Søknad om tillatelse etter forurensningsloven for boring av brønn Brønn: Rigg: Bredford Dolphin Oktober 24 Document number:
Tittel: Dokumentnr. Document dato Versjon nr. 1 Dokument status Lundin Norway AS Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for boring av brønn Brønn Authors: Name: Position: Helene Østbøll Miljørådgiver Verified: Name: Signature: Axel Kelley Approved: Name: Signature: Johan Bysveen Side 2 av 63
Innholdsfortegnelse Innholdsfortegnelse... 3 1 Sammendrag... 5 2 Forkortelser og definisjoner... 7 3 Innledning... 8 3.1 Rammer for aktiviteten... 8 4 Aktivitetsbeskrivelse... 10 4.1 Generelt om aktiviteten... 10 4.2 Boreplan... 10 4.3 Boreprogram... 14 5 Utslipp til sjø... 16 5.1 Vurdering av kjemikalier og utslipp... 16 5.2 Forbruk og utslipp av kjemikalier... 16 5.2.1 Borekjemikalier... 16 5.2.2 Sementeringskjemikalier... 17 5.2.3 Brønntestkjemikalier... 17 5.2.4 Riggkjemikalier... 18 5.3 Borekaks... 19 5.4 Oljeholdig vann og sanitærvann... 19 5.5 Kjemikalier i lukket system... 19 5.6 Oversikt over beredskapskjemikalier... 20 6 Utslipp til luft... 21 6.1 Utslipp fra kraftgenerering... 21 6.2 Utslipp fra brønntesting... 22 7 Avfall... 23 8 Operasjonelle miljøvurderinger... 24 8.1 Naturressurser i influensområdet... 24 8.2 Miljøvurdering av utslippene... 25 9 Miljørisiko... 26 9.1 Etablering og bruk av akseptkriterier... 26 9.2 Inngangsdata for analysene... 26 9.2.1 Lokasjon og tidsperiode... 26 9.2.2 Utslippsegenskaper... 27 9.2.3 Definerte fare og ulykkessituasjoner... 29 9.3 Drift og spredning av olje... 29 9.4 Naturressurser som er inkludert i miljørisikoanalysen.... 33 9.5 Miljørisiko knyttet til aktiviteten... 36 10 Beredskap mot akutt forurensning... 37 10.1 Krav til oljevernberedskap... 37 Side 3 av 63
10.2 Analyse av dimensjoneringsbehov... 37 10.3 Dispergering... 39 10.4 Foreslått beredskap for deteksjon og overvåkning av utslipp... 39 10.5 Forslag til beredskap mot akutt forurensning... 40 11 Utslipps- og risikoreduserende tiltak... 41 12 Referanseliste... 42 13 Vedlegg... 44 13.1 Oppsummering av forbruk og utslipp av kjemikalier... 44 13.2 Planlagt forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier... 48 13.3 Planlagt forbruk og utslipp av sementeringskjemikalier... 53 13.4 Planlagt forbruk og utslipp av riggkjemikalier... 56 13.5 Beredskapskjemikalier... 59 Side 4 av 63
1 Sammendrag 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 i utvinningstillatelse PL579. Brønnen skal bores med boreriggen Bredford Dolphin. Tidligste oppstart for brønnen er februar 25, basert på pågående og kommende operasjoner med riggen. Denne søknaden gir en oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier som planlegges benyttet under operasjonen, samt utslipp til luft, miljørisiko og foreslått oljevernberedskap for operasjonen. Det er ikke planlagt å benytte røde eller sorte kjemikalier under operasjonen, foruten kjemikalier i lukkede systemer. Samtlige kjemikalier som benyttes er i kategori grønn eller gul ihht Aktivitetsforskriften 63. Det er lagt opp en opsjon for boring av et sidesteg, hvor det vil brukes vannbasert borevæske gitt lav seilingsvinkel. Det søkes imidlertid om tillatelse til bruk av oljebasert borevæske både i 12 ¼" seksjonen (opsjon), og i et eventuelt langt sidesteg. Samlet er det behov for 3596 tonn med oljebasert borevæske (OBM), hvorav 1314 tonn er gule stoffer og 2282 tonn er grønne. Dersom det korte geologiske sidesteget blir boret vil kun vannbasert borevæske (WBM) benyttes. Det er også lagt opp til en opsjon for en brønntest samt et geologisk sidesteg, gitt funn. En oversikt over omsøkte mengder grønne og gule kjemikalier er vist i Tabell 1-1 og Tabell 1-2. Tabell 1-1. Estimert forbruk og utslipp til sjø av gule og grønne kjemikalier (målt som stoff) for brønn, gitt bruk av oljebasert borevæske i 12 ¼" seksjonen og i langt sidesteg. Aktivitet Forbruk (tonn) Utslipp (tonn) Grønne kjemikalier Gule kjemikalier Grønne Gule kjemikalier Gul Y1 Y2 Y3 kjemikalier Gul Y1 Y2 Y3 Hovedbrønnen 3 924 176 6 9 0 1 438 85 3 2 0 Langt Sidesteg 1 563 826 36 31 0 24 1 1 0 0 Brønntest 361 54 1 0 0 351 4 1 0 0 Totalt 5 848 1 056 43 39 0 1 813 90 4 2 0 Tabell 1-2. Estimert forbruk og utslipp til sjø av gule og grønne kjemikalier (målt som stoff) for brønn, gitt bruk av vannbasert borevæske i alle seksjoner. Aktivitet Forbruk (tonn) Utslipp (tonn) Grønne kjemikalier Gule kjemikalier Grønne Gule kjemikalier Gul Y1 Y2 Y3 kjemikalier Gul Y1 Y2 Y3 Hovedbrønnen 3 898 215 6 9 0 1 657 1 3 2 0 Kort Sidesteg 1 298 76 4 4 0 428 24 2 1 0 Brønntest 361 54 1 0 0 351 4 1 0 0 Totalt 5 558 344 10 14 0 2 436 129 6 3 0 Side 5 av 63
Utslipp til luft kommer fra kraftgenerering og i forbindelse med brønntesting. En oversikt over omsøkte utslipp til luft er vist i Tabell 1-3. Tabell 1-3. Estimerte utslipp til luft (kraftgenerering og brønntesting) for brønn. Aktivitet Varighet (døgn) Forbruk av diesel (tonn) Utslipp i tonn CO 2 NO X nmvoc SO X CH 4 Kraftgenerering for hovedbrønnen 66 792 2 511 23.4 4.0 2.2 - Kraftgenerering for langt sidesteg 27 324 1 027 9.6 1.6 0.9 - Kraftgenerering for brønntest 14 168 533 5.0 0.8 0.5 - Utslipp fra brønntest 14-3 449 5.0 3.1 0.9 0.03 Totalt utslipp med brønntest og langt sidesteg 107 1284 7 520 43.0 9.5 4.5 0.03 Lisensen er lokalisert i den nordlige delen av Nordsjøen. Lisensbrevet (Olje- og Energidepartementet, 21) inneholder følgende borerestriksjon: "For blokkene 33/2 og 3 og 34/1 og 2 foregår det tidvis et aktivt industritrålfiske. I dette området vil ingen leteboringer være tillatt i perioden 1. oktober til 31. mars". Denne restriksjonen er imidlertid blitt midlertidig opphevet av Olje- og Energidepartementet (24). Fiskeriaktiviteten de siste årene har vært såpass lav at det ikke er grunnlag for slike restriksjoner. Det er gjennomført en skadebasert miljørisikoanalyse for brønnen (DNV GL, 24). Miljørisikoanalysen konkluderer med at høyeste risiko utgjør 31,7 % av Lundins akseptkriterie for alvorlig miljøskade, beregnet for lomvi kystnært i sommersesongen. Boringen av brønn er planlagt startet i løpet av februar 25. Miljørisikoen forbundet med boring av brønn er akseptabel sett i forhold til Lundins akseptkriterier for miljøskade. Det er gjennomført en forenklet beredskapsanalyse for planlagt aktivitet (DNV GL, 24). Analysen er gjennomført i henhold til Norsk Olje og Gass (24). For å håndtere oljemengdene på havoverflaten etter utblåsning fra letebrønn vil det være behov for 2 NOFO-systemer i barriere 1a (nær kilden) og 3 NOFO-systemer i barriere 1b (åpent hav) i høst- og vintersesongen. I sommersesongen er det tilsvarende behovet 2+1 systemer, og i vårsesongen er det tilsvarende behovet 2+2 systemer. Systembehovet er beregnet på bakgrunn av vektet utblåsningsrate for en overflateutblåsning. Responstid for første system vil være 8 timer, mens fullt utbygd barriere (inntil 5 systemer) vil være operativ innen 19 timer. Side 6 av 63
2 Forkortelser og definisjoner BOP FLIR MD OBM PLONOR RMR SAR SVO TD TVD TVD RKB WBM Blowout preventor - Utblåsningsventil Forward Looking InfraRed - Infrarødt kamera Målt dybde Oil Based Mud - Oljebasert borevæske Pose Little Or NO Risk. En liste over kjemikalier, utgitt av OSPAR, som antas å ha liten eller ingen effekt på det marine miljø ved utslipp. Klassifiseres som grønne kjemikalier. Riserless Mud Recovery Search And Rescue Særlig Verdifulle Områder Totalt dyp Totalt vertikalt dyp Totalt vertikalt dyp under boredekk Water Based Mud - Vannbasert borevæske Side 7 av 63
3 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 Morkel i utvinningstillatelse PL579. Brønnen skal bores med boreriggen Bredford Dolphin (Figur 3-1). Figur 3-1. Boreriggen Bredford Dolphin (Dolphin Drilling ). 3.1 Rammer for aktiviteten Lisens ligger i nordlige deler av Nordsjøen. Lisensen omfatter deler av blokkene 33/2, og 33/3 (Figur 3-2). Lisensens rettighetshavere består av Lundin Norway AS (Operatør) med 50 % og Bayerngas Norge AS med 50 % andel. Lisensen ble tildelt ved TFO-runden i 21. Brønn ligger om lag 168 km fra nærmeste land som er Kinn i Sogn og Fjordane. Lisensbrevet (Olje- og Energidepartementet, 21) inneholder følgende borerestriksjon: "For blokkene 33/2 og 3 og 34/1 og 2 foregår det tidvis et aktivt industritrålfiske. I dette området vil ingen leteboringer være tillatt i perioden 1. oktober til 31. mars". Denne restriksjonen er imidlertid blitt midlertidig opphevet av Olje- og Energidepartementet (24), grunnet lav fiskeriaktivitet i området. Side 8 av 63
Figur 3-2. Oversikt over brønnlokasjon for brønn. Side 9 av 63
4 Aktivitetsbeskrivelse 4.1 Generelt om aktiviteten Brønnen er lokalisert i lisens, og avstanden til land er ca. 168 km (Kinn, Sogn og Fjordane). Vanndypet på lokasjonen er 343 m MSL±1 m og sjøbunnen består hovedsakelig av fin sandholdig leire. Formålet med letebrønnen er: Bevise hydrokarbonpotensialet i jura sandstein i prospektet Det sekundære målet er å teste reservoarpotensialet i undre jura og trias sandsteiner Bekrefte seismiske tolkninger og geologiske modeller En brønntest vil bli vurdert avhengig av brønnresultatene. Formålet med testen vil være å undersøke produksjonsegenskapene til reservoaret. Brønnen planlegges boret til 3525 m TVD målt fra boredekk. Basisinformasjon for brønnen er vist i Tabell 4-1. Tabell 4-1. Generell informasjon om letebrønn Parameter Verdi Brønnidentitet Utvinningstillatelse Lengde/breddegrad 36 33.43 Ø 61 45 08.90 N UTM koordinater (Zone 31 Central Median 3 east) 426 568 m Ø 6 847 555 m N Vanndyp 343 m ± 1m Avstand til land ca. 168 km Planlagt boredyp Ca. 3525 m TVD RKB vertikal dybde Varighet på boreoperasjonen ved tørr brønn 56 dager 4.2 Boreplan Hovedbrønnen skal bores nær vertikalt, med mulighet for et kort eller langt sidesteg, avhengig av brønnresultatet. Brønnen skal plugges og forlates etter endt operasjon. Tidligst oppstart er februar 25. Reservoaret er forventet å være av Jurasisk alder og bestå av sandstein. Topp av reservoar er beregnet til 2973 m TVD RKB (totalt vertikalt dyp under boredekk). Total dybde (TD) er satt til 3525 m TVD RKB. Boreprogrammet er optimalisert i forhold til foreliggende boreerfaringer i området. Side 10 av 63
Hovedbrønnen planlegges å bores vertikalt. Et mulig sidesteg vil bli planlagt basert på grunnlag av geologisk informasjon fra den vertikale brønnen. En skisse av den planlagte hovedbrønnen er vist i Figur 4-1, og det lange sidesteget i Figur 4-2. Estimert varighet for boreoperasjonen er ca. 56 dager for hovedbrønnen ved tørr brønn, og 66 dager gitt funn (Tabell 4-2). Boring av et kort sidesteg er estimert til 25 dager, og et langt sidesteg er estimert til 27 dager. I tillegg søkes det om tillatelse for utslipp i forbindelse med en mulig brønntest, enten i hovedbrønnen eller i det mulige sidesteget. Brønntesten har en anslått varighet på 14 dager. Den totale varigheten for operasjonen gitt boring av hovedbrønnen med funn, langt sidesteg og brønntest er estimert til 107 dager. Tabell 4-2. Forventet varighet for boring av brønn, gitt ulike opsjoner. Operasjon Boring av hovedbrønn (tørr brønn) Funn case (6 x wireline, 3 x coring, liner) Opsjon for kort geologisk sidesteg Opsjon for langt geologisk sidesteg Opsjon for brønntest Totalt gitt opsjoner for funn, langt sidesteg og brønntest Varighet 56 dager 10 dager 25 dager 27 dager 14 dager 107 dager Side 11 av 63
Figur 4-1. Brønnskisse for brønn. Side 12 av 63
Figur 4-2. Brønnskisse for mulig langt sidesteg ( boret med oljebasert borevæske) til brønn. Side 13 av 63
4.3 Boreprogram Program for boring, og permanent tilbakeplugging av brønn vil bli sendt Petroleumstilsynet som vedlegg til samtykkesøknaden. En kort beskrivelse av brønnseksjonene er gitt her. 36 hullseksjon / 30 lederør Et 36 hull bores fra sjøbunn (368 m MD) til 446 m MD. Hullet bores med sjøvann og renses periodevis med høyviskøse bentonittpiller. Etter boring til TD fortrenges hullet med 1,40 s.g. fortrengningsvæske. Lederøret (30 ) settes i hullet og støpes med sement. Borekaks og overskytende sement slippes ut ved sjøbunn. Pilothull Et 9 7 / 8 pilothull bores fra 446 m MD (Målt Dybde) til 1105 m MD gjennom 30" lederør og med ett RMR system (Riserless Mud Recovery). Hullet bores med AquaDrill vannbasert borevæske og med retur til riggen via RMR systemet. Borekaks med vedheng av borevæske separeres fra borevæsken og slippes ut til sjø. 26 seksjon / 20 overflaterør Pilothullet vil utvides med 26" borekrone, ned til samme dyp som pilothullet (1105 m MD). Hullet bores med AquaDrill vannbasert borevæske og med retur til riggen via RMR systemet. Overflaterør (20 ) installeres i hullet og støpes med sement. Borekaks med vedheng av borevæske separeres fra borevæsken og slippes ut til sjø og overskytende sement slippes ut ved sjøbunn. Etter installering av overflaterøret installeres BOP og stigerør til riggen. 17 ½ seksjon/ 13 3/8 foringsrør 17 ½ seksjonen bores fra 1105 m til 1606 m MD med 1.30-1.40 s.g. AquaDrill vannbasert borevæske med retur til riggen. Borekaks med vedheng av borevæske separeres fra borevæsken og slippes ut til sjø. Etter fullføring av seksjonen installeres 13 3/8 foringsrør og støpes med sement. 12 ¼ seksjon / 9 5 / 8 foringsrør 12 ¼ seksjonen bores fra 1606 m til 2756 m MD med 1.55 s.g. AquaDrill vannbasert borevæske med retur til riggen. Borekaks med vedheng av borevæske separeres fra borevæsken og slippes ut til sjø. Dersom forholdene tilsier det vil det benyttes Carbosea oljebasert borevæske uten utslipp til sjø. Etter fullføring av seksjonen installeres 9 5/8 foringsrør og støpes med sement. 8 ½ seksjon / 7 forlengelsesrør 8 ½ seksjonen bores fra 2756 m til 3525 m MD med 1.70-1.75 s.g. AquaDrill vannbasert borevæske. Borevæsken sirkuleres i retur til riggen, hvor borekaks med vedheng av borevæske separeres og slippes ut til sjø. Hvis det besluttes å utføre en brønntest, vil et 7" forlengelsesrør installeres i brønnen. Forlengelsesrøret installeres og støpes med sement. Dersom det ikke testes vil hullet plugges med sement. Opsjon for kort sidesteg- (WBM) Dersom det besluttes å bore et geologisk sidesteg vil sidesteget påbegynnes rett under 13 3/8" foringsrør ved ca. 1600 m MD. Sidesteget bores innledningsvis med 12 ¼" borekrone med 1,55 s.g. Side 14 av 63
AquaDrill vannbasert borevæske til 2583 m MD. Et 9 5/8" foringsrør installeres og støpes fast med sement. Til slutt bores et 8 ½ hull med 1.70 1.75 s.g. AquaDrill vannbasert borevæske ned til total dyp på 3340. Etter endt boring og logging av hullet vil det vurderes om brønntest skal utføres før brønnen plugges og forlates. Opsjon for langt sidesteg- (OBM) Dersom det besluttes å bore et geologisk sidesteg vil sidesteget påbegynnes rett under 13 3/8" foringsrør ved ca. 1600 m MD. Sidesteget bores innledningsvis med 12 ¼" borekrone med 1,55 s.g. Carbosea oljebasert borevæske 3158 m MD. Et 9 5/8" foringsrør installeres og støpes fast med sement. Til slutt bores et 8 ½ hull med 1.70 1.75 s.g. Carbo-Sea oljebasert borevæske ned til total dyp på 3960 m MD. Etter endt boring og logging av hullet vil det vurderes om brønntest skal utføres før brønnen plugges og forlates. Side 15 av 63
5 Utslipp til sjø 5.1 Vurdering av kjemikalier og utslipp Ved valg av kjemikalier er det lagt vekt på å etablere boreplaner og benytte produkter som, innen tekniske og kostnadsmessige forsvarlige rammer, har minimalt potensiale for negativ miljøpåvirkning. Samtlige kjemikalier som planlegges sluppet ut er i miljøkategorisering 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) 5.2 Forbruk og utslipp av kjemikalier Denne søknaden omfatter: Bruk og utslipp av bore- og brønnkjemikalier (borevæske, sementkjemikalier, brønntestkjemikalier) Bruk og utslipp av riggkjemikalier (BOP- væske, gjengefett, vaske-/rensemidler), herunder kjemikalier i lukkede systemer Generering, håndtering og utslipp av borekaks Utslipp eller håndtering av oljeholdig vann og sanitærvann Generering av avfall Bruk av beredskapskjemikalier 5.2.1 Borekjemikalier Baker Hughes er leverandør av borevæskekjemikalier. Det planlegges for bruk av vannbasert borevæske under boring av den vertikale brønnen. 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 bentonittslam, tilsatt barytt). Vannbasert borevæske og kaks fra de øverste seksjonene slippes direkte til sjø. Samtlige borevæskekjemikalier som slippes ut fra topphullet (før BOP og Riser installeres) er klassifisert som PLONOR- kjemikalier. For øvrige seksjoner gjenbrukes borevæske i den grad det er mulig. Side 16 av 63
For seksjonene etter topphullet vil det benyttes AquaDrill vannbasert borevæske. Det planlegges for bruk av sporstoff (natriumtiocyanat) under boring av reservoarseksjonen. For 12 ¼" seksjonen (opsjon) og opsjonen for langt sidesteg søkes det om bruk av Carbo-Sea oljebasert borevæske. Denne borevæsken består kun av grønne og gule komponenter. Samlet er det behov for 3596 tonn med oljebasert borevæske, hvorav 1314 tonn er gule stoffer og 2282 tonn er grønne. Det vil være fokus på å redusere mengden oljebasert borekaks som ilandføres. Begrunnelsen for valg av oljebasert borevæske er: Bedre hullrensing og boremessig egnethet i et høyavviks hull med seilingsvinkel over 30 grader. Bedre hullstabilitet Redusert friksjon både under boring og ved kjøring av foringsrør. En samlet oversikt over forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier er vist i kapittel 13.2. 5.2.2 Sementeringskjemikalier Baker Hughes er leverandør av sementkjemikalier. Samtlige kjemikalier i sementblandingene er klassifisert som grønne eller gule. Ved støping av lede- og overflaterør, samt tilbakeplugging av topphullet vil eventuell overskuddssement gå som utslipp til sjø. 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. Utslipp fra rengjøring etter hver sementeringsjobb er estimert til å utgjøre 300 liter sementslurry per jobb. En oversikt over forbruk og utslipp av sementeringskjemikaliene fordelt på miljøkategorier er vist for hovedbrønn og sidesteg i kapittel 13.3. 5.2.3 Brønntestkjemikalier Gitt gjennomføring av en brønntest vil det forekomme bruk og utslipp av kjemikalier. Antatt varighet for produksjonstest inkludert trykkoppbygging er 14 dager. En oversikt over kjemikaliene som planlegges benyttet er gitt i kapittel 13. Testestrengen fylles med baseolje før perforering av forlengelsesrør (liner) mot reservoaret. Hydrokarboner, inkludert baseolje, vil brennes over brennerbom. Oljeholdig vann fra brønntesten vil samles opp og ilandføres som vandig avfall (slop). Brønntestkjemikalier (saltlake og vaskepiller) som ikke er forurenset med oljekomponenter vil slippes til sjø. Det vil etableres klare kriterier og rutiner for hvilke væsketyper som kan slippes til sjø. Side 17 av 63
5.2.4 Riggkjemikalier En oversikt over forbruk og utslipp av samtlige riggkjemikalier, inkludert gjengefett, er vist i kapittel 13.4. Riggvaskemiddel Vaske- og rensemidler brukes til rengjøring av gulvflater, dekk, olje- og fettholdig utstyr. Rengjøringskjemikalier er overflateaktive stoffer som har til hensikt å øke løseligheten av olje i vann. Per i dag finnes det ingen kvalifiserte riggvaskemidler i grønn kategori. Det vil bli brukt Microsit Polar på riggen til vanlig dekksvask. Til tyngre vaskejobber benyttes vaske-/rensemiddelet CC-Turboclean. Begge produktene er klassifisert som gule. Det er lagt til grunn et forbruk på ca. 50 liter/uke for begge produktene. Det antas, svært konservativt, at alt vaskemiddelet benyttes på områder hvor det vil slippes ut til sjø. Gjengefett Valg og bruk av gjengefett er basert på vurderinger av teknisk ytelse, driftstekniske erfaringer, helsemessige aspekter og miljøvurderinger. Det er planlagt å benytte to ulike produkter under operasjonen: Ved sammenkobling av borestrengen er det valgt å benytte gjengefett av typen Bestolife 40 NM. Dette gjengefettet er klassifisert som gult med hensyn til miljøpåvirkning. Forbruket er estimert til ca. 100 kg/måned og det er antatt at 20 % av forbruket ved bruk av vannbasert borevæske vil gå som utslipp til sjø. Ved boring med oljebasert borevæske vil det ikke være utslipp av gjengefett. Ved sammenkobling av foringsrør (20, 13 3/8", 9 5/8 og 7 ) planlegges det for bruk av Jet Lube Run-N-Seal ECF. Dette gjengefettet er klassifisert som gult med hensyn til miljøpåvirkning. Forbruket er estimert til 100 kg for hovedbrønnen og tilsvarende for sidesteget. Det er antatt at 10 % går som utslipp til sjø ved boring med vannbasert borevæske. BOP-væske BOP-væsken benyttet på riggen har produktbetegnelsen Pelagic 50 og er kategorisert som gult. Forbruk og utslipp er estimert til ca. 1000 liter/måned for denne brønnen. I tillegg benyttes Pelagic Stack Glykol, ca. 1400 liter per måned. Alt forbruk og utslipp av BOP-kontrollvæske antas sluppet til sjø. Side 18 av 63
5.3 Borekaks Alt borekaks med vedheng av vannbasert borevæske planlegges å slippes til sjø. Borekaks med vedheng av oljebasert borevæske vil samles opp og ilandføres for videre behandling. Oversikt over massebalanse for borekaks og vedheng av borevæske for brønn er vist i Tabell 5-1. Tabell 5-1. Samlet oversikt over planlagt mengde kaks og borevæske generert og sluppet ut fra boreoperasjonen på brønn. Opsjon Diameter Lengde (m) Hullvolum (m 3 ) Utslipp av borekaks (tonn) fra sjøbunn fra rigg Utslipp av borevæske (m 3 ) Borevæske 36 78 51 154 181 SW,PHB 9 7/8 659 33 98 125 Aquadrill, Killmud Hovedbrønn 26 659 193 580 317 Aquadrill, Killmud 17 ½ 5 78 233 316 Aquadrill WBM 12 ¼ 1150 87 262 196 Aquadrill WBM 8 ½ 769 28 84 127 Aquadrill WBM Totalt for hovedbrønnen 3157 419 677 580 1081 Sidesteg, OBM 12 ¼ 1558 118 0 0 Carbosea OBM 8 ½ 508 19 0 0 Carbosea OBM Totalt for langt sidesteg med 2066 137 0 0 OBM 12 ¼ 1253 95 285 209 Aquadrill WBM Sidesteg, WBM 8 ½ 787 29 87 59 Aquadrill WBM Totalt for kort sidesteg med WBM 2040 124 372 268 5.4 Oljeholdig vann og sanitærvann Riggen har kartlagt områder hvor oljeholdig vann eller kjemikalier kan forekomme. I områder der det kan forekomme søl av olje og kjemikalier, er det lukket dren til oppsamlingstank. Herfra kan væsken renses eller sendes til land. Drensvann som ikke tilfredsstiller kravene i regelverket vil ikke slippes til sjø. Sanitærvann vil slippes ut i henhold til gjeldende regler. 5.5 Kjemikalier i lukket system Det er identifisert to kjemikalier i lukkede systemer som vil bli benyttet på riggen, hvor forbruket kan overstige 3000 kg/år. En oversikt over HOCNF-pliktige kjemikalier i lukkede systemer som er identifisert er vist i Tabell 5-2. Side 19 av 63
Tabell 5-2. Oversikt over samtlige HOCNF-pliktige kjemikalier i lukkede systemer som er identifisert på riggen. Produkt Bruksområde Miljøklassifisering HOCNF Castrol Hyspin AWH-M 46 Hydraulikkolje Svart Ja Erifon 818 Hydraulikkvæske til Heave kompensator Castrol Hyspin AWH-M 46 benyttes for å styre hydrauliske systemer på riggen. Forventet forbruk er på ca. 2200 kg i løpet av boreperioden. Erifon 818 benyttes som hydraulisk væske i "heavekompensatorene" for å redusere bevegelsene til riggen som følge av bølger på havoverflaten. Forventet forbruk er på ca. 550 kg totalt for boreperioden. Kjemikalier i lukket system vil bli rapportert i årsrapporteringen dersom årlig forbruk er større enn 3000 kg. Rød Ja 5.6 Oversikt over beredskapskjemikalier Av sikkerhetsmessige grunner kan beredskapskjemikalier komme til anvendelse dersom det oppstår uventede situasjoner eller spesielle problemer. Det er således ikke planlagt for bruk av beredskapskjemikalier. Oversikt over beredskapskjemikalier samt kriterier og mengder for bruk knyttet til boring, brønntesting og sementering av brønn er gitt i kapittel 13.5. Eventuell bruk og utslipp av beredskapskjemikalier vil bli rapportert i den årlige utslippsrapporten fra Lundin til Miljødirektoratet. Side 20 av 63
6 Utslipp til luft Utslipp til luft omfatter avgasser fra kraftgenerering av dieseldrevne enheter på riggen, samt utslipp fra forbrenning av olje og gass under en eventuell brønntest. 6.1 Utslipp fra kraftgenerering Bredford Dolphin har erfaringsmessig et dieselforbruk i størrelsesorden 12 tonn per døgn, fordelt på hovedmotorer, nødgenerator, kjeler, sementenhet og kranmotor. Varighet for boreoperasjonen (boring, testing og plugging av grenene), er stipulert til maksimalt 107 dager. Det er benyttet standard Norsk Olje og Gass (tidligere OLF) utslippsfaktorer for beregning av utslipp til luft (Norsk Olje og Gass, 24). Unntaket er for NO X der det er utført egne målinger på utslipp fra hovedmotorer (Sjøfartsdirektoratet, 21). Utslippsfaktorene er som følger: CO 2 : 3,17 tonn/tonn diesel NO X: 0,0296 tonn/tonn diesel (spesifikk for Bredford Dolphin) nmvoc: 0,005 tonn/tonn diesel SO X : 0,0028 tonn/tonn diesel (faktor basert på svovelinnholdet i dieselen) Gjennomsnittlig forbruk av diesel er beregnet til 12 tonn/døgn. Utslipp til luft fra kraftgenerering er vist i Tabell 6-1. Ved gjennomføring av lengst boreprogram (inkl. langt sidesteg og brønntest) vil det være et forventet dieselforbruk på 1284 tonn. Tabell 6-1. Forventede utslipp til luft fra kraftgenerering på riggen Bredford Dolphin. Aktivitet Varighet Forbruk Utslipp (tonn) CO 2 NO X nmvoc SO X Hovedbrønnen 66 792 2 511 23.4 4.0 2.2 Opsjon langt sidesteg 27 324 1 027 9.6 1.6 0.9 Opsjon Brønntest 14 168 533 5.0 0.8 0.5 Totalt med lengst varighet 107 1284 4070 38.0 6.4 3.6 Side 21 av 63
6.2 Utslipp fra brønntesting Testing av reservoarsonen medfører en forventet brenning av opp til 131 000 Sm 3 gass og 884 tonn olje (Gass til oljeforhold eller GOR = 131 Sm 3 /Sm 3 ). Utslipp til luft fra brønntesting er vist i Tabell 6-2. Norsk Olje og Gass sine standardfaktorer er benyttet for beregning av utslipp til luft (Norsk Olje og Gass, 24), unntatt utslippsfaktoren for CO2 fra testing av gass, hvor ny faktor er benyttet (fra klimakvotedirektivet): CO 2 : 3,17 (tonn/tonn olje) 3,73 (tonn/1000 Sm 3 gass) NO X: 0,0037 (tonn/tonn olje) - 0,2 (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: 0,0 (tonn/tonn olje) 0,00000675 (tonn/1000 Sm 3 gass) Tabell 6-2. Utslipp til luft fra brønntesting. Energivare Forbruk CO 2 (tonn) Utslipp til luft (brønntesting) NOx (tonn) CH 4 (tonn) nmvoc (tonn) SOx (tonn) Naturgass (Sm3) 131 000 489 1.6 0.03 0. 0.0 Olje (Crude) (tonn) 884 2802 3.3 0 2.9 0.884 Baseolje Clairsol NS (tonn) 50 159 0.2 0 0.2 0.1 Totalt 3 449 5.0 0.03 3.1 0.9 Side 22 av 63
7 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 hvor det er mulig. Avfallet sorteres i containere og leveres i land for følgende typer avfall: Papp og papir Matavfall Treverk Glass Hard og myk plast EE-avfall Metall (jern og stål) Farlig avfall Matbefengt/brennbart 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 land. Lundin har en kontrakt med Saga Fjordbase gjennom Ascobase og avfallshåndteringsleverandør er SAR AS. For borerelatert avfall (slop, borekaks) er Baker Hughes avfallskontraktør. Side 23 av 63
8 Operasjonelle miljøvurderinger 8.1 Naturressurser i influensområdet Det er gitt en grundig beskrivelse av miljøressurser som kan bli berørt og ressurser som finnes i regionen i Arealrapporten for forvaltningsplan Nordsjøen og Norskehavet (DN & HI, 2007 og 20), samt i MRABA for brønnen (DNV GL, 24). I tillegg er det gjennomført flere undersøkelser og analyser av miljøressurser i området. En oppsummering er gitt her: Tema Bunnforhold og bunnfauna Gjenstander på bunnen Strømforhold Fisk Sjøfugl Marine pattedyr Beskrivelse Havdybden på borelokasjonen er ca. 343±1 meter. Sjøbunnen er relativt flat og sedimentet består hovedsakelig av fin sandholdig leire. Det er ikke identifisert noen forekomster av revdannende koraller, svamper eller andre sårbare bunnlevende organismer i området. Det er ikke funnet skipsvrak eller andre kulturminner i nærområdet rundt brønnen. Det er ikke rørledninger eller telekabler i nærheten av brønnlokasjon. Hovedstrømretningen er dominert av Eggastrømmen mot sørøst i den vestre delen av området. Eggastrømmen følger vestskråningen av Norskerenna. Den østlige delen av området er dominert av Kyststrømmen mot nord, særlig om sommeren. Varmt og salt vann fra Atlanterhavet strømmer inn i Norskehavet hovedsakelig mellom Færøyene og Shetland, og mellom Færøyene og Island. Dette varme vannet strømmer videre nordover inn i Barentshavet og Polhavet, men sprer seg også utover Norskehavet. I det sørlige Norskehavet kommer det kaldt og ferskere vann fra Islandshavet. Det øvre vannlaget er derfor relativt kaldt i det sørvestlige Norskehavet, mens det i resten av Norskehavet er relativt varmt. Det er en rekke viktige fiskeslag i Nordsjøen og Norskehavet. I Nordsjøen er tobis og makrell spesielt viktige. Brønnen ligger ca.135 km nord for et tobisfelt og 362 km nord for makrellfelt. Tobis gyter i desember januar, makrellen gyter i mai-juli. Nordsjøtorsk gyter over større deler av Nordsjøen, inkludert i nærområdet rundt brønnen. Gyteperioden er i perioden Januar-april. I Norskehavet er det norsk vårgytende sild, kolmule og norsk-arktisk sei som gyter i området. Gyteperioden til Norsk vårgytende sild er februar-mars, for kolmule februar-april, og for norsk arktisk sei om vinteren med topp i februar. Det er en rekke sjøfuglarter som har trekkruter og overvintrer i åpne havområder i Nordsjøen og Norskehavet, og som vil være sårbare ved eventuelle akutte utslipp av olje. Alkefugl og flere andre fuglegrupper, som alke, alkekonge, lomvi, lunde, krykkje, havhest, skarver og andefugler, kan forekomme i store ansamlinger innenfor influensområdet, både på åpent hav og langs kysten. Nordsjøen og Norskehavet er oppholdssted for både faste og trekkende pattedyr. Hvalarter som nise, vågehval og kvitnos vil forekomme sporadisk i området, vågehval kun i perioder under næringsvandring om sommeren. De store forekomstene av bardehval på næringssøk forekommer lenger vest (i britisk sone) av Nordsjøen. Hvalartene Blåhval, finnhval, knølhval og vågehval vandrer gjennom Norskehavet på vei mellom forplantningsområdene i varmere farvann (vintermånedene), og sommerbeite ved polarfronten og iskanten, og bruker området primært som beiteområde. Spermhval og nebbhval beiter langs Side 24 av 63
sokkelskråningen, mens arter som nise og spekkhugger er vanlige i de mer kystnære områdene. Selartene steinkobbe og havert har flere leveområder innenfor influensområdet til. Spesielt Verdifulle Områder (SVO) Influensområdet til aktiviteten berører flere SVOer i Nordsjøen og Norskehavet, som beskrevet i bl.a. DN & HI (2007 og 20). Disse er: - Bremanger/Ytre Sula - Haltenbanken - Tobisfelt (Nord) - Mørebankene - Eggakanten - Froan med Sularevet - Sklinnabanken - Kystsonen 8.2 Miljøvurdering av utslippene De operasjonelle utslippene til sjø vil primært være utslipp av borekaks med vedheng av borevæske, overskudd av sementeringskjemikalier fra boring av topphullet og mindre utslipp av oljeholdig vann (regn- og vaskevann) fra boreriggen. Utslipp av riggkjemikalier og hjelpekjemikalier er så små at de ikke kan forventes å medføre målbare miljøeffekter. Overskuddssement sluppet ut fra topphullet vil danne en herdet klump rundt brønnen og ikke spres mer enn ca. 10 m fra brønnlokasjonen. Vaskevann fra sementoperasjonen vil tynnes raskt ut i vannmassene, mens rester av sementen vil synke raskt ned på sjøbunn. Oljeholdig vann sluppet ut fra riggen vil ikke overstige 30 ppm oljeinnhold, og utslippet kan ikke forventes å føre til annet enn neglisjerbare effekter på miljøet. Samtlige bore- og brønnkjemikalier som planlegges benyttet og sluppet ut er i miljøklassifisering Gul eller Grønn. De gule kjemikaliene vil løses i vannmassene, og raskt tynnes ut til konsentrasjoner som ikke er skadelige for vannlevende organismer. Side 25 av 63
9 Miljørisiko 9.1 Etablering og bruk av akseptkriterier Som inngangsdata til miljørisikovurderinger og -analyser er det etablert akseptkriterier for miljørisiko fra aktiviteten. For sårbare ressurser i området 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 9-1 (Lundin Norway AS, 22). Tabell 9-1. Lundin sine akseptkriterier for forurensning fra innretningen, uttrykt som akseptabel grense for miljøskade innen gitte miljøskadekategorier. 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 9.2 Inngangsdata for analysene 9.2.1 Lokasjon og tidsperiode Det er gjennomført en miljørettet risikoanalyse (DNV GL, 24) for brønn (Figur 9-1). Analysen er gjennomført som en skadebasert miljørisikoanalyse i henhold til MIRA metodikken (OLF, 2007). Miljørisikoanalysen er helårlig. For brønnen slik den er planlagt i dag vil vintersesongen være mest relevant, men analysen vurderer uansett miljørisikobildet for alle sesonger. Side 26 av 63
Figur 9-1 Lokasjon til brønn i. 9.2.2 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). Det forventes å finne hydrokarboner i brønn, og det er valgt å benytte Statfjord C råolje som referanseolje i analysene for miljørisiko- og beredskap. Statfjord C (SINTEF, 20) har egenskaper tilsvarende de man forventer for oljen i brønnen ved funn. Statfjord C råolje er karakterisert som en parafinsk olje med et middels voksinnhold og meget lavt asfalteninnhold. Hvis Statfjord C råolje blir sluppet ut på sjøen vil den miste ca. 30 % av de letteste komponentene i løpet av det første døgnet. Dette vil føre til en økning i voks- og asfalteninnholdet og de fysiske egenskapene til råoljen vil endres. Råoljen danner stabile emulsjoner relativt raskt med høy viskositet. Statfjord C råolje er forventet å ha en ganske lang levetid på overflaten, selv ved 10 m/s. Men ved høyere vind (15 m/s) vil kombinasjonen av fordampning og naturlig nedblanding fjerne oljen fra overflaten i løpet av få dager (Figur 9-2). Statfjord C råoljen har et maksimalt vannopptak på ca. 70 % og har et godt potensiale for kjemisk dispergering. Den vil for eksempel dispergere inntil ett døgn på sjøen ved ca. 10-15 m/s ved sommertemperatur (13 C). Ved en vindstyrke på 2-5 m/s vil Statfjord C råolje være dispergerbar opptil flere dager på sjøen Side 27 av 63
Figur 9-2. Massebalansen for Statfjord C råolje for en sommerperiode (15 ºC) og vinterperiode (5 ºC) ved 10 m/s vindhastighet (SINTEF, 20). Side 28 av 63
9.2.3 Definerte fare og ulykkessituasjoner Definert fare- og ulykkeshendelse for miljørisikoanalysen er en utblåsning fra innretningen. Sannsynligheten for en utblåsning fra aktiviteten er estimert til å være 1,55*10-4 (Lloyd s, 24). Utblåsningsratene er hentet fra Add Wellflow (24), og er spesifikke for brønn. Grunnet begrenset antall varighetskategorier i Add Energy rapporten, er det brukt varighetsstatistikk fra Scandpower 23. Statistikken har blitt kombinert ved å bruke en modell utviklet av DNV (Tabell 9-2). Det er antatt 57 dagers varighet for å bore en avlastningsbrønn (fra Add Energy, 24). Vektet rate for brønn er beregnet til 4961 Sm 3 /d og 4852 Sm 3 /d for hhv. overflate- og sjøbunnsutblåsning. Vektet varighet er beregnet til 9,7 døgn for overflateutblåsning og 13,2 dager for sjøbunnsutblåsning. Tabell 9-2 Rate- og varighetsfordeling for overflate- og sjøbunnsutblåsning for brønn. Utslipps sted Fordeling overflate/ sjøbunn Overflate 18 % Sjøbunn 82 % Rate (Sm 3 /d) 2202 Varigheter (dager) og sannsynlighetsfordeling 2 5 15 35 57 Sannsynlighet for raten 54,9 % 4259 5,0 % 8163 53.6 % 18.5 % 16.6 % 5.5 % 5.8 % 35,1 % 11518 3,5 % 18049 1,5 % 2066 54,9 % 4406 5,0 % 8079 44.7 % 17.4 % 19.3 % 9.2 % 9.4 % 35,1 % 11518 3,5 % 17257 1,5 % 9.3 Drift og spredning av olje Det er gjennomført spredningsmodellering av akutte oljeutslipp med bruk av SINTEFs OSCAR modell. Dette er en tredimensjonal oljedriftsmodell som beregner oljemengde på havoverflaten, strandet og sedimentert olje, samt olje nedblandet i vannsøylen. Modellen tar hensyn til oljens egenskaper, forvitringsmekanismer og meteorologiske data og brukes til å gi en statistisk oversikt over hvor oljen kan forventes å spres. Influensområder for brønn i vår-, sommer-, høst- og vintersesongen er vist i Figur 9-3 gitt en overflateutblåsning og i Figur 9-4 gitt en sjøbunnsutblåsning. Influensområdene er relativt like gjennom hele året, men med noen mindre variasjoner i de ulike sesongene. 95-persentilen for strandet mengde oljeemulsjon er høyest i sommersesongen med 5335 tonn. Gjennomsnittlige konsentrasjoner av olje nedblandet i vannsøylen gitt en sjøbunnsutblåsning fra brønnen er vist i Figur 9-5. Side 29 av 63
Figur 9-3. Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i 10 10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønn Morkel, fordelt på sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Side 30 av 63
Figur 9-4. Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i 10 10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønn Morkel, fordelt på sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Side 31 av 63
Figur 9-5. Beregnet gjennomsnittlige THC konsentrasjoner ( 100 ppb) i 10 10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønn Morkel, fordelt på sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Det er ikke sannsynlighet for vannsøylekonsentrasjoner 100 ppb gitt en overflateutblåsning. Side 32 av 63
9.4 Naturressurser som er inkludert i miljørisikoanalysen. Tabell 9-3 viser naturressursene som er inkludert i miljørisikoanalysen for brønnen. Bestandsfordelingen for lomvi er vist i Figur 9-6 og for havert og alkekonge i Figur 9-7. Influensområdet til letebrønn berører havområdene i Nordsjøen og Norskehavet, og det er i miljørisikoanalysen for brønnen valgt å analysere på datasettene for Nordsjøen og Norskehavet. Modellering av tapsandeler av fiskeegg og fiskelarver gitt en utblåsning fra letebrønn er utført for torsk og sild, og viser ingen sannsynlighet for tapsandeler over 0,5 % i noen av sesongene. Mulige konsekvenser anses derfor som neglisjerbare, og fisk er derfor ikke med videre i miljørisikoberegningene. Figur 9-6. Bestandsinndeling for lomvi (kystnært) om vår og sommer, som benyttet i Miljørisikoanalyse for 33/2-2 (DNV GL, 24). Side 33 av 63
Tabell 9-3 Utvalgte VØK for miljørisikoanalysen for brønn (DNV GL, 24). Navn Latinsk navn Rødlista Tilhørighet Alke Alca torda VU Alkekonge Alle alle - Gråmåke Larus argentatus LC Fiskemåke Larus canus LC Havhest Fulmarus glacialis NT Havsule Morus bassanus LC Krykkje Rissa tridactyla EN Lomvi Uria aalge CR Lunde Fratercula arctica VU Polarlomvi Uria lomvia VU Polarmåke Larus hyperboreus - Sildemåke Larus fuscus LC Svartbak Larus marinus LC Alke Alca torda VU Fiskemåke Larus canus NT Gråmåke Larus argentatus LC Havelle Clangula hyemalis LC Havhest Fulmarus glacialis NT Havsule Morus bassanus LC Krykkje Rissa tridactyla EN Laksand Mergus merganser LC Lomvi Uria aalge CR Lunde Fratercula arctica VU Praktærfugl Somateria spectabilis - Siland Mergus serrator LC Sjøorre Melanitta fusca NT Storskarv Phalacrocorax carbo LC Svartbak Larus marinus LC Teist Cepphus grylle VU Toppskarv Phalacrocorax aristotelis LC Ærfugl Somateria molissima LC Pelagisk sjøfugl (åpent hav) Kystnær sjøfugl Havert Halichoerus grypus LC Marine pattedyr Steinkobbe Phoca vitulina VU Oter Lutra lutra VU Strandhabitat - - Strand LC Livskraftig, VU Sårbar, NT Nær Truet, EN Sterkt Truet, CR Kritisk Truet. Side 34 av 63
Figur 9-7. Bestandsfordeling for kystselen havert (venstre) og alkekonge (åpent hav) i vår- og sommersesongen (høyre), som benyttet i Miljørisikoanalysen for brønn (DNV GL, 24). Side 35 av 63
9.5 Miljørisiko knyttet til aktiviteten Miljørisikoanalysen utført for brønn konkluderte med at sjøfugl kystnært var utsatt for høyest miljørisiko. Høyeste utslag i miljørisiko for brønn utgjør 31,7 % av akseptkriteriet for alvorlig miljøskade for lomvi i sommersesongen. Risikoen for øvrig sjøfugl, marine pattedyr og strandhabitat er lavere. Boreoppstart av brønn er planlagt vinter 24. Figur 9-8 viser miljørisiko for VØK gruppene pelagiske sjøfugl (åpent hav), kystnære sjøfugl, marine pattedyr og strandhabitater for hhv. vår-, sommer-, høst og vintersesongen. Analysen viser at risikoen knyttet til boring av brønn ligger innenfor Lundin sine akseptkriterier. Figur 9-8. Miljørisiko forbundet med boring av brønn. Miljørisikoen er uttrykt som andel av Lundins akseptkriterier for miljøskade for hver VØK-gruppe i hver sesong. Figuren viser maksimalt utslag innen hver skadekategori uavhengig av art (DNV GL, 24). Side 36 av 63
10 Beredskap mot akutt forurensning 10.1 Krav til oljevernberedskap Lundin sine krav til oljevernberedskap er nedfelt i selskapets styrende dokumentasjon, APOS. Hovedmålet for selskapet 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 gjøres basert på de mengder olje/emulsjon som kan forventes ved en eventuell utblåsning som følge av beregnede utslippsrater for olje, og de ulike forvitringsprosessene som påvirker den. 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 (24). Det vil bli utarbeidet en spesifikk oljevernberedskapsplan for brønnen før borestart. 10.2 Analyse av dimensjoneringsbehov Det er gjennomført en forenklet beredskapsanalyse for boreoperasjonen (DNV GL, 24). Dimensjonerende hendelse er et overflateutslipp på 4961 Sm 3 olje/døgn, med en varighet på 9,7 dager. Hendelsen er basert på vektet rate og vektet varighet. Ut fra oljens forvitringsegenskaper (SINTEF, 20), vær- og vindforhold i de ulike årstidene (data fra DNV GL, 24), og krav til oljevernfartøy på norsk sokkel er det beregnet et beredskapsbehov som vist i Tabell 10-1. Analysen viser at beredskap med fire NOFO-systemer totalt for barriere 1a og 1b skal være tilstrekkelig som våren, tre systemer er tilstrekkelig om sommeren, og fem systemer totalt er tilstrekkelig om høsten og vinteren. I henhold til ytelseskravene i NOROGs veileding skal fullt utbygd barriere 1a være på plass senest innen korteste drivtid til land (6,7 døgn 100 persentil), mens barriere 1b skal være på plass innen 95 persentil av korteste drivtid til land (dvs. 12,0 døgn). Beredskapsanalysen viser at fem NOFOsystemer, med slepebåter, kan være operative innen 19 timer (Tabell 10-2). Side 37 av 63
Tabell 10-1. Vurdering av systembehov for oljevernberedskap for boring av brønn i. Parameter Vår Sommer Høst Vinter Vektet utblåsningsrate (Sm 3 /d) 4961 4961 4961 4961 Fordampning etter 2 timer på sjø (%) 22 25 30 27 Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 0 0 5 4 Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 9 9 27 27 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1a (Sm 3 /d) 4252 4089 4417 4689 Behov for NOFO-systemer i barriere 1a 1,8 1,7 1,8 2,0 Effektivitet av barriere 1a 47 64 39 29 Fordampning etter 12 t (%) 30 33 17 34 Nedblanding etter 12 t (%) 1 1 17 16 Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) 40 40 66 66 Viskositet etter 12 timer på sjø (cp) 4000 2800 7800 12000 Emulsjonsmengde til barriere 1b (Sm 3 /d) 3098 2053 5827 5784 Behov for NOFO-systemer i barriere 1b 1,3 0,9 2,4 2,4 Totalt behov for NOFO-systemer i barriere 1a og 1b 4 3 5 5 Tabell 10-2. Responstider for de seks første ankomne NOFO-fartøyene og slepefartøyene til letebrønn (fra DNV GL, 24). System Nr. OR-fartøy lokasjon Responstid * (t) Slepefartøy Responstid (t)total responstid (t) 1 Tampen 6 RS Måløy 8 8 2 Troll 2 9 RS Kleppestø 11 11 3 Troll 1 9 RS Haugesund 13 13 4 Gjøa 12 RS Kristiansund 15 15 5 Balder 19 RS Egersund 16 19 * Responstiden inkluderer mobiliseringstid for NOFO (1 time), frigivelsestid fra operatørene, seilingstid og tid for utsetting av lense (1 time). Kystnære systemer og strandrensesystemer skal innen 95 persentil av korteste drivtid til land være i stand til å håndtere tilflytende mengde emulsjon. For den aktuelle boreperioden (vinter) utgjør dette 1526 tonn emulsjon per dag (Tabell 10-3). Ytterligere detaljering av systemer og ressurser vil fremgå av oljevernplanen som ferdigstilles før oppstart. Side 38 av 63
Tabell 10-3. Strandet emulsjon i tonn og drivtider til land i dager (95- og 100-persentil) gitt et utslipp for vår-, sommer-, høst- og vintersesongen, basert på oljedriftsmodelleringen utført for brønn. Sesong Strandet emulsjon (tonn) Drivtid til land (d) Tilflyt til barriere 2 (tonn/døgn) Persentil 95 100 95 100 95 100 Vår 3145 107695 15,5 7,5 126 4308 Sommer 5335 130916 13,1 8,2 133 3273 Høst 2508 93354 12,8 8,5 123 4574 Vinter 25 60840 12,0 6,7 153 3711 10.3 Dispergering Hovedstrategi for bekjempelse av et eventuelt oljeutslipp fra brønn er mekanisk opptak. Muligheten for dispergering vil imidlertid bli vurdert dersom forholdene ligger til rette for det. Referanseoljen til denne letebrønnen er Statfjord C råolje. Gitt en vedvarende oljevernaksjon vil bruk av dispergering vurderes ved en eventuell hendelse. Det gjøres da en avveining i forhold til konfliktpotensial med miljøressurser i området (faktisk påvist sjøfugl samt kunnskap om fiskeutbredelse). 10.4 Foreslått beredskap for deteksjon og overvåkning av utslipp Det er implementert 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 overvåkning 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 vil i tillegg ha avtale med SAR-helikopter, utstyrt med FLIR, som kan mobiliseres ved behov for fjernmåling og kartlegging av oljeforurensning. Side 39 av 63
10.5 Forslag til beredskap mot akutt forurensning Basert på anbefalinger i beredskapsanalysen er Lundin sin foreslåtte havgående beredskap som vist under: - Første system innen 8 timer - Fullt utbygd barriere (5 systemer) innen 19 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 12 døgn være i stand til å håndtere 153 tonn emulsjon per dag. Ytterligere detaljering av systemer og ressurser vil fremgå av oljevernplanen som ferdigstilles før oppstart. Side 40 av 63
11 Utslipps- og risikoreduserende tiltak Tiltak for å redusere miljøpåvirkningen under operasjonen er listet nedenfor; og disse vil bli fulgt opp i den detaljerte planleggingen og gjennomføringen av boreoperasjonen. Riggens historikk for akutte utslipp har blitt gjennomgått, kompenserende tiltak fra disse blir etterprøvd og verifisert under boreoperasjonen. Robust brønndesign, med tilfredsstillende ytelse og marginer i ulike brønnbarrierer, for å redusere risiko for tap av brønnintegritet. Brønnen er designet ihht NORSOK D-0, rev.4. Høyt fokus på gjenvinning og gjenbruk av borevæskesystemer under operasjonen Riggen skal deles inn i åpne og lukkede områder, med klare begrensinger for hvilke aktiviteter som kan gjennomføres og hvilke kjemikalier som kan lagres på ulike områder. Risiko for spill av olje og kjemikalier skal minimaliseres. Regn- og drensvann fra risikoområder samles opp og sendes til land Visuell overvåking av bulkoperasjoner som kan forårsake oljeforurensning til sjø. Samtlige bulkslanger inspiseres og trykktestes før bruk. Det er etablert prosedyrer for kontroll og overvåkning av bulkoverføring av oljeprodukter (diesel, baseolje, borevæske etc.). Beredskapsfartøyet skal være utstyrt med oljedetekterende systemer for å detektere og spore oljeforurensning på havoverflaten. Det er etablert et slangeregister på riggen for å bedre vedlikeholdsrutiner og redusere risikoen for spill av hydraulikkolje fra slanger. Særlig fokus skal være på slanger uten barrierer mot sjø. Hydrauliske systemer som ikke er i bruk skal være isolerte for å redusere risikoen for utslipp. Side 41 av 63