Søknad om tillatelse etter forurensningsloven for boring av brønn på lisens 708 Brønn: Rigg: Transocean Arctic July 25 Document number:
Title: Document no. Lundin Norway AS Søknad om tillatelse etter forurensningsloven for boring av brønn på lisens 708 Well Document date Version no. Document status Authors: Name and Position: Signature: Natalia Belkina, Environmental Advisor Helene Østbøll, Environmental Advisor Verified: Name and Position: Signature: Axel Kelley, Environmental Advisor Approved: Name and Position: Signature: Jan Roger Berg, Drilling Manager Side 2 av 68
Innholdsfortegnelse Innholdsfortegnelse... 3 1 Sammendrag... 5 2 Forkortelser og definisjoner... 7 3 Innledning... 8 3.1 Rammer for aktiviteten... 8 4 Aktivitetsbeskrivelse... 9 4.1 Generelt om aktiviteten... 9 4.2 Boreplan... 9 4.3 Boreprogram... 13 4.4 Brønntester... 14 4.4.1 Formål med brønntestene... 14 4.4.2 Beskrivelse av brønntestanlegget... 15 4.4.3 Avbøtende tiltak for å sikre optimal forbrenning... 19 4.4.4 Alternative teknologier i forbindelse med brønntesting... 21 5 Utslipp til sjø... 23 5.1 Vurdering av kjemikalier og utslipp... 23 5.2 Forbruk og utslipp av kjemikalier... 23 5.2.1 Borekjemikalier... 23 5.2.2 Sementeringskjemikalier... 24 5.2.3 Brønntestkjemikalier... 24 5.2.4 Riggkjemikalier... 25 5.3 Borekaks... 25 5.4 Oljeholdig vann og sanitærvann... 26 5.5 Kjemikalier i lukket system... 27 5.6 Oversikt over beredskapskjemikalier... 27 6 Utslipp til luft... 28 6.1 Utslipp fra kraftgenerering... 28 6.2 Utslipp fra brønntesting... 29 7 Avfall... 30 8 Operasjonelle miljøvurderinger... 31 8.1 Naturressurser i influensområdet... 31 8.2 Kartlegging av svamp i nærområdet... 32 8.3 Miljøvurdering av utslippene... 34 8.3.1 Miljøvurdering av utslipp fra brønntestene... 34 9 Miljørisiko... 38 9.1 Etablering og bruk av akseptkriterier... 38 9.2 Inngangsdata for analysene... 38 9.2.1 Lokasjon og tidsperiode... 38 9.2.2 Oljens egenskaper... 38 Side 3 av 68
9.2.3 Definerte fare- og ulykkessituasjoner... 39 9.3 Drift og spredning av olje... 40 9.4 Naturressurser inkludert i miljørisikoanalysen... 43 9.5 Miljørisiko knyttet til aktiviteten... 46 10 Beredskap mot akutt forurensning... 48 10.1 Krav til oljevernberedskap... 48 10.2 Analyse av dimensjoneringsbehov... 48 10.3 Dispergering... 50 10.4 Foreslått beredskap for deteksjon og overvåkning av utslipp... 50 10.5 Forslag til beredskap mot akutt forurensning... 51 11 Utslipps- og risikoreduserende tiltak... 52 12 Referanseliste... 54 13 Vedlegg... 56 13.1 Oppsummering av forbruk og utslipp av kjemikalier... 56 13.2 Planlagt forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier... 59 13.3 Planlagt forbruk og utslipp av sementeringskjemikalier... 63 13.4 Planlagt forbruk og utslipp av riggkjemikalier... 66 13.5 Beredskapskjemikalier... 68 Side 4 av 68
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 i utvinningstillatelse PL708. Brønnen skal bores med boreriggen Transocean Arctic. Tidligste oppstart for brønnen er november 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 også lagt opp til en opsjon for et geologisk sidesteg og inntil tre brønntester, gitt funn. Det søkes om tillatelse til bruk av oljebasert borevæske i 17 ½ seksjon i eventuelt sidesteg. Samlet søkes det om bruk av 1629 tonn oljebasert borevæske, hvorav 905 tonn er gule stoffer og 724 tonn er grønne. 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 opsjon med vannbasert borevæske i alle seksjoner. Forbruk (tonn) Utslipp (tonn) Aktivitet Grønne Gule kjemikalier Grønne Gule kjemikalier kjemikalier Gul/Y1 Y2 Y3 kjemikalier Gul/Y1 Y2 Y3 Hovedbrønnen 3163 150 137 0 2 031 89 82 0 Sidesteg 1 878 151 145 0 851 89 87 0 Brønntesting 1 869 390 0 0 962 43 0 0 Totalt 6 910 691 282 0 3 843 221 169 0 Tabell 1-2. Estimert forbruk og utslipp til sjø av gule og grønne kjemikalier (målt som stoff) for brønn, gitt opsjon med oljebasert borevæske i 17 1/2 seksjon i sidesteget og vannbasert borevæske i andre seksjoner. Forbruk (tonn) Utslipp (tonn) Aktivitet Grønne Gule kjemikalier Grønne Gule kjemikalier kjemikalier Gul/Y1 Y2 Y3 kjemikalier Gul/Y1 Y2 Y3 Hovedbrønnen 3 163 150 137 0 2 031 89 82 0 Sidesteg 1830 983 112 0 524 56 54 0 Brønntesting 1 869 390 0 0 962 43 0 0 Totalt 6 862 1523 249 0 3 516 188 136 0 Utslipp til luft kommer fra kraftgenerering og i forbindelse med brønntesting. En oversikt over omsøkte utslipp til luft er vist i Tabell 1-3. Side 5 av 68
Tabell 1-3. Estimerte utslipp til luft (kraftgenerering og brønntesting) for brønn. Varighet (døgn) Forbruk av diesel (tonn) Utslipp i tonn Aktivitet CO 2 NO X nmvoc SO X CH 4 Kraftgenerering for hovedbrønnen 79 1689 5353 91 8.4 1.7 - Kraftgenerering for sidesteg 43 919 2914 50 4.6 0.9 - Kraftgenerering for brønntest (inntil 3 stk.) 28 599 1897 32 3 0.6 - Utslipp fra brønntest - - 6059 9 5.3 4.5 0.06 Totale utslipp 150 3206 16223 182 21.3 7.7 0.06 Lisensen er lokalisert i region Finnmark Øst i Barentshavet. Blokken der det skal bores er ikke underlagt noen tidsbegrensninger samt fiskeri- eller miljøvilkår som begrenser aktiviteten. Det er gjennomført flere undersøkelser av bunnfauna innenfor lisensområdet. Enkelte svampindivider er identifisert i nærheten av den planlagte brønnlokasjonen. Spredning av svamper er begrenset til grovere sedimenter, mengde og tetthet av svamper er karakterisert som lav. Ingen korallforekomster er observert. Det er gjennomført en miljørisiko- og beredskapsanalyse for brønn. Miljørisikoanalysen konkluderte med at kystnære miljøressurser var utsatt for høyest miljørisiko. Høyeste utslag i miljørisiko for brønn er beregnet til 26 % av Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier for alvorlig miljøskade for lunde i vårsesongen. Risikonivået forbundet med leteboringen ligger således innenfor Lundins akseptkriterier. Beregningene i beredskapsanalysen gir behov for 2 NOFO-systemer for å håndtere tilflyt av olje til barriere 1a og 1b. Første system vil være på plass innen 2 timer (5 timer ved mannskapsbytte), og fullt utbygget barriere vil være på plass innen 17 timer. Side 6 av 68
2 Forkortelser og definisjoner AIS Automatisk identifikasjonssystem (antikollisjonshjelpemiddel for skipsfarten) AMAP Arctic Monitoring and Assessment Programme BOP Blowout preventor IR kamera Infrarødt kamera FLIR Forward Looking InfraRed - infrarødt kamera Fm. Formasjon GOR Forkortelse for gass/olje forhold. Forholdet mellom produsert gass og produsert olje i brønnen. Harmonized Offshore Chemicals Notification Format - HOCNF økotoksikologisk dokumentasjon for kjemikalier til bruk i offshorebransjen MD Målt dybde MIRA Metode for miljørettet risikoanalyse (OLF, 2007) MEG Monoetylenglykol MSL Mean sea level gjennomsnittlig havnivå MWM Maritime Waste Management AS OBM Oil Based Mud - oljebasert borevæske OLF Oljeindustriens landsforening (nytt navn Norsk olje og gass, NOROG) NOFO Norsk Oljevernforening for Operatørselskap NORSOK-standard Industristandarder for operasjoner på norsk sokkel NOROG Norsk olje og gass P&A Plug and abandonment PL Utvinningstillatelse (produksjonslisens) PSV Platform Supply Vessel - forsyningsskip RKB Rotary kelly bushing - mål for posisjon på boredekk ROV Remotely Operated Vehicle SAR Search and Rescue - redningstjeneste SEAPOP «Seabird populations» er et landsdekkende program for overvåking av sjøfugl langs hele kysten av Norge og i tilstøtende havområder SVO Særlig Verdifulle Områder TD Totalt dyp TVD Totalt vertikalt dyp TVD RKB Totalt vertikalt dyp under boredekk VØK Verdsatt Økosystem Komponent WBM Water Based Mud - vannbasert borevæske Side 7 av 68
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 i utvinningstillatelse. Brønnen skal bores med boreriggen Transocean Arctic. 3.1 Rammer for aktiviteten Lisens ligger i region Finnmark Øst i Barentshavet (Figur 3-1). Lisensen er underlagt betingelsene for aktivitet som nedfelt i Stortingsmelding 10 (20-11) "Oppdatering av forvaltningsplanen for det marine miljø i Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten" (Miljøverndepartementet, 21). Lisensen ligger ca. 84 km fra Finnmarkskysten, utenfor 50 km kystbeltet som er identifisert som særlig verdifullt og sårbart område (kap. 3.2, Miljøverndepartementet, 21). Figur 3-1. Oversikt over planlagt brønnlokasjon for brønn. Side 8 av 68
4 Aktivitetsbeskrivelse 4.1 Generelt om aktiviteten Brønnen vil bli lokalisert i lisens, og avstanden til land er ca. 84 km (Berlevåg, Finnmark). Avstanden til den norsk-russiske maritime grensen i Barentshavet er ca. 115 km. Vanndypet på lokasjonen er 288 m MSL±1 m og sjøbunnen består hovedsakelig av siltig leire. Formålet med letebrønnen er: Teste reservoaregenskapene og hydrokarbonpotensialet i primærmålet Røye Fm. Teste reservoaregenskapene og hydrokarbonpotensialet i sekundærmålet (Ørn Fm.) og tertiærmålet (Soldogg Fm.). Brønntesting vil bli vurdert avhengig av brønnresultatene. Formålet med testene vil være å undersøke produksjonsegenskapene til reservoaret. Nærmere beskrivelse av brønntester og vurderinger som er gjort knyttet til disse er vist i kapittel 4.4. Brønnen planlegges boret til 3050 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 30 10 07.90" Ø 71 31 58.66" N UTM koordinater (ED50 UTM Zone 34, N of 62, CM 21 East) Vanndyp Avstand til land Planlagt boredyp Varighet på boreoperasjonen 823 065.4 m Ø 7 961 636.1 m N 288 m ± 1m ca. 84 km Ca. 3050 m TVD RKB (discovery case) 79 dager uten sidesteg og brønntesting, forventet total varighet med alle opsjoner er 150 dager 4.2 Boreplan Boreoperasjonen er planlagt gjennomført med den halvt nedsenkbare riggen Transocean Arctic. Hovedbrønnen skal bores vertikalt, med en opsjon for et sidesteg og inntil tre brønntester, avhengig av brønnresultat. Brønnen skal plugges og forlates etter endt operasjon. Tidligst forventede oppstart er i november 25. Side 9 av 68
Totalt dyp er satt til 3050 m TVD RKB gitt funn. Dersom brønnen er tørr vil planlagt dyp på brønnen kortes ned (tørr brønn 2654 m TVD RKB). Et eventuelt 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 sidesteget i Figur 4-2. Estimert varighet for boreoperasjonen er ca. 79 dager (gitt funn). Boring av sidesteget er estimert å ta 43 dager. I tillegg søkes det om tillatelse for utslipp i forbindelse med inntil 3 brønntester, enten i hovedbrønnen eller i det mulige sidesteget. Brønntesting planlegges med en varighet på 28 dager. Den totale varigheten for operasjonen gitt samtlige opsjoner er estimert til 150 dager (Tabell 4-2). Tabell 4-2. Forventet varighet for boring av brønn, gitt ulike opsjoner. Operasjon Boring av hovedbrønn (discovery case) Opsjon for brønntesting (inntil 3 stk.) Opsjon for sidesteg Totalt gitt alle opsjoner Varighet 79 dager 28 dager 43 dager 150 dager Side 10 av 68
Figur 4-1. Brønnskisse for hovedbrønnbrønn. Side 11 av 68
Figur 4-2. Brønnskisse for mulig sidesteg til brønn. Side 12 av 68
4.3 Boreprogram Program for boring, samt eventuelt sidesteg, testing og permanent tilbakeplugging av brønn 7130/4-1 vil bli sendt Petroleumstilsynet som vedlegg til samtykkesøknaden. En kort beskrivelse av brønnseksjonene er gitt her. Hovedbrønn 36 hullseksjon / 30 lederør Et 36 hull bores fra sjøbunn (312 m RKB) til 377 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. Pilothull Et 9 7/8 pilothull bores fra 30 lederørsko på 377 m RKB til 562 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. 26 seksjon / 20 overflaterør Etter at pilothullet er ferdigboret vil dette utvides til 26 hulldiameter. Hullet bores med sjøvann og renses periodevis med høyviskøse piller. Etter boring 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 562 m til 1815 m RKB med 1,2 s.g. 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 1808 m RKB. Reservoar pilothull Et 8 ½ pilothull bores fra 13 3 / 8 foringsrørsko (1808 m RKB) til 2372 m RKB. Hullet bores med 1,15 s.g. vannbasert borevæske. Borevæsken sirkuleres i retur til riggen, hvor borekaks med vedheng av borevæske separeres og slippes til sjø over ristebordene. Etter endt kjernetaking og logging vil seksjonen støpes igjen med sement gitt tørr brønn. 12 ¼ seksjon / 9 5 / 8 forlengelsesrør (gitt funn) Etter at reservoar pilothullet er ferdigboret vil dette utvides til 12 ¼ hulldiameter. Hullet bores med 1,15 s.g. 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 undersøke tertiar target Soldogg vil det installeres og støpes 9 5 / 8 forlengelsesrør ved 2370 m RKB. 8 ½ seksjon 8 ½ seksjonen bores fra 2372 m til totalt dyp på 3050 m RKB med 1,15 s.g. vannbasert borevæske. Borevæsken sirkuleres i retur til riggen, hvor borekaks med vedheng av borevæske separeres og Side 13 av 68
slippes til sjø over ristebordene. Etter endt logging vil åpent hull støpes tilbake til forrige foringsrør før en eventuell brønntest av primær/sekundær target. Hvis ikke brønntest, vil brønnen plugges og forlates permanent. Opsjon for sidesteg Dersom det besluttes å bore et sidesteg vil hovedhullet plugges tilbake og sidesteget bores ut ved ca. 555 m MD rett under 20 overflaterør. Sidesteget bores først med 17 ½ borekrone fra ca. 555 m til 2111 m MD. Opsjon for 17 ½ seksjon (WBM) 17 ½ seksjonen bores med 1,2 s.g. vannbasert borevæske. Borevæsken sirkuleres i retur til riggen, hvor borekaks med vedheng av borevæske separeres og slippes til sjø over ristebordene. Et 13 3 / 8 foringsrør installeres og støpes med sement. Opsjon for 17 ½ seksjon (OBM) 17 ½ seksjonen bores med 1,2 s.g. oljebasert borevæske. Borevæsken sirkuleres i retur til riggen, hvor borekaks med vedheng av borevæske separeres og ilandføres. Et 13 3 / 8 foringsrør installeres og støpes med sement. Øvrige seksjoner i sidesteget bores med 1,15 s.g. vannbasert borevæske. 8 ½ pilothull bores fra 13 3 / 8 foringsrørsko (2104 m MD) til 2749 m MD og etter endt boring utvides til 12 ¼ hulldiameter. 8 ½ seksjonen bores fra 2749 til 3497 m MD. Etter endt boring og logging vil brønnen plugges og forlates. 4.4 Brønntester 4.4.1 Formål med brønntestene Det planlegges å gjennomføre inntil 3 brønntester avhengig av brønnresultater. Den første testen vil kjøres i Ørnen formasjon dersom en betydelig oljekolonne er påtruffet. Den andre og den tredje testen vil bli utført i nedre og i øvre soner i Røye formasjonen. Formål med brønntesting vil være: Bestemme reservoarets produksjonsegenskaper Bekrefte reservoarets trykk og temperatur Vurdere reservoarets oppbygging (laginndeling, grenser, kontaktflater) Innsamling av representative nedihulls- og overflateprøver Den endelige beslutningen om å teste vil bli basert på kjerneprøver, wireline logging, og væskeprøver fra reservoarbergarter gjenvunnet under logging. Sannsynligheten for at det blir kjørt mer enn 2 tester er meget lav. En brønntest vil være avgjørende for fremtidig aktivitet, både i letefasen og avgrensningsfasen. Det bør poengteres, at de dynamiske data som er utført på Edvard Grieg feltet (16/1-10, 16/1-8 og 16/1- Side 14 av 68
15) og på Johan Sverdrup (16/2-6, 16/3-4 og 16/2-11) har vært av kritisk verdi for forståelsen av reservoarenes utstrekning og produksjonsegenskaper og for å bevise kommersiell brønnproduktivitet i disse reservoarene. Med andre ord, uten brønntesting hadde f.eks. neppe Edvard Grieg funnet blitt erklært kommersielt. En brønntest vil også i flere tilfeller kunne spare lisenser for avgrensningsbrønner. Brønntesten på 16/3-4 kombinert med 16/2-6 testen (Johan Sverdrup) sparte minst én brønn ved at de viste at Volgian sanden mest sannsynlig er sammenhengende mellom dem. Lisensen kunne da konsentrere seg om å definere flankene i videre avgrensningsprogram. Det forventede hovedreservoaret i brønn (Røye Formasjonen) er blitt testet i de 2 nærmeste brønnene 7128/4-1 og 7128/6-1. Testene i disse 2 brønnene viste at reservoaregenskapene er en helt kritisk parameter for vurdering av mulig kommersialitet for Ørnen prospektet. 4.4.2 Beskrivelse av brønntestanlegget Brønntesten gjennomføres ved avbrenning av brønnstrøm. Etter brønnperforering vil brønnstrømmen ledes til testanlegget på riggen hvor brønnstrømmen vil bli antent og forbrent. For å sikre best mulig forbrenning ved gjennomføring av testingen vil det bli benyttet brenner av typen Sea Emerald Burner med høy effektivitet og god forbrenning (se 4.4.3). Slop, kompletteringsvæske og væske som har vært i kontakt med olje eller reservoaret og er vanskelig å brenne, samles opp og sendes til land for behandling. Figur 4-1viser et generisk brønntestanlegget. Valg av testutstyret er basert på at de beste tilgjengelige teknikkene med sikte på å motvirke forurensning skal benyttes. Beskrivelsen av hovedkomponenter er gitt nedenfor. Figur 4-1. Generisk brønntestanlegget. Hvite tekstbokser viser prosesskomponenter, gule viser målepunktene og rosa viser hvor forbrenningen foregår. Side 15 av 68
Brønnstrømmen kommer til overflaten via produksjonsrøret i brønnen, som er koblet til overflate testtreet på boredekket. Testtreet er utsyrt med sikkerhetsventiler. Fra testtreet blir brønnstrømmen koblet til høytrykkslinjen til brønntestområdet via armerte, fleksible slanger. Høytrykkslinjen fra boredekket er terminert i testområdet på riggen og brønnstrømmen går via en nødavstengningsventil til choke-manifolden. På choke-manifolden kontrolleres åpningen på ventilen og derved strømningsraten. Fluidene går fra choke-manifolden via en varmeveksler til test-separatoren. Varmeveksleren justerer opp temperaturen på brønnstrømmen til ønsket nivå for effektiv separatorkjøring. I separatoren skilles olje, gass og eventuelt vann. Gassen går til høytrykks-flare på brennerbommen. Oljen går til brennerhodet på brennerbommen, mens eventuelt utskilt vann samles på en lagertank. For å kalibreringssjekke oljemålerne under drift benyttes, en til flere ganger under en jobb, en kalibreringstank for å sjekke målt volum. Korreksjonsfaktor benyttes på oljemålingen for å få den så korrekt som mulig. Fra kalibrerigstanken pumpes oljen til brennerhodet på brennerbom. Gass fra kalibreringstank går til lavtrykks-flare på brennerbommen. I tillegg til selve prosessutstyret brukes det også atmosfæriske lagertanker for å lagre væske som ikke kan brennes. Volumet på lagertankene vurderes for hver enkelt jobb. Disse tankene har hjelpepumper koblet opp til dem for væskeoverføring til transporttanker for transportering av væsken til land. Figur 4-2. Brønntestanlegget om bord på Transocean Arctic. Beskyttelsebur rundt anlegget brukes for å beskytte anlegget mot eventuelt kranløft uhell. Side 16 av 68
Hovedprosess-komponenter er også beskrevet i Tabell 4-3. Tabell 4-3. Beskrivelse av hovedprosess-komponenter. Testtre Del av primærbarrieren i brønnen. Lokalisert på boredekk Dette er et ventiltre som monteres direkte på produksjonsrøret i brønnen. Treet kan variere i størrelse, alt etter størrelsen på produksjonsrøret. Testtreet har sikkerhetsventiler som kan stenge ned brønnen. Choke-manifold Lokalisert i brønntest-området Dette er en manifold med blokkeringsventiler og faste (utbyttbar) og justerbar strupeventil. Det er på denne enheten at brønnstrømmen reguleres. Varmeveksler Lokalisert i brønntest-området Hensikten med varmeveksleren er å kunne justere separator-temperaturen. De fleste gangene trenger vi oppvarming, men i noen tilfeller er det snakk om kjøling. Målet er å ha en optimal temperatur i separatoren for best mulig separasjon. Størrelsen på varmevekslerene varierer mye, alt etter energibehovet for å oppnå ønsket temperatur i separatoren. I de fleste tilfellene er det en enkelt varmeveksler som trengs, enten som en løs prosesskomponent montert inne i en modulærpakke modul (øverste bilde), eller i egen løfteramme (bildet i midten). De doble varmevekslerne (nederst) er normalt kun i bruk på høyrate jobber. Test-separator Lokalisert i brønntest-området I test-separatoren separeres olje, gass og eventuelt vann fra hverandre. Dette ved hjelp av gravitasjonsseparering. Separatoren inneholder bølgedempere, gass-utskillere, innløpsanordninger, overløpsplater, etc. Eksternt har enheten gass- og væskemålere, pluss normalt en enhet for å måle oljevolum-krymping. Side 17 av 68
Kalibreringstank Lokalisert i brønntest-området Dette er en tank med kalibrert volum som brukes til å verifisere oljemålerne på testseparatoren under operasjon. Korreksjonsfaktorene benyttes direkte i målerapportene fra jobbene for å få best mulig målenøyaktighet under jobbene. Tanken finnes i to hovedtyper, enkelt kammer, og dobbeltkammer. (Venstre bilde viser tank med enkelt kammer, mens høyre bilde viser tank med to kamre). Bruken av enkelt- eller dobbeltkammer avhenger av brønnen sin beskaffenhet og operatørselskap preferanse. Pumpe Lokalisert i brønntest-området Hovedpumpen brukes til å pumpe kalibreringstanken tom. Pumpen pumper normalt oljen til brennerhodene på brennerbommen. Pumpen har også mulighet for å pumpe oljen til lager- og transporttanker hvis behov for dette. Pumpestørrelsen varierer en del, alt avhenging av hvordan en aktuell brønn forventes å oppføre seg. Men, alle pumpene er av sentrifugal type, har girboks og elektromotor. Brennerbom 2 stk. lokalisert på begge sider av riggen. Brennerbommen benyttes til å montere oljebrennerne på, samt rigg-kjøleutstyr ved behov. I tillegg har bommen gass flare linjer (2 stk). Brenner-bommene er typisk ca. 25 meter lange og kan håndtere en vekt på 750-1500 kg ytterst (rigg spesifikt). Bildet til venstre viser brennerbomtuppen. Brennermommene har normalt følgende linjer; oljelinje, høytrykksgass, lavtrykksgass, kjølevann, luft og på en del rigger en ekstra linje for sirkulering av olje til tank etter en jobb. Brennerhode (Sea Emerald type) Lokalisert på brennerbom (et på hver bom) Sea Emerald brennerne er hovedbrenneren som har vært brukt i Norge siden introduksjonen i 1994. Ca. 80% av aller jobbene i Norge siden den gang har blitt utført med denne brenneren i bruk. Brenneren er testet av tredjepart i USA og de omfattende dataene fra denne testen er brukt indirekte som basis for utslippsfaktorene som ligger i Norsk Olje og Gass sine retningslinjer. Bildet viser brenneren med transportrammen på. Den fjernes ved installering. Høytrykks-gass flare Lokalisert på brennerbom (en på hver bom) Selve høytrykks-flaren er normalt en del av det faste utstyret på en rigg. Men, i noen tilfeller leveres spesial-flare tupper fra oss. (ref. bilde) Alle høytrykks-flarene er av høyhastighets- eller supersonisk- type (mao. høyeffektive) Atmosfærisk lagertank Lokalisert i brønntest-området, eller i eget lagertank område Lagertank for væske som ikke kan brennes. Antall tanker varierer fra jobb til jobb, alt etter behov. Væske innholdet blir pumpet over på små transporttanker for transport til lands. Tankene inneholde spylesystemer for å fjerne bunnsedimenter. Side 18 av 68
Hjelpepumpe Lokalisert i brønntest-området, eller i eget lagertankområde Brukes til å overføre væske mellom lagertanker, og fra lagertank til transporttank. Denne typen pumper er alltid av membrantype, som tåler eksponering av urene væsker. Lavtrykks væskeutskiller (knock-out pot) Opsjonelt utstyr, lokalisert nedstrøms kalibreringstank. Benyttes som ekstra sikringstiltak mot mindre væskemengder som kan følge med gassen fra kalibreringstanken til lavtrykks-gass flare på brennerbommen, hvis oljen kan danne skum som nivåkontrollen på kalibreringstanken ikke kan fange opp. Lavtrykks væskeutskilleren skal normalt alltid være tørr innvendig. Hvis væske kommer ut av gassutløpet på kalibreringstanken vil en nivåbryter som sitter i bunnen av væskeutskilleren gi signal om overfylling av kalibreringstanken, slik at korrektivt tiltak kan iverksettes, eller anlegget stenges ned. Volumet i væskeutskilleren er tilpasset tiden det tar å stenge ned brønnen, slik at ingenting går til sjøen hvis overfylling skjer. Høytrykks olje-i-gass nivåkontroll Opsjonelt utstyr, lokalisert nedstrøms gassutløpet på separatoren. Benyttes som ekstra sikring mot mindre væskemengder som kan følge med gassen fra separatoren til høytrykks-gass flare på brennerbommen, i tilfeller hvor oljen danner skum, eller store bølgebevegelser i riggen gir nivåkontroll-problemer. Utstyret egner seg best til tilfeller med relativt lave gass rater fra separatoren (som oftest vil være mest kritiske). Dette er nyutviklet utstyr som fremdeles er under utprøving offshore. 4.4.3 Avbøtende tiltak for å sikre optimal forbrenning Brønntesting vil bli planlagt og styrt på en måte som gjør at man mest mulig reduserer totalforbruket av olje og gass og sikrer høyeffektiv forbrenning for å minimalisere utslipp: For å redusere forbruk av olje og gass benyttes det nedihullsensorer i brønnen som formidler sanntidsdata (reservoartrykk og temperatur) til riggen og gjør det mulig å optimalisere strømning og kutte flow-perioder så snart nødvendige data er innsamlet. Kortere testvarigheter betyr mindre volum av forbrent gass og olje og dermed mindre utslipp. For å forsikre best mulig forbrenning er det planlagt å bruke brennerhode av typen Sea Emerald Burner som har forbrenningseffektivitet på >99.993% (<7 liter oljenedfall per 100 m 3 brent olje). Brennerhodet har en unik konstruksjon av brennerdyser med forbedret luftinnsug som sørger for dannelse av mindre oljedråper og hurtigere forbrenning som kraftig reduserer risiko for nedfall av uforbrent olje. Det vil være mindre nedfall av olje fra brønntest enn teoretisk Side 19 av 68
beregnet mengde ihht Norsk olje og gass sin anbefalte standardfaktor (0,05%, tilsvarende 50 liter olje per 100 m 3 brent olje), se også kapittel 8.3.1.1. Forbrenningen i oljebrennerne og gas-flarene overvåkes kontinuerlig for å sørge for optimal forbrenning og umidelbar deteksjon av eventuelt oljesøl. Det overvåkes f. eks.: o Tilstrekkelig lufttilførsel o Flammepilotene er kontinuerlig i drift o Oljeraten som forbrennes er innenfor brenneren sin spesifikasjon (justerbart ved åpning og stenging av brennerhoder) o Oljen som forbrennes har tilstrekkelig mottrykk i brenneren (hvis ikke blir oljen pumpet ut til brennerne) Det er et overordnet mål å gjennomføre brønntesten med så små utslipp som praktisk mulig, inkludert å minimalisere røykdannelsen. Skulle oljeutfall til sjø eller sotutfelling inntreffe vil forbrenningsparameterne bli justert for å optimalisere forbrenningen. Ved lave temperaturer kan oljen utfelle voks og tette brønntestutstyr og som konsekvens redusere effektiviteten av forbrenningen. For å unngå dette vil en varmeveksler bli benyttet for å sørge for at brønnstrømmen ankommer test-separatoren med riktig temperatur for effektiv separasjon hvor voksen er i flytende fase. I tillegg, siden oljen kan bli avkjølt ved lengre oppholdstid i de planlagte tankene i anlegget, og voks derved kan oppstå, har man også installert varme-coiler inne i tankene (heat circulation loop) slik at man har mulighet til å varme opp oljen og smelte eventuell voks. Barrierene i forhold til oljesøl på dekk inkluderer følgende hovedmomenter: o Automatisk prosess-nedstengingssystem er ihht. NORSOK D-007. Dersom eventuell hydrokarbonlekkasje til dekk ikke blir oppdaget av automatisk prosessnedstengingssystem, nedstenges brønnen umiddelbart manuelt. o Spill-kant installert rundt hele brønntestområdet, ihht. NORSOK D-007, som kan håndtere et utslipp som tilsvarer minimum 110% av volumet i den største tanken i anlegget (i tilfelle en av tankene ved et uhell blir mekanisk skadet og tømmes på dekk). o Alle dekk-dreneringspunkter innenfor spill-kanten er mekanisk blokkert og forseglet for å hindre eventuelt oljesøl på dekk fra å komme ned i riggen sitt dreneringssystem. o Kontinuerlig bemanning av brønntestanlegget i drift. Dette betyr fysisk tilstedeværelse 100% av tiden og er et mye strengere krav enn hva som er vanlig for produksjonsplattformene. Lavtrykks væskeutskiller (knock-out pot) er planlagt brukt som ekstra sikringstiltak mot overfylling av kalibreringstanken og eventuelt utslipp til sjø. Et beredskapsfartøy utstyrt med fjernmålingssystem vil overvåke havoverflaten ved gjennomføring av brønntestene. Om en hendelse skulle inntreffe og olje observeres på havoverflaten vil nødvendige tiltak ihht utslippets størrelse gjennomføres. Side 20 av 68
4.4.4 Alternative teknologier i forbindelse med brønntesting Det er vurdert alternative teknologier ifm brønntesting basert på Oljedirektoratets rapport om miljøteknologi (Oljedirektoratet, 21). Resultatene er oppsummert i Tabell 4-4. Tabell 4-4. Vurdering av alternative teknologier ifm brønntesting. Alternative teknologier Ingen test Brønntesting med optimalisert forbrenning Nedihullstesting Nedihullsproduksjon og injeksjon Tynnhullstesting Kveilerørstesting (coil tubing testing) Oppsamling Tilbakeproduksjon over produksjonsanlegget Ingen test Beskrivelse (basert på Oljedirektoratet, 21) Forbrenningen optimaliseres ved forbedring av testeutstyret samt prosedyrer for innsamling og tolkning av data. Metoder som eliminerer produksjon av råolje til overflaten, f.eks, formasjonsverktøy kjørt på kabel eller borestreng og lukket kammer testing. Dette omfatter produksjon av formasjonsfluid fra ett formasjonsintervall og injeksjon av produsert formasjonsfluidet til et annet formasjonsintervall i brønnen Metoden reduserer produsert volum fra testen ved å benytte produksjonsrør med mindre diameter i en brønn som er tynnhullsboret (mindre rørdiameter medfører lavere rater). Formålet med metode vil være å redusere produsert volum i forhold til en konvensjonell brønntest. Oppsamling av råolje for transport til land og deretter videre utnyttelse av oljen. Et alternativ er produksjon til et dedikert brønntestingsskip med fasiliteter for å stabilisere og lagre olje. Under produksjonsboring vil det være mulig å tilbakeprodusere til plattformen ved brønnopprenskning/testing og brønnbehandling. Vurdering Uten nødvendig informasjon om reservoarets produktivitet og utstrekning risikerer man å undervurdere produksjonspotensialet og droppe en brønn med kommersiell verdi. Teknologien vil implementeres på. Beste tilgjengelige testeutstyr med optimal forbrenning vil brukes. Se utstyrsbeskrivelse samt tiltak for å oppnå optimal forbrenning i kapitlene 4.4.2 og 4.4.3. Metoder gir pålitelig informasjon kun om den umiddelbare nærheten til brønnen, mens en brønntest gir informasjon om feltets utstrekning og kommunikasjon opptil flere km fra brønnen. Dette krever et egnet reservoar til å injisere i. Krever komplisert nedihullsutstyr. Benyttes dersom casing design tilsier bruk av tynnhullsutstyr. Ulempen med små rater er at trykkfall nede i brønnen under testingen blir lavt og testresultatene blir mer unøyaktige. Derfor er det ønskelig å unngå bruk av mindre produkasjonsdiameter så langt som mulig. I tillegg til ulempen med små rater (se over) vil metoden kreve omfattende opprigging av utstyr på boreriggen. Råoljen må lagres på riggen for senere transport. Utilstrekkelig kapasitet på riggen som medfører sikkerhetsmessige utfordringer. Økt risiko med et brønntestingsskip liggende nær rigg samt det er ingen brønntestingsskip lett tilgjengelig. Kun relevant på produksjonsanlegg hvor brønnvæsken kan rutes til et tilliggende produksjonsanlegg, dvs. for en ferdig utbygget produksjonsplattform. Det er ikke relevant for letebrønner. Side 21 av 68
Brønntesting med optimalisert forbrenning er en foretrukket teknologi ut fra brønndesign for, ressursforbruk og sikkerhetsmessige årsker. Miljømessige aspekter i forhold til brønntesting er vurdert i kapittel 8.3.1. Side 22 av 68
5 Utslipp til sjø 5.1 Vurdering av kjemikalier og utslipp Det er i boreprosjektet 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 miljøkategorisering Grønn eller Gul, ihht Aktivititetsforskriftens 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: Bore- og brønnkjemikalier (borevæske, sementeringskjemikalier, brønntestkjemikalier) Riggkjemikalier (BOP-væske, gjengefett, vaske-/rensemidler) Borekaks Oljeholdig vann, sanitærvann og matavfall Kjemikalier i lukket system Beredskapskjemikalier 5.2.1 Borekjemikalier Halliburton er leverandør av borevæskekjemikalier. Det planlegges bruk av vannbasert borevæske under boring av hovedbrønnen. 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 bentonittpiller, bestående av bentonitt (leire) og hjelpekjemikalier. Før installering av lede- eller overflaterør vil hullet fortrenges med vektet vannbasert slam. For øvrige seksjoner vil det benyttes vannbasert borevæske med retur til riggen. Borekaks med vedheng av borevæske separeres fra borevæsken og slippes ut til sjø. For samtlige seksjoner gjenbrukes borevæske i den grad det er mulig. Side 23 av 68
I 8 ½ reservoarseksjonen til hovedbrønnen og eventuelt sidesteg hvor det benyttes vannbasert borevæske vil det benyttes et sporstoff (natriumtiocyanat). For 17 ½ seksjonen i sidesteget søkes det om opsjon for å bruke oljebasert borevæske. Denne borevæsken består kun av grønne og gule komponenter. Samlet er det behov for 1629 tonn oljebasert borevæske, hvorav 905 tonn er gule stoffer og 724 tonn er grønne. Det vil være fokus på å redusere mengden oljebasert borekaks som ilandføres. Begrunnelsen for valg av oljebasert borevæske i sidesteget 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 Halliburton er leverandør av sementeringskjemikalier. 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 brønntesting vil det forekomme forbruk og utslipp av kjemikalier knyttet til klargjøring av testen. En oversikt over kjemikaliene som planlegges benyttet er gitt i kapittel 13.2. Før oppstart av en brønntest vil testestrengen fylles med baseolje og forelengelsesrøret perforeres i reservoarseksjonen. Formasjonsvæske, inkludert baseolje, strømmer til testanlegget hvor væskestrømmene separeres og brennes over brennerbom. Oljeholdig vann fra brønntesten vil samles opp og ilandføres som vandig avfall (slop). Brønntestkjemikalier som ikke har vært i kontakt med olje eller reservoaret vil slippes til sjø. Det vil etableres klare kriterier og rutiner for hvilke væsketyper som kan slippes til sjø. Side 24 av 68
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. Per i dag finnes det ingen kvalifiserte riggvaskemidler i grønn kategori. Vaskemiddelet som benyttes på riggen er Unitor Clean Rig HP, klassifisert som gul. Estimert forbruk er på ca. 180 liter i uka. Vaskemiddelet vil følge drensvann om bord, og enten samles opp i sloptanker for ilandføring eller renses med drensvannet før utslipp. Det er usikkert hvor stor andel av vaskemiddelet og drensvannet som slippes til sjø, men gitt riggens drensfilosofi forventes det at ca. 50 % av forbruket slippes til sjø. Gjengefett Gjengefett benyttes for å beskytte gjengene ved sammenkobling av borestreng og sammenkobling av foringsrør. Valg av gjengefett er basert på vurderinger av teknisk ytelse, driftstekniske erfaringer, helsemessige aspekter og miljøvurderinger. Ved sammenkobling av foringsrør (både for hovedbrønn og sidesteget) planlegges det for bruk av Jet Lube Sealguard ECF. Dette gjengefettet er klassifisert som gult med hensyn til miljøpåvirkning. Estimert forbruk er på ca. 50 kg per brønn. Utslippet anslås til 10 % av forbruket ved bruk av vannbasert borevæske. Ved sammenkobling av borestrengen er det valgt å benytte gjengefett av typer Jet-Lube NCS 30 ECF og Bestolife 30 NM Special. Disse typer gjengefett er klassifiserte som gule med hensyn til miljøpåvirkning. Anslått forbruk er på 700 kg. Utslippet anslås til 20 % av forbruket ved bruk av vannbasert borevæske. Jet Lube Alco EP-ECF planlegges brukt til smøring av stigerørskoblinger, BOP kobling og brønnhodekobling. Anslått forbruk er ca. 40 kg med utslipp tilsvarende 1% av forbruket, dvs. 0,4 kg. BOP-væske Riggen er en flyter og vil ha BOP-enheten på sjøbunnen. BOP-væsken som skal benyttes på riggen er Stack Magic ECO-F, og er klassifisert som gul med hensyn til miljøpåvirkning. Det er estimert et forbruk og utslipp på ca. 420 liter per uke i forbindelse med trykktesting og funksjonstesting. I tillegg vil det bli benyttet opptil 10 tonn frostvæske (MEG) som er klassifisert som grønn. Planlagt utslipp er beregnet til å tilsvare ca. 70% av forbrukt mengde, dvs 7 tonn. 5.3 Borekaks En oversikt over mengden borekaks som kan genereres under boreoperasjonen er vist i Tabell 5-1. Side 25 av 68
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. 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 Hovedbrønn 36 64 42 126 388 Hi-vis sweeps 9 7/8 Pilot hull 185 9 27 381 Hi-vis sweeps 26 185 54 163 651 Hi-vis sweeps 17 1/2 1253 194 583 386 WBM 8 ½ 555 20 61 211 WBM 12 ¼ 555 22 66 241 WBM 8 ½ 680 25 75 247 WBM Totalt for hovedbrønnen 3477 367 316 785 2505 Sidesteg WBM 17 1/2 1556 241 724 442 WBM 8 ½ pilot hull 636 23 70 233 WBM 12 ¼ 636 25 75 269 WBM 8 ½ 818 30 90 214 WBM Totalt for WBM sidesteg 3646 320 959 1158 Sidesteg WBM med opsjon OBM i 17 1/2 Totalt for WBM sidesteg med opsjon OBM i 17 1/2 17 1/2 1556 241 0 0 OBM 8 ½ pilot hull 636 23 70 233 WBM 12 ¼ 636 25 75 269 WBM 8 ½ 818 30 90 214 WBM 3646 320 235 716 5.4 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. For behandling av oljeholdig vann blir det benyttet MO-67(kaustisk soda) og PAX-XL60 (aluminiumklorid). Generelt vil rundt 90 % av kjemikaliene binde seg til oljefasen i prosessen under rensning, noe som tilsvarer at rundt 10% av tilsatte kjemikalier slippes til sjø. Forbruk av kjemikaliene varierer med hvor mye oljeholdig vann som renses. Kjemikalieforbruket er beregnet basert på gjennomsnittet for Transocean Arctic sine operasjoner i Norge de siste 5 årene. Side 26 av 68
Erfaringsmessig viser det seg at det benyttes omtrent 1,2 liter MO-67og 0,8 liter PAX-XL 60 pr 1 m 3 oljeholdig vann, samt at det renses rundt 6000 m 3 spillvann per år i anlegget. Sanitærvann vil slippes ut ihht gjeldende regler. 5.5 Kjemikalier i lukket system Det er identifisert fire 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. Tabell 5-2. Oversikt over HOCNF-pliktige kjemikalier i lukkede systemer som er identifisert på riggen. Produkt Bruksområde Miljøklassifisering HOCNF Hydraulikkolje i ballast HPU Castrol Biobar 22 systemet Rød Ja Hydraulikkolje i kraner, Castrol Biobar 32 boredekk Rød Ja Forventet årlig forbruk, kg Forventet forbruk for operasjon, kg 4200 1700 23350 9600 Houghto-Safe NL1 Kompensatorvæske Rød Ja 5200 2200 Aqualink 300-F v2 BOP-kontrollvæske gul Ja 8740 3600 Kjemikalier i lukket system vil bli rapportert i årsrapporteringen dersom årlig forbruk er større enn 3000 kg. 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. Beredskapskjemikalier er i grønn, gul og rød kategori. Kjemikaliene i rød kategori (Geltone II og Invermul NT) er tilsetningskjemikalier for oljebasert borevæske og vil ikke føre til utslipp ved eventuell bruk. Side 27 av 68
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 eventuell brønntesting. 6.1 Utslipp fra kraftgenerering Transocean Arctic har et forventet dieselforbruk på 25 m 3 /døgn, fordelt på 4 hovedmotorer, kjeler, nødgenerator og motorer tilhørende dekkskraner og sementenhet. Planlagt varighet for hele operasjonen, som omfatter boring av hovedbrønnen, sidesteg og brønntesting, er 150 dager. Diesel som leveres til riggen har lavt svovelinnhold (<0,05%). Samlet utslipp til luft fra dieselforbrenning er vist i Tabell 6-1. NOx-faktor for dieselmotorer for Transocean Arctic er målt til 54 kg NOx/tonn drivstoff (Sjøfartsdirektoratet, 21), mens utslippsfaktoren for SO X tilsvarer 0,0 tonn/tonn diesel. For de øvrige utslippsfaktorene er Norsk olje og gass sine anbefalte utslippsfaktorer benyttet som grunnlag for beregninger (Norsk olje og gass, 25). Utslippsfaktorene er som følger: CO 2 : 3,17 (tonn/tonn olje) NO X : 0,054 (tonn/tonn olje, spesifikt for Transocean Arctic) nmvoc: 0,005 (tonn/tonn olje) SOx: 0,0 (tonn/tonn olje) Tabell 6-1. Utslipp til luft fra kraftgenerering ved boring av brønn. Aktivitet Varighet Dieselforbruk (tonn) CO 2 (tonn) NO X (tonn) nmvoc (tonn) Boring av vertikal brønn 79 1689 5353 91 8.4 1.7 Opsjon for sidesteg 43 919 2914 50 4.6 0.9 Opsjon for brønntesting 28 599 1897 32 3 0.6 SO X (tonn) Totalt gitt alle opsjoner 150 3206 164 173 16 3.2 Side 28 av 68
6.2 Utslipp fra brønntesting Testing av reservoarsonene omfatter en forventet brenning av inntil 1558 tonn olje og 263 000 Sm 3 gass. Baseolje som er lagret i testestrengen vil også brennes. Utslipp til luft fra brønntesten er vist i Tabell 6-2. Norsk olje og gass (25) sine standardfaktorer er benyttet for beregning av utslippene, som vist under: CO 2 : 3,17 (tonn/tonn olje) 3,73 1 (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: 0,0028 (tonn/tonn olje) 0,00000675 (tonn/1000 Sm 3 gass) Tabell 6-2. Forventede utslipp til luft fra brønntesting av brønn. Energivare Forbruk CO 2 (tonn) Utslipp til luft (brønntesting) NOx (tonn) nmvoc (tonn) CH 4 (tonn) Naturgass 263 000 Sm 3 981 3.2 0 0.06 0 Olje (Crude) 1558 tonn 4939 5.8 5.1 0 4.4 Baseolje XP-07 44 tonn 139 0.2 0.1 0 0.1 Totalt 6059 9.1 5.3 0.06 4.5 SOx (tonn) 1 Denne verdien er høyere enn anbefalt verdi i Norsk olje og gass (25), men er i tråd med kommende anbefalinger i veilederen, og samkjørt med utslippsfaktoren for kvotepliktige utslipp (brønnopprenskning) og fakling. Side 29 av 68
7 Avfall Riggen har etablert et system for innsamling, sortering og håndtering av avfall. 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. Industrielt avfall generert om bord vil sorteres i containere og leveres i land for følgende typer avfall: - Papp og papir - Treverk - Glass - Hard og myk plast - EE-avfall - Metall - Matbefengt/brennbart avfall - Restavfall Farlig avfall vil bli sortert og transportert til land for forsvarlig håndtering og sluttbehandling, ihht gjeldende regler. Videre håndtering på land vil følges opp av godkjente avfallskontraktører. Lundin har en avtale med Norseabase for basetjenester i Hammerfest og underleverandør av avfallstjenestene er MWM for alt avfall som ikke er borerelatert. For boreavfall er Halliburton avfallskontraktør. Side 30 av 68
8 Operasjonelle miljøvurderinger 8.1 Naturressurser i influensområdet Det er i forvaltningsplanen for Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten (Miljøverndepartementet, 21), og underliggende rapporter 2 gitt en grundig beskrivelse av miljøressurser som finnes i regionen. Det er gjennomført flere havbunnsundersøkelser i lisensen. DNV gjennomførte en visuell undersøkelse og en grunnlagsundersøkelse av prospektet i 24 (DNV, 24a; DNV, 24b). Fugro (25) gjennomførte en borestedsundersøkelse av området rundt den aktuelle brønnen i april-mai 25. En oppsummering er gitt her: Tema Bunnforhold og bunnfauna Gjenstander på bunnen Strømforhold Fisk Sjøfugl Marine pattedyr Fiskerier Spesielt Verdifulle Områder (SVO) Beskrivelse Bunnen består hovedsakelig av silt og leire med spredte forekomster av stein (boulders). Sedimentundersøkelsen gjennomført viser at bunndyrsdiversiteten er høy og viser kun mindre variasjoner. Samfunnsindeksene til bløtbunnssamfunnet på Ørnen Nord er jevnt høye og vitner om sunn uforstyrret fauna. (DNV GL, 24b), selv om det er påvist en høy tetthet av trålspor i området (DNV GL, 24a). 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 nær brønn. 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, viste seg mest utsatt for oljeutslipp var lodde. 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. 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. Brønnen ligger i et område som har hatt relativt lav fiskeriintensitet i perioden 21-23 (Figur 8-1). SVO-området "Kystbeltet langs Finnmarkskysten" er innenfor influensområdet til brønnen. Dominerende strømretning for et oljeutslipp fra brønnen er østover i Barentshavet og sør mot Varangerfjorden. 2 http://www.regjeringen.no/nb/dep/md/tema/hav--og-vannforvaltning/havforvaltning/forvaltningsplanbarentshavet/underlagsrapporter-for-oppdateringen-av-forvaltningsplanen-for-barentshavet-og-lofoten.html?id=600327 Side 31 av 68
Figur 8-1. Fiskeriaktivitet rundt brønn, 21-23. 8.2 Kartlegging av svamp i nærområdet Det er gjennomført både visuelle undersøkelses av havbunnen over Ørnen-prospektet (DNV GL, 24a; Fugro 25) og en grunnlagsundersøkelse i området (DNV GL, 24b). De visuelle undersøkelsene ble gjort med ROV og gir video- og fotodokumentasjon for makrofauna i regionen. Resultatene av de gjennomførte undersøkelsene viser en blanding av ingen eller lav forekomst av svamper for alle undersøkte transekt. Spredning av svamper er begrenset til kampesteiner, mengde og tetthet av svamper er karakterisert som lav. Det er ikke identifisert rødlistede svamp eller koraller i området. Figur 8-2 viser eksempler på sjøbunn i området. Ut fra de visuelle undersøkelsene anses ikke området å inneholde sårbar bunnfauna ihht forvaltningsplanen for Lofoten - Barentshavet (Miljøverndepartementet, 21). Side 32 av 68
Figur 8-2. Bilder av typiske bunnforhold i området rundt brønn (Fugro, 25). Side 33 av 68
8.3 Miljøvurdering av utslippene De operasjonelle utslippene til sjø vil primært være utslipp av borekaks med vedheng av vannbasert borevæske, overskudd av sementeringskjemikalier fra boring av topphullet og mindre utslipp av oljeholdig vann (regn- og vaskevann) 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 sementoperasjonen vil tynnes raskt ut i vannmassene, mens rester av sementen vil synke raskt ned på sjøbunn. Oljeholdig vann sluppet ut fra riggen i forbindelse med boreoperasjoner 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 miljøklassifiserte som Grønne eller Gule. Kjemikaliene skal være fullstendig nedbrytbare eller brytes ned til produkter som ikke har miljøskadelige egenskaper. Kjemikaliene i borevæskene vil raskt tynnes ut til konsentrasjoner som ikke er skadelige for vannlevende organismer. 8.3.1 Miljøvurdering av utslipp fra brønntestene 8.3.1.1 Kvantifisering av sot- og oljenedfall Utslipp av sot og oljenedfall kvantifiseres basert på estimert forbruk av gass, olje og baseolje i forbindelse med brønntest på brønn (Tabell 6-2). Estimatet inkluderer 3 brønntester, som er det maksimale antall tester forventet for operasjonen. Faktiske antall tester vil kunne være lavere, avhengig av funnene. Data for de fem siste boreoperasjoner med brønntester gjennomført av Lundin viser at rapportert forbruk av råolje er 48 til 86 % lavere enn estimater fra søknadene. Svært få utslippsfaktorer er tilgjengelig for estimering av sotutslipp og potensielt oljenedfall til sjø. Informasjon gitt av eksperter fra Carbon Limits (25) viser at utslippsfaktorer for sot fra gassfakling varierer mellom 0,167 og 0,684 g sot/sm3 gass, avhengig av kilden til informasjonen. 0,684 g sot/sm3 gass er basert på test i laboratorium i 21, og er faktoren som benyttes i det norske utslippsregnskapet (Carbon Limits, 23). 0,167 g sot/sm3 gass er basert på prøvetaking på en fakkel i North Dakota, USA, i 25 (Carbon Limits, 25). Omfanget av usikkerheten knyttet til sotutslipp fra oljefakling er enda større. 25 g sot/kg olje er den eneste tilgjengelig faktor spesifikt for fakling (Norsk Energi, 1994). Det skal bemerkes at denne faktoren dateres tilbake til 1994 og kan anses som konservativ, og som ikke tar hensyn til den siste utviklingen av mer effektive brennere. I maritim sektor brukes 0,35 g sot/kg brennstoff som faktor for en kontrollert brenning i motorer (Buhaug et al, 2009). Det kan anses som et lavere estimat. For beregning av oljenedfall til sjø er 0.05 % av oljevolumet for brønntesting en standard faktor (Norsk olje og gass, 25). Denne faktoren er basert på tester utført på Tau i 1992 på vegne av Side 34 av 68
Sotutlsipp [tonn] Utslippssøknad Norsk Hydro & OLF, som igjen er vurdert av Vektor AS (2000), og anses som konservativ. Nivået er betraktelig høyere enn informasjonen innhentet fra utstyrsleverandøren (<0.007 %, Expro, 24). Tabell 8-1 nedenfor viser beregnet utslipp av sot og oljenedfall basert på estimert forbruk av gass og olje. Tallene viser både lavt og konservativt estimat, med bruk av faktorene beskrevet ovenfor. Tabellen viser ikke «worst case» eller «best-case» testrater. Testratene vil bli holdt så langt som mulig innenfor det gunstige vinduet for drift av forbrenneren, og derfor viser utslippsfaktorene ingen forskjell mellom testratene. Tabell 8-1. Forventet utslipp av sot og oljenedfall fra brønntesting for brønn. Energivare Estimert forbruk Konservativt Sot (tonn) Lavt Konservativt Oljenedfall (tonn) Lavt Konservativt Naturgass 263 000 Sm 3 < 0,1 0,2 n/a Olje (råolje) 1 558 tonn 0,5-39 0,1-0,8 Baseolje XP-07 44 tonn < 0,1 1,1 < 0,1 Totalt 0,6-40,2 0,1-0,8 DNV GL (25a) beregnet sotutslipp fra skipstrafikk i Barentshavet, basert på AIS data og en faktor på 0,35 g sot/kg brennstoff (Buhaug et al, 2009). De totale estimerte sotutslippene i området er 160 tonn i 23, og 163 tonn i 24. Basert på tallene presentert ovenfor er sotutslipp fra skipstrafikk i Barentshavet 4 til 270 ganger høyere enn estimerte sotutslipp fra brønntesting for brønn. SSB (23) estimerte sotutslippene i Norge for 21 til 5 100 tonn. Brønntest for brønn representerer <0, til 0,8 % av disse utslippene. Stohl et al. (23) estimerte internasjonale sotutslipp i Arktis for 20 til 40 300 tonn sot for utslipp over 66 Nord. Brønntest for brønn representerer <0,1 % av disse utslippene. 6 000 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 0 Brønntest på Ørnen Skipstrafikk i Barentshavet 23-24 (DNV GL, 25) Norsk Utslipp 21 (SSB, 23) Figure 8-1. Forventet utslipp av sot fra brønntesting for Ørnen brønn og andre utslippskilder. Side 35 av 68
8.3.1.2 Miljøkonsekvenser av sot og oljenedfall Sot Miljøkonsekvensene av sot er relativt ukjent, men det er påvist at effekten varierer med sotens fordeling i atmosfæren, plassering av sotkilder og andre miljøgifter som slippes ut sammen med soten (Carbon Limits, 25; AMAP, 25). Det ble ikke identifisert studier utført spesifikt for Barentshavet. Derfor er generell informasjon om miljøkonsekvenser av sot i Arktis brukt. Basert på AMAP (Arctic Monitoring and Assessment Programme) fører sot i store høyder i Arktis til kjøling av overflaten. Sot som er observert lavere i atmosfæren, og som fører til oppvarming av overflaten og fra tid til annen tildekker snø og is, har en tendens til å komme fra nordlige kilder. Så jo lengre nord utslippskilden er, desto lavere ned i atmosfæren i de Arktiske områdene kommer sotpartiklene og dette leder til større oppvarmningseffekter. Sotutslipp fra brønntest på Ørnen kan, med utgangspunkt i observasjonene beskrevet ovenfor, bidra til en lokal oppvarming av overflaten i området. Det er dog ikke tilstrekkelig med data tilgjengelig for å kunne kvantifisere eller evaluere denne effekten. Informasjon fra eksperter viser at det per dags dato ikke foreligger gode modeller for sotutslipp fra brønntester eller fakling (epost fra Matthew Johnson til Carbon Limits, 18. juni 25; Saffaripour et al., 23). Derfor har ingen modellering blitt gjennomført for sotutslippene fra brønntest på brønn. Oljenedfall Med de planlagte avbøtende tiltak for å forsikre optimal forbrenning (kap. 4.4.3), vil olje fra eventuelt oljenedfall raskt dispergeres og det vil ikke dannes et utslippsflak på overflaten. Derfor forventes det ingen akutt effekt på miljøressursene i området, og heller ikke noen effekt på populasjonsnivå. Mulig miljørisikobidrag fra oljenedfall anses som neglisjerbare. Oljenedfall nedblandet i vannsøylen vil kunne føre til økte hydrokarbonkonsentrasjoner lokalt. Dette kan bidra til en midlertidig forringelse av den lokale sjøvannkvaliteten. Basert på resultatene fra miljørisikoanalysen på brønn (DNV GL, 25b), anses mulige konsekvenser for fisk som svært små/neglisjerbare. 8.3.1.3 Miljørisiko for utblåsning i forbindelse med brønntesting Basert på historiske kilder kan utblåsninger forekomme i forbindelse med brønntesting. Det er registrert 7 hendelser i forbindelse med leteboringsoperasjoner av totalt 223 utblåsninger i tilknytning til selve leteboringen (SINTEF, 24). Utblåsninger i tilknytning til brønntesting er inkludert i utblåsningsstatistikken under samme aktivitet som leteboring (LRC, 24). Basert på SINTEF data gitt ovenfor har brønntesting et begrenset bidrag til den totale utsblåsningsfrekvensen for leteboring (ca. 3 %). Dette betyr at utblåsningsfrekvensen som benyttes som grunnlag for miljørisikoanalysen for brønnen inkluderer brønntestingsfasen, og at antall brønntester planlagt for brønnen har begrenset bidrag til det totale risikonivået. Side 36 av 68
Det antas at den potensielle strømningshastigheten av olje til sjø, gitt en brønntestingsutblåsning, er innenfor utfallsrommet av strømningshastigheter som er lagt til grunn for miljørisikoanalyen. Risikoen for utblåsning i forbindelse med brønntesting er dermed inkludert i miljørisikoanalysen. Side 37 av 68
9 Miljørisiko 9.1 Etablering og bruk av akseptkriterier Som inngangsdata til miljørisikovurderinger og -analyser er det etablert akseptkriterier for miljørisiko for 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, 25b) for brønn. 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 vinter- og vårsesongen være mest relevant, men analysen vurderer uansett miljørisikobildet for alle sesonger. 9.2.2 Oljens egenskaper 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). Ved eventuelt funn forventes det å finne olje i brønn, og det er valgt å benytte Goliat Realgrunnen som referanseolje i analysene for miljørisiko- og beredskap. Goliat Realgrunnen (SINTEF, 2008) har egenskaper som anses for å være konservative i forhold til eventuell olje type. Goliat Realgrunnen er en råolje med middels tetthet (857 kg/m 3 ), relativt høyt asfalteninnhold og voksinnhold sammenlignet med andre norske råoljer. Goliat Realgrunnen råolje danner relativt stabile emulsjoner. Oljen har medium fordampning, og om lag 40 % av oljen vil være fordampet etter 5 døgn på sjøen. Viskositeten øker med økende tid på sjøen, og forventer å nå et maksimum på Side 38 av 68
ca. 10 000 cp. Goliat Realgrunnen har et raskt vannopptak og når et maksimum opptak på 70 % etter ca. 12 timer på sjøoverflaten ved 5 C (SINTEF, 2003). Oljen har et godt potensiale for kjemisk dispergering. Den vil for eksempel dispergere inntil ett døgn på sjøen ved ca. 2 m/s ved både sommer (10 C)- og vintertemperatur (5 C). Ved en vindstyrke på 15 m/s vil Goliat Realgrunnen råolje være dispergerbar et par timer. Massebalanse for Goliat Realgrunnen råolje ved 10 m/s vindhastighet er presentert i Figur 9-1. Figur 9-1. Massebalansen for Goliat Realgrunnen råolje for en vinterperiode ved 10 m/s vindhastighet (SINTEF, 2003). 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 x 10-4 (Lloyd s, 24). Utblåsningsratene er hentet fra Add Wellflow (25), 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 GL (DNV GL, 25b). Det er antatt 52 dagers varighet for å bore en avlastningsbrønn (fra Add Energy, 25). Side 39 av 68