko mellom sesongene. Side 33 av 46
9 Beredskap mot akutt forurensning 9.1 Krav til oljevernberedskap Lundin Norway AS sine krav til oljevernberedskap er nedfelt i vår styrende dokumentasjon. Hovedmålet er å hindre negativ påvirkning/innvirkning på mennesker, miljø og økonomi som følge av oljeutslipp. Dette oppnås ved å benytte definerte strategier, tilgjengelig utstyr og personell fra private og offentlige ressurser på en best mulig måte. Alt arbeid med å bekjempe oljesøl skal gjennomføres på en måte som hindrer skade på personell eller tredjeparts eiendeler. Dimensjoneringen av oljevernberedskapen beregnes ut fra den mengden oljeemulsjon som kan forventes fra en eventuell utblåsning som følge av utslippsrater for referanseoljen og forvitringsprosessene som påvirker denne. Bekjempelsesfasen i en oljevernaksjon vil kunne bestå av ulike tiltak, hvor de vanligste er mekanisk opptak og kjemisk dispergering. Dimensjoneringen av beredskapen skal følge NOFO og Norsk olje og gass anbefalte retningslinjer (Norsk Olje og Gass, 2013). Det vil bli utarbeidet en spesifikk oljevernberedskapsplan før borestart. 9.2 Analyse av beredskapsbehov Det er gjennomført en beredskapsanalyse for boreoperasjonen (DNV, 2014c). Dimensjonerende hendelse er et overflateutslipp på 258 Sm 3 olje/døgn, med en varighet på 12,5 dager. Hendelsen er beregnet fra vektet rate (Tabell 8-4) og vektet varighet. Ut fra forvitringsegenskapene til oljetypen som er benyttet som referanseolje (SINTEF, 2012), vær- og vindforhold i de ulike årstidene, og krav til oljevernfartøy på norsk sokkel er det beregnet et beredskapsbehov som vist i Tabell 9-1. Det er benyttet forvitringsdata for 3 timer gammel olje i vår-, høst- og vintersesongen, mens det er benyttet forvitringsdata for 9 timer gammel olje i sommersesongen. Dette kommer av at viskositeten kan være en begrensende faktor (lav viskositet, < 1000 cp) etter kort tids forvitring på havoverflaten, forutsatt de rådende vær- og vindforholdene i de ulike sesongene, og at oljeegenskapene til Alta er tilsvarende som for Skrugard råolje (referanseoljen). Side 34 av 46
Tabell 9-1. Vurdering av systembehov for oljevernberedskap for boring av brønn 7220/11-1. Beregningen for barriere 1a er basert på det emulsjonsvolum som tilflyter barrieren. Beregningen for barriere 1b er basert på det emulsjonsvolum som tilflyter barrieren, men gitt at barriere 1a er fullt operativ. Parameter Vår Sommer* Høst Vinter Vektet utblåsningsrate (Sm 3 /d) 258 258 258 258 Fordampning etter 3 timer på sjø (%) 7 9 7 7 Nedblanding etter 3 timer på sjø (%) 5 2 5 5 Vannopptak etter 3 timer på sjø (%) 64 62 64 64 Viskositet etter 3 timer på sjø (cp) 1000 1000 1000 1000 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1a (Sm 3 /d) 631 604 631 631 Opptakskapasitet (Sm 3 /d) 2400 2400 2400 2400 Behov for NOFO-systemer i barriere 1a 0,26 (1) 0,25 (1) 0,26 (1) 0,26 (1) Effektivitet av barriere 1 (%) 57 70 47 35 Fordampning etter 12 t (%) 15 10 18 15 Nedblanding etter 12 t (%) 18 2 18 18 Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) 80 67 80 80 Viskositet etter 12 timer på sjø (cp) 5000 1500 5000 5000 Emulsjonsmengde til barriere 1b (Sm 3 /d) 386 207 457 583 Opptakskapasitet (Sm 3 /d) 2400 2400 2400 2400 Effektivitet Fullt utbygget Barriere 1 og 2 (%) 69 80 60 46 Behov for NOFO-systemer i barriere 1b 0,16 (1) 0,09 (1) 0,19 (1) 0,24 (1) *I sommersesongen er det brukt 9 timer gammel olje i barriere 1. I de resterende sesongene er det brukt 3 timer gammel olje. Analysen viser at systembehovet er 1 NOFO-system i Barriere 1a (nær kilden) og 1 NOFO-system i Barriere 1b (bekjempelse på åpent hav), uavhengig av sesong. I henhold til ytelseskravene i NOFO veileding skal fullt utbygd barriere 1a være på plass senest innen minste drivtid til land (6,7 døgn 100 persentil for referanseanalysen 7120/6-3S, (DNV, 2012) eller til sårbare miljøressurser, mens barriere 1b skal være på plass innen 95 persentil av korteste drivtid til land (dvs. 23 døgn i henhold til referanseanalysen 7120/6-3S, DNV, 2012). Med de oppgitte responstidene for oljevernfartøy til brønn 7220/11-1 Alta er ytelseskravene tilfredsstilt med god margin. For kystnære ressurser i Barriere 2, er ytelseskravene 1 kystsystem (nominell kapasitet 120 m 3 /døgn) og 1 fjordsystem (nominell kapasitet 17 m 3 /døgn) innen 23 døgn (95 persentil av korteste drivtid til land). 9.3 Oppbygning av beredskapen i Barentshavet NOFO disponerer oljevernfartøy både som del av områdeberedskapen på norsk sokkel og tilknyttet landbaser langs kysten. Responstid til hvert enkelt system avhenger av seilingstid (avstand til lokasjon og hastighet), frigivelsestid, NOFO Forutsetninger, samt tid for utsetting av lense, for både OR-fartøyet og slepebåt. I tillegg NOFO-systemene i Hammerfest er Esvagt Aurora, beredskapsfartøyet til Eni Norge, tilgjengelig på Goliat. Side 35 av 46
Responstidene for oljevernfartøy er beregnet ut i fra disse antagelsene: 1) 14 knop transitthastighet. 2) 1 time for mobilisering av NOFO beredskapsteam for alle fartøy som ikke er tilknyttet boreoperasjonen. 3) 1 time for utsetting av lense. 4) 4 timers frigivelsestid for Esvagt Aurora. 5) 10 timer mobiliseringstid for fartøy fra base Hammerfest. Første system kommer fra Goliat og vil kunne være operativt innen 11 timer. Esvagt Aurora sitt datterfartøy vil fungere som slepefartøy inntil det erstattes av slepefartøy fra NOFOs ressurspool (innen 24 timer). Fartøy nr. to hentes fra Polarbase i Hammerfest. Responstiden for dette fartøyet vil være inntil 20 timer. Slepefartøy for dette fartøyet kommer fra NOFO-pool og vil være tilstede innen 20 timer. Tabell 9-2 gir en oppsummering av responstidene som søkes benyttet for brønnoperasjonen. Tabell 9-2. Oversikt over responstiden til de ulike systemene som kan være tilgjengelige i tilfelle en oljevernaksjon på brønn 7220/11-1 Alta i PL 609. Totale responstider Operatør Slepefartøy Fartøy lokasjon Goliat (NOFO områdeberedskap Eni Norge AS Datterfartøy/ 11 Barentshavet) Esvagt Aurora NOFO-pool Base Hammerfest NOFO NOFO-pool 20 Dersom situasjonen tilsier at Lundin Norway AS ikke kan nå denne responstiden grunnet forsinkelse eller endring i aktivitetsnivået, vil vi sørge for at disse responstidene nås ved å mobilisere NOFO-systemer på egne ressurser. 9.4 Dispergering Selv om hovedstrategi for bekjempelse av oljeutslipp er mekanisk opptak, vil bruk av dispergering vurderes ved en eventuell hendelse. Gitt et større utslipp av olje vil det tas prøver av oljen på havoverflaten for å vurdere dennes dispergerbarhet. Dersom oljen er dispergerbar gjøres en avveining i forhold til konfliktpotensial med miljøressurser i området. Esvagt Aurora har dispergeringsmidler ombord og vil delta i en oljevernaksjon. Miljørisikoanalysen for brønn 7120/6-3S (DNV, 2012) inkluderer en vurdering av miljørisikoen for de ulike ressursene gjennom året. Denne viser at gjennom hele året er det moderat risiko for skade på sjøfugl åpent hav, kystnær sjøfugl og marine pattedyr, mens det bare er målbar miljørisiko for fisk i slutten av vårperioden og sommerperioden. Operativt vil den faktiske tilstedeværelsen av ressurser i området bli bestemmende for bruk av dispergering som tiltak. Grunnet usikkerheten forbundet med egenskapene til oljetypen, omfatter denne søknaden ikke forhåndsgodkjenning om bruk av dispergeringsmiddel. Lundin Norway vil søke særskilt om dette dersom det oppstår en situasjon hvor det er behov for å bruke dispergeringsmiddel. Side 36 av 46
9.5 Foreslått beredskap for deteksjon og overvåkning av utslipp Det er implementert en rekke tiltak på riggen for å forhindre akuttutslipp av olje, med særlig fokus på en eventuell brønntesting og overvåkning av brønnintegritet. For å ivareta krav til deteksjon av akutt forurensning fra innretningen vil beredskapsfartøyet være utstyrt med oljedetekterende systemer, egnet for å detektere og kartlegge oljeutslipp på havoverflaten. Den primære leverandør av oljeverntjenester under en aksjon er NOFO, som på vegne av operatørene administrerer egne ressurser, og som koordinerer samarbeidet med øvrige avtalepartnere. For fjernmåling av akutt forurensning inkluderer dette visuell observasjon, oljedetekterende radar og/eller IR kamera om bord på NOFOs havgående OR-fartøy samt overvåkning med satellitt og fly. Lundin Norway vil i tillegg ha avtale med SAR-helikopter, utstyrt med FLIR, som kan mobiliseres ved behov for fjernmåling og kartlegging av oljeforurensning. 9.6 Forslag til beredskap mot akutt forurensning Basert på anbefalinger i beredskapsanalysen er Lundin Norway AS sin foreslåtte havgående beredskap som vist under: - Første system innen 11 timer - Andre system (og fullt utbygd barriere) innen 20 timer. Akutt forurensning skal detekteres raskest mulig og senest innen 3 timer. Kravet ivaretas av oljedetekterende systemer på beredskapsfartøyet og implementerte rutiner om bord. Kystnære systemer og strandrensesystemer skal innen 23 døgn være i stand til å håndtere 41 tonn emulsjon (basert på strandingsvolum for referanseanalysen, DNV, 2012). Ytterligere detaljering av systemer og ressurser vil fremgå av oljevernplanen som ferdigstilles før oppstart. Side 37 av 46
10 Referanseliste Acona Flow Technologies, 2014. Report: Blowout and Dynamic wellkill simulations Exploration well 7220/11-1 Alta (PL609). Report no. AFT-2014-0702-000, dated 05.03.2014. DNV (2012). Miljørisikoanalyse for letebrønn 7120/6-3 Juksa i Barentshavet i PL 490. DNV- Rapport 2012-0092. DNV (2014a). Visual Mapping in the Barents Sea 2013. DNV-report 2013-1476. DNV (2014b). Miljøovervåkning i Region 9 og grunnlagsundersøkelser i Barentshavet 2013. DNV- Rapport 2014-0196. DNV (2014c). Referansebasert Miljørisikoanalyse (MRA) og forenklet Beredskapsanalyse (BA) for letebrønn Alta i PL609 i Barentshavet. Rapportnummer 2014.0240. Under arbeid. Fugro (2014). ROV ENVIRONMENTAL SURVEYS NCS BLOCK 7220/11 BARENTS SEA PL609, ALTA & LAKSELV. Fugro EMU/Report No. J/1/25/2457 & J/1/25/2521. Lundin Norway AS (2012). Risk Acceptance Criteria for Operations on the Norwegian Continental Shelf, 90000-LUNAS-S-FD-0001. Miljøverndepartementet (2007). Regjeringens miljøpolitikk og rikets miljøtilstand. Stortingsmelding 26 (2006-07). Miljøverndepartementet (2011). Oppdatering av forvaltningsplanen for det marine miljø i Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten. Stortingsmelding 10 (2010-11). Norsk Olje og Gass (2013). Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser, revisjon 04, datert 16.08.2013) Norsk Olje og Gass (2014). Retningslinje 044 Anbefalte retningslinjer for utslippsrapportering. Datert 09.01.2014, revisjon 13. Scandpower, 2013. Blowout and well release frequencies based on SINTEF offshore blowout database 2012. Report no. 19.101.001-8/2013/R3 Seapop, 2013. http://www.seapop.no datasett for sjøfugl i åpent hav. SINTEF (2012). Skrugard crude oil weathering studies. Oil properties related to oil spill response, A22589. Side 38 av 46