Ivar Aasen Field Development Project
01M 11.1.2019 IFA Nina Aas Lene K.
Gjerde Egil Aune
01E 9.1.2019 IFR Nina Aas Lene K.
Gjerde Egil Aune
Rev. Date Reason for Issue Prepared
by
Reviewed by
Approved by
Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for boring på Ivar Aasen-feltet i PL001B
Area Code:
System Code:
Document Number:
Revision Code:
01M
No. of Pages:
52
Contract No.:
xx
Sammendrag 5
Innledning 6
2.1 Avgrensning av søknaden 6
2.2 Rammer for aktiviteten 6
2.3 Forkortelser 7
Feltbeskrivelse 8
3.1 Beliggenhet og lisensforhold 8
3.2 Utbyggingsløsning og produksjonsperiode 9
3.3 Reserver og reservoir 9
3.4 Bore- og brønnoperasjoner på feltet frem til i dag 9
3.5 Feltutvikling og fremtidige boreplaner 10
3.6 Allianse med Odfjell og Maersk 10
Miljøforhold, biologiske ressurser og annen virksomhet i influensområdet 12
4.1 Kort beskrivelse av området og dagens miljøtilstand 12
4.2 Beskrivelse av naturressurser 12
4.2.1 Plankton 12
4.2.2 Bunnforhold, fauna og habitater 13
4.2.3 Fiskeressurser 13
4.2.4 Sjøfugl 14
4.2.5 Sjøpattedyr 14
Planlagt forbruk og utslipp til sjø 15
5.1 Sammendrag av omsøkte utslipp til sjø 15
5.2 Bore- og brønnkjemikalier 16
5.2.1 Brønndesign 16
5.2.2 Borevæskekjemikalier 17
5.2.3 Sementeringskjemikalier 19
5.2.4 Kompletteringskjemikalier 19
5.2.5 Beredskapskjemikalier 20
5.3 Sporstoff 21
5.4 Hjelpekjemikalier på boreriggen 21
5.4.1 Riggvaskemiddel 21
5.4.2 Gjengefett 22
5.4.3 Jekkefett og skiddefett 22
5.4.4 Kjemikalier i lukket system 22
5.4.5 Brannskum 23
5.4.6 Vannrensekjemikalier og oljeholdig vann 23
5.4.7 Andre utslipp - Sanitærvann og organisk kjøkkenavfall 24
5.5 Substitusjon 24
5.6 Hjelpekjemikalier på Ivar Aasen plattformen 25
Planlagte utslipp til luft 27
Miljøkonsekvenser av planlagte utslipp 28
7.1 Utslipp til sjø 28
7.1.1 Bore- og brønnkjemikalier, kaks og sporstoff 28
7.1.2 Hjelpekjemikalier på boreriggen og oljeholdig vann 28
7.1.3 Hjelpekjemikalier fra Ivar Aasen 29
7.2 Utslipp til luft 29
Måling og rapportering 30
Avfallshåndtering 31
Miljørisiko 32
10.1 Krav om miljørisiko- og beredskapsanalyse 32
10.2 Akseptkriterier 32
10.3 Gjennomførte analyser 32
10.4 Lokasjon, tidsperiode og aktivitetsnivå 33
10.5 Utblåsningsscenarier 33
10.6 Oljetype 34
10.7 Drift og spredning av olje på overflaten 35
10.8 Stranding av olje i kystsonen 36
10.9 Vannsøylekonsentrasjoner 37
10.10 Årlig miljørisiko gitt en utblåsning fra Ivar Aasen-feltet 38
10.11 Oppsummering av miljørisiko for Ivar Aasen-feltet 40
Beredskap 41
11.1 Oljens egenskaper I forhold til mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering 41 11.2 Beregnet beredskapsbehov åpent hav (barriere 1 og 2) og responstider 42
11.3 Modellering av beredskapsbehov åpent hav (barriere 1 og 2) 43
11.4 Beredskapsbehov Kyst og Strand (barriere 3 til 5) 43
Referanser 46
Vedlegg 48
13.1 Planlagt forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier per år på Ivar Aasen. 49 13.2 Planlagt forbruk og utslipp av sementkjemikalier per år på Ivar Aasen. 50 13.3 Planlagt forbruk og utslipp av sporstoff per år på Ivar Aasen. 50 13.4 Planlagt forbruk og utslipp av hjelpekjemikalier per år på riggen. 51
13.5 Planlagt forbruk av lukket system kjemikalier per år på riggen. 51 13.6 Tap av olje fra neddykkede sjøvannspumper per år på Ivar Aasen. 52 13.7 Planlagt forbruk og utslipp av hjelpekjemikalier på Ivar Aasen* 52
Sammendrag
Aker BP ASA søker om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven kapittel 3 §11 for boring på Ivar Aasen-feltet. Denne søknaden er utarbeidet i henhold til Miljødirektoratets retningslinjer for søknad om petroleumsvirksomhet til havs.
Ivar Aasen-feltet er lokalisert i blokk 16/1 og 25/10 i midtre del av Nordsjøen. Feltet er bygget ut med en bunnfast plattform for produksjon av olje og gass. Delvis prosessert brønnstrøm eksporteres til Edvard Grieg-plattformen for videre behandling, stabilisering og eksport til markedet. Ivar Aasen-plattformen mottar elektrisk kraft fra Edvard Grieg, som ligger 10 km lenger sør.
Ivar Aasen startet produksjonen i slutten av 2016. Da var 13 brønner (7 oljeprodusenter og 6 vanninjektorer) ferdig boret. I sammenheng med videre feltutvikling er det ønskelig å bore flere nye brønner og da 2 brønner per år, totalt 6 bønner over de neste 3 årene.
Denne søknaden omfatter planlagt kjemikalieforbruk og forventet utslipp til sjø og luft knyttet til boring og komplettering på Ivar Aasen-feltet, samt miljøvurderinger av planlagte utslipp. Tabell 1-1 gir en oversikt over det årlige kjemikalieforbruket og utslippet per miljøkategori. Årlige utslipp til luft er vist i tabell 1-2.
Tabell 1-1 Årlig omsøkt forbruk og utslipp av borekjemikalier på Ivar Aasen.
Tabell 1-2 Årlige utslipp til luft ved boring.
Det er utarbeidet en ny miljørisikoanalyse og en oppdatert beredskapsanalyse som dekker utvidet produksjonsboring samt driftsfasen av feltet inklusive rørledningen til Edvard Grieg. Basert på disse er beredskapen på Ivar Aasen planlagt som følger:
• Første system innen 10 timer
• Fult utbygd barriere innen 24 timer
Akutt forurensning skal detekteres raskest mulig og senest innen 3 timer. Kravet ivaretas av en
kombinasjon av alarmsystem i prosessanlegget, PLDS på rørledningen samt visuell og annen overvåking.
Sum alle kjemikalier 4 326,45 1 757,22 3 034,49 1 187,95 15,80 44,70 99,76 0,01 1 686,00 71,20 1,51 0,25 0,00 0,00 95,9 % 4,1 % 0,086 % 0,0 % Utslipp % av totalt utslipp
Gul Gul Y1 Gul Y2 Rød Svart Grønn Gul Gul Y1 Gul Y2 Rød Svart Grønn Gul Rød Svart
Stoff kategori
Sum forbruk
(tonn) Sum utslipp (tonn)
Forbruk (tonn) Utslipp (tonn)
Grønn
Aktivitet
Periode /dager
Dieselfor bruk /tonn
Faktor Utslipp /tonn
Faktor Utslipp /tonn
Faktor Utslipp /tonn
Faktor Utslipp /tonn
Boring 120 1800 3,17 5706 0,03661 65,898 0,005 9 0,001 1,8
CO2 NOx nmVOC SOx
Innledning
2.1 Avgrensning av søknaden
Denne søknaden omhandler utslipp til sjø og luft knyttet til boring av 2 brønner i 2019 og 2-3 brønner per år i hhv. 2020 og 2021 på Ivar Aasen-feltet. Videre inkluderer søknaden bruk og utslipp av sporstoff i sammenheng med komplettering av brønnene.
Miljørisikoanalysen for Ivar Aasen-feltet ble oppdatert i 2018. Denne søknaden inneholder derfor en kort beskrivelse av de viktigste resultatene (DNV GL, 2018).
Miljødirektoratet har i brev til Alvheim-lisensen datert 7.12.2018 påpekt behovet for å inkludere utslipp fra neddykkede sjøvannspumper i utslippssøknader for felt i drift. Siden dette ikke ble gjort for Ivar Aasen i 2016, da søknaden for drift av feltet ble oversendt Miljødirektoratet, er det i denne søknaden lagt til et kapittel som omhandler dette tema (se kap. 5.6 Hjelpekjemikalier på Ivar Aasen).
Tidligere søknader for boring av brønner på feltet, som nå er ferdigstilt, er følgende:
• Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensingsloven for boring av 16/1-21 S&A Geopilot øst og 16/1-22 Geopilot Vest (Detnor, 2014a).
• Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensingsloven for boring og komplettering av produksjonsbrønner på Ivar Aasen-feltet (Detnor, 2014b).
• Boring av vanninjeksjonsbrønner på Ivar Aasen og avgrensingsbrønn på Hanz. – Søknad om utvidelse av rammetillatelse (Aker BP, 2017).
Søknader for andre aktiviteter på Ivar Aasen-feltet som er ferdigstilt og avsluttet, er følgende:
• Søknad om tillatelse til utslipp i forbindelse med ferdigstilling og utprøving av Ivar Aasen- installasjonen (Detnor, 2016a)
Gjeldende søknad for drift av feltet uten boring er følgende:
• Det norske oljeselskap ASA, Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for drift av Ivar Aasen-feltet i PL001B (Detnor, 2016b).
Denne søknaden må sees i sammenheng med gjeldene søknad for drift. Disse 2 søknadene gir samlet en total oversikt over aktiviteter på feltet med tilhørende utslipp til sjø og luft på årsbasis.
2.2 Rammer for aktiviteten
Utvinning av olje og gass fra Ivar Aasen-feltet omfatter flere produksjonslisenser, men lokaliseringen av plattformen er i PL001B hvor alle brønnene vil bli boret og plattformen vil stå.
Foruten generelle fiskeri- og miljøvilkår som er spesifisert i tildelingsrunder, er aktivitetene på Ivar Aasen omfattet av Forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak (MD, 2013). Det er ikke gitt særskilte vilkår for det området eller de blokkene som er omfattet av Ivar Aasen-utbyggingen.
I Stortingsproposisjonen for godkjenning av Ivar Aasen-utbyggingen er det kun gitt vilkår som er knyttet til unitisering, utvinningsstrategi og kraft fra land løsning (ST, 2012).
2.3 Forkortelser
BAT Best Available Techiques (beste tilgjengelige teknikker) BOP BlowOut Preventer (utblåsnings kontrollventil)
CO2 Karbondioksyd
GOR Gass-oljeforhold
HOCNF Harmonised Offshore Chemical Notification Format (økotoksikologisk miljødokumentasjon)
IGSA Innsatsgruppe strand akutt
IOR Increased Oil Recovery (økt utvinning)
MD Measured depth (målt dyp)
NEMS Chemicals Database for miljødokumentasjon av kjemikalier NINA Norsk Institutt for Naturforskning
NOFO Norsk Oljevernforening for Operatørselskaper
NOx Nitrogenoksyder
OBM Oil Based Mud (oljebasert borevæske)
OSCAR Oil Spill Contingency And Response Model (SINTEF modell for oljedriftsimulering) PLDS Pipeline leak detection system (overvåkingssystem for oljerørledning)
PUD Plan for utbygging og drift
THC Totale hydrokarbonkonsentrasjoner
WBM Water Based Mud (vannbasert borevæske)
Feltbeskrivelse
3.1 Beliggenhet og lisensforhold
Ivar Aasen (PL001B), Hanz (PL028B) og West Cable (PL242) er tre adskilte petroleumsforekomster lokalisert i den sørlige Vikinggraben, ca 175 km vest for Karmøy. Koordinatene for feltet er 58º 55’ 20,19’’
N, 02º 11’ 53,09’’ Ø. De tre forekomstene utgjør samlet Ivar Aasen-feltet (figur 3.1-1), som beskrevet i Plan for utbygging og drift (PUD) datert 5.1.2013. Ivar Aasen og West Cable ligger i blokk 16/1, ca 3 km fra hverandre, mens Hanz ligger i blokk 25/10, ca 12 km nord-øst for Aasen.
Figur 3.1-1 Produksjonslisenser og beliggenheten på Ivar Aasen-feltet.
Siden juni 2014, da avtale om unitisering av utbyggingen ble signert, er også lisensene PL338 og PL457 inkludert i Ivar Aasen-feltet. Aker BP er operatør for utbygging og drift, og sammensetningen av
partnerskapet inklusive eierandel er vist i tabell 3.1-2.
Tabell 3.1-2 Oversikt over partnerskapet i Ivar Aasen-feltet.
Rettighetshavere Eierandel i %
Equinor Energy AS 41,4730
Aker BP ASA 34,7862
Spirit Energy Norway AS 12,3173
Wintershall Norge AS 6,4615
Neptune Energy Norge AS 3,0230
Lundin Norway AS 1,3850
OKEA AS 0,5540
Unitifiseringen omfatter ikke Hanz-forekomsten. Aker BP er operatør for Hanz med 35 % eierandel. Hanz skal bygges ut i fase 2 av Ivar Aasen-utbyggingen og er ikke omtalt her.
3.2 Utbyggingsløsning og produksjonsperiode
Ivar Aasen-feltet er bygget ut med én plattform bestående av stålunderstell og plattformdekk (prosess- og boliganlegg). Den bemannede plattformen er plassert over selve Ivar Aasen reservoaret. West Cable er drenert ved én brønn boret fra plattformen. Hanz er planlagt bygget ut med én havbunnsramme med rørledninger til Ivar Aasen-plattformen, men denne delen av utbyggingen vil bli besluttet senere.
Det er kun anlegg for delvis prosessering av brønnstrømmen, og olje og gass blir transportert i 2 flerfaserørledninger til Edvard Grieg-feltet som ligger 10 km unna. På Edvard Grieg vil olje og gass prosesseres ferdig for så å sendes i separate olje- og gasseksportrørledninger. Oljeeksport fra Edvard Grieg-feltet går via Grane oljerør og deretter inn til Sture-terminalen, mens gasseksportrørledningen er knyttet opp mot SAGE-systemet (Scottish Area Gas Evacuation) på britisk sektor.
Edvard Grieg-plattformen forsyner Ivar Aasen med løftegass og kraft, noe som innebærer at Ivar Aasen er elektrifisert fra oppstart.
Det planlegges med produksjon fra Ivar Aasen-feltet over de neste 20 årene (PUD, 2013).
3.3 Reserver og reservoir
Ivar Aasen-reservoaret består i all hovedsak av kanalsander av Jura og Trias alder med god til moderat kvalitet. De påtrufne reservoarenhetene er Sleipner/Hugin- (Jura) og Skagerrakformasjonene (Trias).
Mellomliggende skiferlag og sementerte sandsteiner begrenser vertikal kommunikasjon. Oljen i Ivar Aasen er mettet og har gass-oljeforhold (GOR) på ca.178 Sm3/Sm3ved gass-oljekontakten, mens for gasskappen er GOR nær 5 600 Sm3/Sm3. Tilstedeværende ressurser i Ivar Aasen er estimert til ca. 35 mill. Sm3olje og 9,1 mrd. Sm3 gass.
West Cable består av sandsteiner i Sleipnerformasjonen av midtre Jura alder. Reservoaroljen i West Cable har omtrent samme innhold av løst gass som de to andre med GOR på 177 Sm3/Sm3. Det er ikke gasskappe i West Cable. Oljen har 26 bar undermetning. Reservoarsanden har gode
strømningsegenskaper. Tilstedeværende ressurser er estimert til å være ca. 3,2 mill. Sm3olje med ca.
0,6 mrd. Sm3 gass.
Produsert vann vil bli injisert sammen med sjøvann kun for trykkstøtte.
Estimert utvinningsgrad for olje for de to funnene er 39 % i Ivar Aasen og 50 % i West Cable (PUD, 2013).
3.4 Bore- og brønnoperasjoner på feltet frem til i dag
Boring av produksjonsbrønnene på feltet ble gjennomført fra den oppjekkbare riggen Maersk Interceptor.
Det var planlagt å bore 13 brønner over en periode på omlag 3 år. Denne borekampanjen startet i juli 2015 og ble avsluttet i 2017.
I 2017 ble det så besluttet å bore to nye vanninnjeksjonsbrønner, dette for å øke trykkstøtten ved produksjon. Denne aktiviteten ble omsøkt i 2017 (Aker BP, 2017), og brønnene ble ferdigstilt i 2018.
3.5 Feltutvikling og fremtidige boreplaner
Figur 3.5-1 viser produksjonsprofilen for feltet i MSm3 og nedgang i produksjonen etter 2019. For å forlenge platåproduksjonen og samtidig sikre nok trykk til trykkstøtte er det planlagt med boring av nye brønner (IOR brønner), felt-nær leting og mulig innfasing av potensielle volum fra andre lisenser.
Betydningen av disse tiltakene er også vist i figuren i form av forlenget og økt produksjon samt bedre lønnsomhet. Planene for utviklingen av Ivar Aasen-feltet tar derfor høyde for at det skal bores to til tre nye produksjonsbrønner hvert år i de neste 3 årene. En oversikt over brønnene med brønn navn er vist i tabell 3.5-2. Første brønn er planlagt boret i andre kvartal 2019, med oppstart rundt april.
Figur 3.5-1 Oversikt over Ivar Aasen feltets produksjonsprofil med IOR volum, Hanz og potensielle volum fra andre lisenser (i MSm3).
Tabell 3.5-2 Oversikt over planlagte og potensielle brønner som skal bores på Ivar Aasen i de neste 3 årene.
År Antall brønner planlagt boret Brønn navn
2019 2 D-18, D-15
2020 3 OP-W, WI-S, OP-E
2021 2 West Cable N, OP-W
3.6 Allianse med Odfjell og Maersk
I november 2017 inngikk Aker BP to separate allianseavtaler, en med Maersk Drilling og Schlumberger for oppjekkbare rigger, og en med Odfjell Drilling og Halliburton for halvt nedsenkbare rigger. Begge
18
24 23
21
19
21
17
10 8
6
0 5 10 15 20 25 30
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Hanz Ivar Aasen Base Ivar Aasen IOR OP Aluvial fan
Ivar Aasen IOR OP-E Ivar Aasen IOR OP-SE (IOR7) Ivar Aasen IOR OP-W (IOR8)
Ivar Aasen IOR WI-S Ivar Aasen West Cable North Sanctioned Projects
alliansene er utformet i en ‘en for alle, alle for en’ samarbeidsmodell hvor partnerne enes om felles mål for utføring av aktivitet, kontinuerlig forbedring og verdiskapning. Disse avtalene har en varighet på fem år, med opsjon for ytterligere fem års varighet.
I praksis betyr dette at Aker BP kan trekke på en rekke borerigger for fremtidige operasjoner. Fremtidige brønner, fra 2020 og utover, på Ivar Aasen vil mest sannsynlig bli boret med en tilsvarende rigg som Maersk Interceptor da selskapet har flere slike rigger inne i allianse porteføljen.
For boring og komplettering i 2019 av D-18 og D-15 benyttes Schlumberger som samarbeidspartner, likt de tidligere 15 brønnene som er ferdigstilt.
Miljøforhold, biologiske ressurser og annen virksomhet i influensområdet
4.1 Kort beskrivelse av området og dagens miljøtilstand
Nordsjøen er et grunt hav sammenlignet med Norskehavet og Barentshavet. To tredjedeler av Nordsjøen er grunnere enn 100 m. Norskerenna nær norskekysten er dypest med dybder på over 700 m. De dypere, nordlige delene er påvirket av atlantiske vannmasser, mens de grunne områdene i sør helst er påvirket av ferskvannsavrenningen fra kontinentet. Langs kysten dominerer den nordgående
kyststrømmen med vann som har sin opprinnelse fra Østersjøen. I det aktuelle området er det en dominerende overflatestrøm fra vest/sørvest. Vanndypet omkring Ivar Aasen er 110-112 m.
Økosystemet i Nordsjøen skiller seg også ut fra Barentshavet og Norskehavet ved at det i mye større grad er påvirket av menneskelig aktivitet. Dette er et av de mest trafikkerte sjøområdene i verden, med noen av verdens største havner. Her foregår også et stort fiskeri, utvinning av olje- og gass, uttak av sand og grus, og dumping av mudder. Rundt hele Nordsjøen ligger det tett befolkede og høyt industrialiserte land. Til sammen bor det ca. 184 millioner mennesker i nedslagsområdet til dette økosystemet. Som en konsekvens er økosystemet påvirket av utslipp fra bebyggelse, jordbruk og industri. Utslippene tilføres i stor grad fra elvene som renner ut i Nordsjøen, og via innstrømningen fra Østersjøen.
Om vinteren er vertikalblandingen stor i de fleste deler av Nordsjøen. Dette medfører at det blir liten forskjell i vannmassenes egenskaper mellom øvre og nedre lag. Om sommeren medfører
oppvarmingen i det øvre vannlaget at det blir et klart temperatursprang i 20-40 m dyp.
Sjøbunnen i Nordsjøen studeres hvert tredje år for å påvise og kartlegge forurensning fra olje- og
gassvirksomheten, påvise trender i utviklingen samt gi prognoser for forventet utvikling. Ivar Aasen-feltet er lokalisert i Region II for tilstandsovervåking som dekker områder mellom 58° og 60° N på norsk sokkel.
Sedimentet i regionen består hovedsakelig av sand. I den sørlige regionen er det påvist noe mer fin sand og litt mindre finstoff i sedimentet enn i de sentrale og nordlige underregionene (Uni, 2010; Unifob, 2007).
Gjennomførte undersøkelser viser at havbunnen i Ivar Aasen-området består av løs til tett, siltholdig sand.
Ivar Aasen inngikk i miljøovervåkingen av Region II i 2018. Resultater fra overvåkingen foreligger ikke enda.
Dominerende vindretning i området omkring Ivar Aasen er fra sør/sørvest.
4.2 Beskrivelse av naturressurser
4.2.1 Plankton
Plankton er en fellesnevner på ulike typer organismer som lever i frie vannmasser og som har liten eller ingen egen svømmeevne. Planktonforekomstene er generelt lite sårbare for oljeforurensning på grunnav vid og vekslende utbredelse, korte generasjonstider, og rask innvandring fra upåvirkete områder.Effekter på planktonsamfunnene vil derfor være lokalt begrenset og av forbigående karakter, selv om et utslipp skjer i oppblomstringsperiodene når produksjonen er størst (RKU, 2006).
4.2.2 Bunnforhold, fauna og habitater
Miljøovervåkningsprogrammer med sikte på å fastslå størrelse og geografisk omfang av miljøpåvirkningen fra offshoreindustrien har vært pålagt siden 1970. Konklusjonene fra de siste regionale
miljøundersøkelsene i det aktuelle området (2006 og 2009) er at bunnfaunaen i denne delen av Nordsjøen er uforstyrret og upåvirket av oljevirksomheten, med unntak av stasjoner i nærområdet til enkelte installasjoner (Uni, 2010; Unifob, 2007). Det er ikke registrert noen forekomster av koraller eller korallrev (Lophelia) i denne delen av Nordsjøen, heller ikke større forekomster av svampsamfunn.
I undersøkelser av området ved Ivar Aasen og Hanz ble det funnet høy artsrikdom i de sandige bunnsedimentene, bestående av dyregrupper som blant annet børstemark, pigghuder, muslinger og krepsdyr (DNV, 1996). Det ble registrert i alt 315 grupper (taksa) av bunnfauna. Børstemark var den mest tallrike gruppen og utgjorde 48 % av alle taksa som ble registrert. Enkelte arter kan være svært dominerende, særlig børstemark, men variasjonene kan være store fra år til år. Det er en tydelig variasjon i bunnfaunaen med dybdeforholdene.
4.2.3 Fiskeressurser
Makrell, sild, tobis, øyepål, torsk og sei har tradisjonelt sett vært de kommersielt viktigste artene I Nordsjøen. Generelt kan det sies at tilstanden til de kommersielt utnyttede fiskeartene i Nordsjøen varierer, men et felles trekk de siste årene har vært sviktende rekruttering.
Nordsjømakrell gyter i overflaten i perioden mai – juli, med hoved gyting i midten av juni. Fangstforsøk har vist at nordsjømakrellen stort sett oppholder seg i Nordsjøen og Skagerrak hele året, men unntak av etter gyting da den vandrer inn i Norskehavet for å beite.
Sild er en nøkkelart med stor utbredelse i Nordsjøen. Nordsjøsilda er høstgyter, og de viktigste gytefeltene for sild finnes i britisk del av Nordsjøen fra Shetland og sørover langs østkysten av Storbritannia.
Tobis er en samlebetegnelse for flere arter innen silfamilien, hvor havsilen er den arten som dominerer i Nordsjøen. Tobisen spiller en sentral rolle som bindeledd mellom planktonsamfunn og høyere trofiske nivåer i Nordsjøen og er derfor en nøkkelart i området (DN, 2011). Spesielt er tobis viktig som føde for pelagisk sjøfugl og flere fiskeslag.
Fiskeartene torsk, sei, hyse og hvitting er alle viktige arter i Nordsjøen. Disse har pelagiske egg og gyter over store deler av Nordsjøen, uavhengig av bunnsubstratet (Huse, 2006). Generelt er
konsentrasjonene av egg og larver lave i Nordsjøen. Torskefisker er derfor regnet for å være mindre sårbare i forhold til petroleumsvirksomhet sammenlignet med andre fiskearter i havområdet.
Øyepål er mest tallrik i Nordsjøens nordlige deler, i området øst for Shetland og langs vestkanten av Norskerenna. Arten gyter pelagisk i det nordlige Nordsjøen, i perioden januar – mai, med hovedvekt i februar (Huse, 2006). Etter klekking driver larvene med de frie vannmassene og arten synes ikke å ha noe spesielt oppvekstområde.
4.2.4 Sjøfugl
Nordsjøen og Skagerrak er viktige områder for mange sjøfuglbestander og det hekker anslagsvis 130 000 par i Nordsjøen og 100 000 par i Skagerrak (NINA, 2011 a). Sammenlignet med Norskehavet og Barentshavet har Nordsjøen betydelig færre hekkende sjøfugler. Mindre enn 5 % av alle norske sjøfugler hekker ved Nordsjøen, og enda færre i Skagerrak, men antall arter er større i Nordsjøen enn lenger nord. Fordeling av sjøfugl på åpent hav er kartlagt gjennom "Seabird Populations"-programmet (SEAPOP), og de siste oppdaterte resultatene er presentert av Norsk Institutt for Naturforskning (NINA, 2011 b).
Sjøfuglbestandene i Nordsjøen er i stor grad et resultat av høy primær- og sekundærproduksjon av plante- og dyreplankton, samt store bestander av små, pelagiske fiskearter som sild, brisling og tobis.
Næringsvalget spenner over et vidt spekter av arter, og variasjonen kan være stor både gjennom året, mellom år og mellom regioner.
De ulike sjøfuglartene er tilpasset livet i de marine økosystemene iht. deres fysiologiske særtrekk, fødevalg og utbredelse. Med bakgrunn i bl.a. hvordan sjøfuglene utnytter de marine habitatene for å skaffe seg næring i hekketiden, kan man plassere de ulike sjøfuglartene i økologiske grupper. I gruppen pelagisk dykkende sjøfugl hører lomvi, alke og alkekonge hjemme, mens gruppen pelagisk overflatebeitende sjøfugl består av blant annet havhest, havsule og krykkje.
Kystbundne dykkende sjøfugl er representert ved skarv, lom, ender og ærfugl. Flere av måkefuglene tilhører gruppen kystbundne overflatebeitende sjøfugl. Sjøfuglenes utbredelse er svært dynamisk gjennom året, og varierer også mellom år. Koblingen til variasjonen i viktige næringsemner som pelagiske fisk, og til habitater som store gruntvannsområder, er av de viktigste faktorene i denne sammenhengen.
De viktigste områdene er:
• Listaområdet og Jærkysten er viktige områder for kystbundne overflatebeitende og bentisk beitende arter.
• Karmøy er et generelt viktig hekkeområde for sjøfugl.
• Koloniene i Sogn og Fjordane er spesielt viktige for kystbundne dykkende arter.
• Einevarden fuglefjell er spesielt viktige for pelagisk dykkende arter.
4.2.5 Sjøpattedyr
Flere arter sel og hval forekommer i Nordsjøen, men kun et fåtall opptrer regelmessig i området. Niser, springere og vågehval er de vanligste hvalartene i havområdet. Kystselene havert og steinkobbe er vanlige i stort sett hele Nordsjøen.
De fleste hvalartene påtreffes bare sommerstid på beitevandring til områder lenger nord. Vågehval er den eneste større hvalarten som forekommer regelmessig i området, først og fremst i den nordlige delen av Nordsjøen. Nise og springere (kvitnos/kvitskjeving) kan også påtreffes hyppig i store deler av Nordsjøen, særlig nise kan være tallrik. Hval er på populasjonsnivå ikke regnet for å være sårbare for petroleumsvirksomhet.
Planlagt forbruk og utslipp til sjø
5.1 Sammendrag av omsøkte utslipp til sjø
De operasjonene som er beskrevet i dette kapitlet vil føre til utslipp til sjø av
• Bore og brønnkjemikalier (vannbasert borevæske, sementkjemikalier, sporstoff)
• Hjelpekjemikalier fra boreriggen (som riggvaskemiddel, gjengefett, vannbehandlingskjemikalier)
• Oljeholdig vann fra riggen
• Hjelpekjemikalier fra Ivar Aasen plattformen som ikke er beskrevet i tidligere søknad (utslipp fra sjøvannspumper) (Detnor, 2016b)
De ulike kjemikaliene er vurdert i henhold til Miljødirektoratets retningslinjer for kjemikalievurdering og aktivitetsforskriften §62-67 (Miljødirektoratet, 2014). De omsøkte kjemikaliene har miljødokumentasjon i form av Harmonised Offshore Chemical Notification Format (HOCNF).
Basert på stoffenes iboende egenskaper er de gruppert som følger:
• Svarte: Kjemikalier som det kun unntaksvis gis utslippstillatelse for (gruppe 1-4)
• Røde: Kjemikalier som skal prioriteres spesielt for substitusjon (gruppe 5-8)
• Gule: Kjemikalier som har akseptable miljøegenskaper ("Andre kjemikalier")
• Grønne: Stoffer på OSPARs "Pose Little Or No Risk"-liste (PLONOR) og stoffer på listen i REACH vedlegg IV.
Kjemikalier som er klassifisert som gule og som har moderat bionedbrytbarhet (20 % og 60 %), er videre klassifisert i følgende Y-kategorier utfra farepotensialet til degraderingsproduktene:
• Y1: Kjemikaliet forventes å være fullstendig biodegraderbart
• Y2: Kjemikaliet forventes å biodegraderes til produkter som ikke er miljøfarlige
• Y3: Kjemikaliet er forventet å biodegraderes til produkter som kan være miljøfarlige
Tabell 5.1-1 gir oversikt over det samlede årlige utslippet knyttet til boring, gitt 2 brønner per år. Boringen skal gjennomføres med kjemikalier i grønn og gul kategori der hvor det vil være utslipp. Det er planlagt med utslipp av 1757 tonn kjemikalier hvorav 97 % er i grønn miljøkategori og resten i gul miljøkategori.
Røde kjemikalier vil være i bruk i oljebasert borevæske, men denne vil ikke gå til utslipp til sjø.
Sporstoffene som skal benyttes er i rød og svart kategori. Det vil være utslipp av røde stoff. De svarte sporstoffene vil følge oljestrømmen og vil ikke gå til utslipp til sjø.
Riggen drives med kjemikalier i grønn, gul og svart kategori. Kjemikalier i svart kategori benyttes i lukkede systemer og vil ikke gå til utslipp.
Tabell 5.1.1 Oversikt over det samlede utslippet knyttet til boring av 2 brønner.
Hva hjelpekjemikaliene fra Ivar Aasen angår, så er utslipp av disse nærmere beskrevet i kapittel 5.6 hvor også en tabell med oversikt over utslippsmengden er vist.
Borevæskekjemikalier 3 149,63 1 652,33 1 915,29 1 132,78 11,05 42,81 99,76 0,00 1 608,53 43,80 0,00 0,00 0,00 0,00 97,3 % 2,7 % 0,0 % 0,0 %
Sementeringskjemikalier 1 161,54 94,09 1 112,45 49,08 4,42 1,89 0,00 0,00 72,07 22,02 1,41 0,25 0,00 0,00 76,6 % 23,4 % 1,5 % 0,0 %
Hjelpekjemikalier rigg 12,72 10,80 6,44 6,08 0,28 0,00 0,00 0,00 5,40 5,39 0,09 0,00 0,00 0,00 50,0 % 49,9 % 0,9 % 0,0 %
Kjemikalier i lukkede systemer rigg 2,56 0,00 0,31 0,00 0,05 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,0 % 0,0 % 0,0 % 0,0 %
Sporstoff 0,008 0,002 0,000 0,000 0,000 0,000 0,002 0,006 0,000 0,000 0,000 0,000 0,002 0,000 0,0 % 0,0 % 0,0 % 0,0 %
Sum alle kjemikalier 4 326,45 1 757,22 3 034,49 1 187,95 15,80 44,70 99,76 0,01 1 686,00 71,20 1,51 0,25 0,00 0,00 95,9 % 4,1 % 0,086 % 0,0 % Stoff kategori
Sum forbruk
(tonn) Sum utslipp (tonn)
Forbruk (tonn) Utslipp (tonn)
Grønn
Utslipp % av totalt utslipp
Gul Gul Y1 Gul Y2 Rød Svart Grønn Gul Gul Y1 Gul Y2 Rød Svart Grønn Gul Rød Svart
5.2 Bore- og brønnkjemikalier
5.2.1 Brønndesign
Oljeprodusentene skal bores etter samme mal som tidligere produksjonsbrønner. En detaljert beskrivelse er gitt i ref. Detnor, 2014b. Oljebrønnene er planlagt med horisontale reservoarseksjoner, dette gjelder også D-18 og D-15 som bores i 2019. D-15 er imidlertid en såkalt flergrensbrønn med 2 grener i
reservoaret. En skjematisk oversikt over en typisk brønn (ikke flergrensbrønn) er vist i figur 5.2.1-1, mens tabell 5.2.1-2 gir en oversikt over gjennomsnittlige dybder og seksjonslengder for en typisk
produksjonsbrønn. Figur 5.2.1-3 gir over skjematisk oversikt over en typisk vanninjektor, som muligens vil bli boret i 2020. Data i tabell 5.2.1-2 vil være representative også for en vanninjektor.
Figur 5.2.1-1 Skjematisk oversikt over typisk produksjonsbrønn.
Tabell 5.2.1-2 Oversikt over parameter for en typisk produksjonsbrønn per seksjon; hullseksjon, størrelse på foringsrør, dybde, lengde, mengde kaks generert og borevæskesystem.
Hullseksjon Foringsrør Dybde /m MD
Lengde /m Kaks*
/m3
Kaks**
/tonn
Borevæske
32’’ 26 460 255 132 344 Sjøvann, piller
16’’ 13 3/8 1465 1050 136 354 OBM
121/4’’ 9 5/8 3213 1800 136 355 OBM
81/2’’ Screen/tubing 2000 73 190 OBM
*teoretisk hullvolum; ** tetthet 2,6 tonn/m3
Figur 5.2.1-1 Skjematisk oversikt over typisk vanninjeksjonsbrønn.
5.2.2 Borevæskekjemikalier
Produksjonsbrønnene er planlagt boret med en 32x24” topphullseksjon med borevæske bestående av sjøvann og høyviskøse piller. De benyttede kjemikaliene er i all hovedsak barytt og bentonitt som er i grønn miljøkategori, mens det vil være bruk av mindre mengder gule kjemikalier. All borevæske fra denne seksjonen inklusive kaksen vil gå til utslipp til sjø. Mengden kaks som vil bli sluppet ut er 688 tonn per år (gitt 2 brønner per år).
De resterende brønnseksjonene (16", 12 ¼" og 8 ½") er planlagt boret med det oljebaserte
borevæskesystemet Versatec som er basert på den gule baseoljen Escaid 120 ULA. Baseoljen er lite toksisk for vannlevende organismer, er biologisk lett nedbrytbar og bioakkumulerer ikke. Versatec
systemet inneholder 2 gule Y2 kjemikalier og flere røde kjemikalier. Oljebasert borevæske hindrer svelling av leire og bidrar til hullstabilitet og sikker boring. Borevæske og kaks vil bli tatt opp på riggen og separert.
Borevæsken vil så langt som mulig bli gjenbrukt mens kaks vil bli sendt til land for videre behandling. Det vil ikke være utslipp til sjø av oljebasert borevæske og av kaks fra disse seksjonene.
Tabell 13.1 i kapittel 13 Vedlegg gir en oversikt over det planlagte forbruket og utslippet til sjø per år av borevæske for boring av 2 brønner. Informasjon om forbruk og utslipp av borevæske er basert på
beregninger av teoretiske volum og erfaringsdata fra tidligere brønner. I beregningene tas det hensyn til at mengden borevæske blir større enn teoretisk beregnet på grunn av for eksempel tap til formasjonen eller vedheng på kaks.
En miljøvurdering av de kjemikaliene som er kategorisert som gul Y2/ Y3 og rød er gitt i tabell 5.2.2-1.
Tabell 5.2.2-1 Miljøvurdering av borevæskekjemikalier med gul Y2/Y3 eller rød kategorisering.
Produkt Funksjon Miljøkategori Miljøvurdering
One-Mul NS Emulgator Gul Y2 One-Mul inneholder et langkjedet fettsyrederivat og tilsettes oljebasert borevæske for å sikre stabilitet og brønnkontroll. Kjemikalie er lite giftig for vannlevende organismer og middels nedbrytbart. Det har noe potensial for bioakkumulering.
Bentone 128 Viskositetsregulator Gul Y2 Bentone 128 er en langkjedet organisk leire som er uløselig i vann og benyttes i oljebasert borevæske. Kjemikalie er middels nedbrytbart, men er lite giftig for vannlevende organismer og har ikke potensial for bioakkumulering.
VG Supreme Viskositetsregulator Rød VG Supreme er organisk leire som benyttes i oljebasert borevæske. Kjemikalie vil enten være løst i baseoljen eller felles ut og synke til bunns. Produktet er ikke akutt giftig og har ikke potensiale for bioakkumulering, men er tungt nedbrytbart.
Versatrol M Filtertapskontroll Rød Versatrol M er et organisk langkjedet material og brukes for å bygge filterkake på
brønnveggen for å hindre at vannfasen i den oljebaserte borevæsken siver inn i
formasjonen. Kjemikalie er lite giftig, har ikke potensiale for bioakkumulering, men er tungt biologisk nedbrytbart.
Versamod Viskositetsregulator Rød Versamod inneholder et fettsyrederivat som ikke er giftig og ikke bioakkumulerer men som er tungt nedbrytbart.
RHeflat Plus NS Viskositetsregulator Rød RHeflat Plus NS består av en langkjedet polymer og et løsemiddel. Stoffene er ikke giftige men er tungt nedbrytbare. Et av stoffene har noe potensial for bioakkumulering.
Oljebasert borevæske vil bli brukt for å hindre svelling av leire i formasjonen og unngå ustabilitet i hullet under boringen. Versatec borevæsken er tilpasset forholdene i formasjonen på Ivar Aasen, og det inngår derfor flere røde stoff. Versatrol M skal forhindre filtertap og VG Supreme skal gi best mulig
viskositetsegenskaper for selve borevæsken. Versamod og RHeflat Plus NS brukes for å bygge viskositet ved høyere temperaturer, og de vil tilsettes etter behov. Det gule Y2 kjemikalie Bentone 128 brukes alternativt til VG Supreme når mulig. Viskositet er avgjørende for å forhindre utfelling av vektmaterial.
Emulgatoren One-Mul NS bidrar til et stabilt produkt.
Bruk av denne borevæsken ansees som beste tilgjengelige teknikk (BAT).
5.2.3 Sementeringskjemikalier
Det er planlagt med sementjobber for 26’’, 13 3/8’’ og 9 5/8’’ foringsrør i produksjonsbrønnene. På grunn av forventet utvasking under boring av hullseksjonene beregnes det større forbruk av sement enn det i teorien burde være. Etter hver sementjobb spyles rørlinjene og utstyret, og vaskevann med sementrester vil gå til utslipp til sjø. Doseringsutstyr installert på riggen fører til minimalt overskudd av sement og dermed reduseres mengden sementkjemikalier i vaskevannet.
Tabell 13.2 i kapittel 13 Vedlegg gir en oversikt over det planlagte forbruket og utslippet til sjø per år av sementkjemikalier for boring av 2 brønner.
En miljøvurdering av de kjemikaliene som er kategorisert som gul Y2/ Y3 og rød er gitt i tabell 5.2.2-2.
Tabell 5.2.2-2 Miljøvurdering av sementkjemikalier med gul Y2/Y3 eller rød kategorisering Produkt Funksjon Miljøkategori Miljøvurdering
B 213 Dispergeringsmiddel Gul Y2 Dispergeringsmiddelet består av en
langkjedet polymer løst i vann. Kjemikalie er ikke giftig for vannlevende organismer, og har ikke potensial for bioakkumulering.
Produktet er middels lett nedbrytbart.
D 193 Filtertapskontroll Gul Y2 Filtertapsmiddelet brukes for å forhindre dehydrering av sementslurry. Det inneholder en langkjedet polymer løst i vann. Kjemikalie er ikke giftig for vannlevende organismer, har noe potensial for bioakkumulering og er middels lett nedbrytbart.
5.2.4 Kompletteringskjemikalier
Brønnene skal kompletteres med enten en lav partikkel oljebasert slam eller baseolje i nederste del av brønnen, mens en vannbasert saltvannsfase vil stå i resten av brønnen (packer fluid). For å sikre renest mulig brønn føres først et skrapeverktøy ned og sørger for at de nedre fôringsrørene er fri for sement og lignende. Deretter pumpes det ned et vasketog som renser ytterligere. Kjemikaliene i rensetoget går i retur til riggen og føres deretter til land for destruksjon.
Ved brønnoppstart vil vannfasen pumpes til havbunns trykkavlastningstank på plattformen for så å bli fraktet til land for destruksjon. Den oljebaserte delen av kompletteringsvæsken vil bli produsert med brønnstrømmen. Det vil ikke være utslipp av kompletteringskjemikalier.
Kompletteringsvæskene inneholder stort sett de samme kjemikaliene som borevæsken, og de er derfor vist i en samlet tabell 13.1 i kapittel 13 Vedlegg. Det eneste kjemikalie som bare inngår i
kompletteringsvæsken er Versapro PS i rød miljøkategori.
En miljøvurdering av dette kjemikalie er gitt i tabell 5.2.2-3.
Tabell 5.2.2-3 Miljøvurdering av kompletteringskjemikalier med gul Y2/Y3 eller rød kategorisering.
Produkt Funksjon Miljøkategori Miljøvurdering
Versapro P/S Emulgator Rød Versapro P/S inneholder overflateaktive stoff med forskjellige egenskaper. Et stoff er middels giftig, noe potensial for
bioakkumulering og tungt nedbrytbart; et annet er giftig og middels nedbrytbart; det siste er ikke giftig og heller ikke nedbrytbart. Da produktet er en emulgator, vil den være blandbar i både olje og vann.
5.2.5 Beredskapskjemikalier
Av sikkerhetsmessige årsaker kan det bli behov for å bruke beredskapskjemikalier i borevæsken eller sementen dersom det oppstår uventede problemer. Slike situasjoner kan for eksempel være ved fastsetting av borestrengen eller tap av sirkulasjon under boring. Det er ikke planlagt å bruke
beredskapskjemikalier. Tabell 5.2.2-4 gir en oversikt over beredskapskjemikaliene (ref. aktivitetsforskriften
§ 67) som kan brukes dersom visse kriterier er oppfylt.
Det er satt opp mulig bruk av en rød kjemikalie. Ultralube II vil bli brukt i tilfelle borestrengen setter seg fast eller skulle være vanskelig å trekke ut av hullet. Bruken av stoffet er begrunnet ut ifra sikkerhetsmessige grunner. Erfaringer viser at en sånn situasjon alternativt kan føre til store tap av borevæske.
Ultralube II inneholder en komponent som ikke er giftig og ikke bioakkumulerer, men som heller ikke er nedbrytbar. Beredskapskjemikaliene er vurdert i henhold til interne krav og HOCNF er tilgjengelig.
Tabell 5.2.2-4 Beredskapskjemikalier for bore- og brønnaktiviteter.
Handelsnavn Funksjon Miljøklassifisering
Microdol Lost Circulation
Fordacal Lost Circulation
Safe-Carb Lost Circulation
G-Seal/G-Seal Fine Lost Circulation EMI-1900/EMI-1901 Lost Circulation
OPTISEAL II Lost Circulation
OPTISEAL IV Lost Circulation
Citric Acid Bit Balling / Stuck Pipe
MB-5111 Biocide
NULLFOAM Defoamer
Safe Scav HSN H2S Scavenger
Safe-Solv 148 Well wash/Stuck Pipe
Safe-Surf Y Well wash
Sugar Treat cement
Sodium Bicarbonate pH buffer
Ultralube II Lubricant
Safe-Scav NA Oxygen scavenger
5.3 Sporstoff
Det planlegges for bruk av sporstoff i reservoarseksjonene. Bruk av oljesporstoff begrunnes med et ønske om optimal kontroll ved oppstart av oljeproduksjonen. På denne måten kartlegges strømningsprofil og dreneringsevne i de ulike brønnene, eksempelvis om oljen strømmer inn langs hele seksjonen eller om det er deler av brønnen som ikke gir bidrag til produksjon. Tilsvarende benyttes vannsporstoff til overvåking av vannproduksjon.
Sporstoffsystemet utviklet av RESMAN består av en polymer matriks inneholdende sporstoff som frigis over tid i omgivende væske avhengig av løselighet. Matriksen er stabil og vil etterlates i brønnen.
Systemet installeres i ulike soner i reservoarseksjonen under komplettering av brønnene. For
produksjonsbrønnene på Ivar Aasen-feltet er det planlagt bruk av sporstoffsystemer for 3 soner i hver brønn.
Sporstoffene er klassifisert som sorte (oljesporstoff) og røde (vannsporstoff) på grunn av persistente egenskaper og lav bionedbrytbarhet. Dette er egenskaper som er viktig for at systemet skal være intakt over tid og gi pålitelige måle-resultater. Vannsporstoff vil avgis til formasjonsvann og følge brønnstrømmen til prosessanlegget på plattformen. Etter separasjon vil vannsporstoffene bli reinjisert sammen med
produsert vann i formasjonen. Vanninjeksjonssystemet har en estimert regularitet på over 95 %.
Oljesporstoffene har potensial for bioakkumulering og har lav bionedbrytbarhet. Oljesporstoff vil løses i oljefasen og følge brønnstrømmen til produksjonsplattformen. Etter separasjon vil oljesporstoff eksporteres med stabilisert olje til land og videre til forbruker.
Det planlegges for bruk av ca. 4 kg sporstoff i hver oljeprodusent, dvs ca 8 kg sporstoff per år og da 6 kg i svart kategori og 2 kg i rød kategori.
Tabell 13.3 i kapittel 13 Vedlegg gir en oversikt over det planlagte forbruket og utslippet til sjø per år av sporstoff for boring av 2 brønner.
5.4 Hjelpekjemikalier på boreriggen
Maersk har utarbeidet et riggspesifikt måleprogram hvor de tekniske systemene er beskrevet som medfører utslipp til sjø og luft. Videre er en liste over de mest brukte kjemikaliene som går til utslipp til sjø satt opp med tilhørende utslippsfaktorer (Maersk Drilling, 2018).
Riggkjemikalier omfatter følgende funksjoner:
• Riggvaskemiddel
• Gjengefett (borestreng og foringsrør)
• Skiddefett og jekkefett
• Kjemikalier i lukket system samt BOP væske
• Brannskum
• Vannrensekjemikalier
Totalt er det planlagt med utslipp av 10,8 tonn hjelpekjemikalier hvorav 50 % av utslippet utgjør kjemikalier i grønn kategori og 50 % er i gul kategori. Tabell 13.4 i kapittel 13 Vedlegg gir en oversikt over det
planlagte forbruket og utslippet til sjø per år av hjelpekjemikalier fra riggen for boring av 2 brønner.
5.4.1 Riggvaskemiddel
For grovvask av dekk, gulvflater, olje- og fettholdig utstyr benyttes produktet Masava Max.
Rengjøringskjemikalier er overflateaktive stoffer som har til hensikt å øke løseligheten av olje i vann.
Estimert forbruk er ca 6,7 tonn. Vaskevannet samles opp i lukket dren og renses før det går til utslipp.
Utslipp til sjø er satt lik forbruket.
Riggvaskemiddelet består av 20% gult stoff, hvorav en liten andel er Y1 merket. Produktet er ikke giftig og bioakkumulerer ikke og har middels nedbrytbarhet.
5.4.2 Gjengefett
Gjengefett benyttes ved sammenkobling av borestreng, fôringsrør/casing og produksjonsrør (tubing/screens) for å beskytte gjengene. Valg av gjengefett er basert på vurderinger av tekniske, helsemessige og miljøegenskaper. Det skal brukes 3 forskjellige gjengefett, alt etter bruksområde.
Jet-Lube Seal-Guard ECF er planlagt brukt som er kategorisert som gul. Produktet har lav giftighet, har noe potensiale for bioakkumlering men er lett nedbrytbar.
Det er kun gjengefett brukt på topphull seksjonene som vil kunne gå til utslipp. Det er konservativt regnet med et utslipp på 10 %.
5.4.3 Jekkefett og skiddefett
Jekkefettet Jet-Lube Jacking grease ECF vil benyttes til opp- og nedjekking av riggen på lokasjonen.
Produktet er kategorisert som gul, det har lav giftighet, har noe potensiale for bioakkumlering men er lett nedbrytbar. Det er planlagt med en opp- og ned jekking per brønn. Forbruket for en opp-/nedjekking er ca.
2 tonn, og alt er antatt å gå til utslipp.
Grizzly Grease Bio1-1000 er et gjengefett som brukes på skiddesystemet (hydraulisk system for å skyve boredekk over jacketen). Produktet er kategorisert som gul Y1, det har lav giftighet, har lite potensiale for bioakkumlering og er middels nedbrytbar. Forbruket her vil være avhengig av antall operasjoner, som i utgangspunktet er satt til 2 per brønn. Her vil det ikke være utslipp, men det er konservativt lagt inn et utslipp på 5 %.
5.4.4 Kjemikalier i lukket system
Med referanse til aktivitetsforskriften § 62 Økotoksikologisk testing av kjemikalier skal det foreligge
HOCNF for kjemikalier i lukket system med forbruk på over 3 000 kg per innretning per år, inkludert første påfylling (systemvolum). Det er gjort en vurdering av riggens kjemikalier som dette kravet omfatter (Detnor, 2014b).
Det er identifisert tre kjemikalier på Maersk Interceptor med et mulig årlig forbruk på over 3 000 kg. For boring av 2 brønner per år vil forbruket være under 3 000 kg. Forbruk av kjemikalier i lukket system er styrt av ulike behov og kan typisk være en funksjon av en eller flere av disse faktorene:
• Utskifting i henhold til et påkrevd intervall (eksempelvis utstyrsspesifikke krav)
• Utskifting i henhold til målinger (oljeanalyser)
• Forebyggende vedlikehold
• Kritisk vedlikehold
Kjemikalieproduktene som benyttes i de lukkede systemene vil under normale omstendigheter ikke slippes ut. Avhending av disse produktene ved utskiftning gjøres i henhold til plan for avfallshåndtering og de spesifikke kravene som er gitt for avfallsbehandling. Tabell 5.3.4-1 viser estimert forbruk av BOP væske i gul Y1 kategori og av hydraulikkoljer i svart kategori (se samme tabell i 13.5 i kapittel 13 Vedlegg).
Erifon CLS 40 er ikke giftig, har ikke potensial for bioakkumulering og er middels nedbrytbar. Shell Tellus S2 V46 er ikke giftig men har potensial for bioakkumulering og er lav til middels nedbrytbar. De samme egenskapene har Shell Tellus S2 V32.
Tabell 5.3.4-1 Oversikt over kjemikalier i lukkede system på riggen.
Handelsnavn Funksjon Forbruk /tonn Miljøkategori
Erifon CLS 40 BOP-væske 0,4 Gul Y1
Shell Tellus S2 V46 Hydraulisk olje 1,1 Svart
Shell Tellus S2 V32 Hydraulisk olje 1,1 Svart
5.4.5 Brannskum
Maersk Interceptor bruker Re-healing Foam RF1 1 % brannskum på helidekk. På resten av riggen brukes det kun vann. Forbruk av kjemikalie er lavt, riggen tester systemet med brannskum normalt én gang i året.
Ved testing tas det prøve fra aktivt skum og fra tanken. Forbruk av brannskum er estimert til 25 liter per år.
Re-healing Foam RF1 1 % har HOCNF datablad og er kategorisert som rødt.
5.4.6 Vannrensekjemikalier og oljeholdig vann
Dekkene på Maersk Interceptor er delt inn i prosessområder og rene områder. Prosessområdene er adskilt fra de rene områdene med spillkanter, og omfatter områder med utstyr som kan lekke olje eller kjemikalier, som boredekk og shakerrom. Fra disse områdene går drenasje i lukket avløp til
oppsamlingstanker og videre til vannrenseanlegg. Dersom drenasjevann fra prosessområdene ikke lar seg rense tilstrekkelig, blir det sendt til mottak på land for behandling som oljeholdig avfall.
I områder som defineres som rene blir det ikke lagret kjemikalier eller utført prosesser som kan medføre lekkasje av olje eller kjemikalier. Vann fra rene områder vil bli samlet opp og renset i vannrenseanlegg før det går til utslipp.
Maersk Interceptor har installert en renseenhet for olje-vannseparasjon (Enviro Unit) levert og operert av Schlumberger. Anlegget står på hoveddekk og består av 3 ulike moduler for rensing av oljeholdig vann.
Enviro Unit er basert på en tredelt prosess som består av grovutskilling, flokkulering og filtrering. Avhengig av type drenasjevann som genereres tilpasses behandlingen med kjemisk emulsjonsbryting og
flokkulering, sedimentering og eventuelt filtrering. Renseenheten separerer vann fra oljen ved hjelp av kjemikalier, deretter går det oljeholdige avfallet gjennom en filterenhet for ytterligere fjerning av
hydrokarboner. Hydrokarboninnholdet blir målt før væsken blir sluppet til sjø. Oljeinnholdet skal ikke overstige 30 mg olje per liter vann (Aktivitetsforskriften § 60).
Det kan bli benyttet tre kjemikalier til behandling av oljeholdig vann, emulsjonsbryteren TC Surf,
flokkulanten EMR-962 og stoffet Lime til pH justering. De 2 førstnevnte er i gul miljøkategori, mens Lime er kategorisert grønn.
Forbruket varierer med hvor mye oljeholdig vann som blir prosessert. Forbrukstallene er basert på erfaring fra tidligere operasjoner. Etter bruk vil det meste av kjemikaliene felles ut, samlet opp og bli sendt til land i skipper som avfall. Det er konservativt estimert at 10 % vil gå til utslipp til sjø.
Hva mengden oljeholdig vann angår, så vil også dette variere med aktivitetsnivået og type operasjon som pågår. Ved å anta at det månedlig genereres 500 m3 med oljeholdig vann, så vil det for boring av 2
brønner bli generert 1300 m3 vann. Under forutsetning av oljeinnholdet er 15 mg/l, betyr det at det vil være et utslipp av olje til sjø på 19 kg per år ved boring av 2 brønner.
5.4.7 Andre utslipp - Sanitærvann og organisk kjøkkenavfall
Boligområdet på riggen har kapasitet til 150 personer. Vann fra sanitæranlegg vil bli renset og behandlet med UV-stråler før det slippes til sjø. Organisk kjøkkenavfall vil bli kvernet og sluppet til sjø.
5.5 Substitusjon
Tabell 5.5-1 gir en oversikt over kjemikalier som er omfattet av substitusjonsplikten. Som allerede nevnt i kapittel 5.2.2 og 5.2.3 er dette 2 borevæskekjemikalier i gul Y2 kategori, 2 sementkjemikalier i gul Y2 kategori og 5 røde kjemikalier i oljebasert borevæske.
Som tabellen viser pågår det arbeid for å erstatte disse produktene med mer miljøvennlige stoff, men det er uklart når dette vil skje.
Tabell 5.5-1 Oversikt over bore- og brønnkjemikalier på substitusjonslisten.
Handelsnavn Funksjon Miljø-
klassifisering
Status Nytt kjemikalie Tidsplan
B 213 Dispergeringsmiddel Gul Y2 Det er ikke identifisert substitutt, men det jobbes med alternativer.
Arbeid pågår Ikke fastsatt D 193 Væsketapskontroll Gul Y2 Det finnes alternativer til dette produktet,
B298 (grønn) og D168 (gul), men bruk av 193 er påkrevd for å ta høyde for risikoen for gass migrasjon og / eller grunt vann flyt, noe som ikke kan utelukkes. Stoffet har helsefarekategori 4.
Arbeid pågår Ikke fastsatt
Bentone 128 Viskositetsregulator Gul Y2 Det er ikke identifisert substitutt, men det jobbes med alternativer.
Arbeid pågår Ikke fastsatt One-Mul NS Emulgator Gul Y2 Det er ikke identifisert substitutt, men det
jobbes med alternativer.
Arbeid pågår Ikke fastsatt VG Supreme Viskositetsregulator Rød Det er ikke identifisert substitutt, men det
jobbes med alternativer.
Arbeid pågår Ikke fastsatt Versatrol M Væsketapskontroll Rød Det er ikke identifisert substitutt, men det
jobbes med alternativer.
Arbeid pågår Ikke fastsatt Versamod Viskositetsregulator Rød Det er ikke identifisert substitutt, men det
jobbes med alternativer.
Arbeid pågår Ikke fastsatt Rheflat Plus NS Viskositetsregulator Rød Det er ikke identifisert substitutt, men det
jobbes med alternativer.
Arbeid pågår Ikke fastsatt Versapro P/S Emulgator Rød Det er ikke identifisert substitutt, men det
jobbes med alternativer.
Arbeid pågår Ikke fastsatt
5.6 Hjelpekjemikalier på Ivar Aasen plattformen
Hjelpekjemikaliene som er i bruk på Ivar Aasen plattformen ble beskrevet og omsøkt i 2016 (Detnor, 2016b).
Siden da er det fremkommet informasjon om at det vil være tap fra neddykkede sjøvannspumper (Statoil, 2018). Ivar Aasen plattformen har 7 pumper av denne typen, og en oversikt over disse er gitt i tabell 5.6-1.
To av pumpene forsyner plattformen med sjøvann til ferskvannsgenerering, til injeksjonsvann og til vaskevann på dekket. Disse er kontinuerlig i bruk. 2 andre pumper er koblet til kjøling av 2 generatorer.
Disse er bare i bruk når generatorene går. Generatorene brukes til strømgenerering og er ikke normalt i bruk, da Ivar Aasen mottar strøm fra Edvard Grieg plattformen. De siste 3 pumpene brukes for kjøling av brannvannspumpene. Disse testes hver 14. dag og da i 2 timer.
Alle pumpene jobber på overtrykk og det vil derfor være noe tap av olje til vannstrømmen ved bruk. Det er estimert at tapsraten er rundt 20 ml/time (Statoil, 2018). Basert på denne raten vil tapet fra alle pumpene til sammen utgjøre 312 liter i året.
Tabell 5.6-1 Oversikt over neddykkede sjøvannspumper på Ivar Aasen; antall, funksjon, olje, kjøring og estimert lekkasje og utslipp til sjø i liter per år.
Antall Funksjon Olje Kjøring Estimert lekkasje
til sjø /l
1 Sjøvann Teresstic T32 Kontinuerlig 114
1 Sjøvann Teresstic T32 Kontinuerlig 129
1 Essential generator Teresstic T32 Ved bruk av generator
50
1 Nødgenerator Teresstic T32 Ved bruk av
generator
16 3 Brannvannspumper A, B, C Mereta 32 Ved test en gang
per uke
3
Totalt 312
Det foreligger HOCNF for Mereta 32. Produktet er kategorisert som svart, med en liten andel rødt stoff.
HOCNF for Teresstic T32 foreligger ikke i NEMS Chemicals, og Aker BP har heller ikke mottatt noe informasjon om produktet ved forespørsel. Teresstic T32 er derfor antatt å være kategorisert som svart ved beregning av tapet.
I tabell 13.6 i kapittel 13 Vedlegg er estimert tap fra disse pumpene vist på årsbasis. Det er her lagt til grunn en gjennomsnittlig driftstid basert på 2 års drift av plattformen. Utslipp av svart stoff er beregnet til 265 kg og utslipp av rødt stoff er på 3 kg.
En miljøvurdering av Mereta 32 er gitt i tabell 5.6-2.
Tabell 5.6-2 Miljøvurdering av oljen Mereta 32.
Produkt Funksjon Miljøkategori Miljøvurdering
Mereta 32 Olje Svart Produktet består av en rekke langkjedede polymere forbindelser og en additivpakke som begge er kategorisert svart. Den røde
komponenten betegnes som en ester. For den polymere fasen og for esteren finnes det økotoksikologiske data, og de tilsier at stoffene ikke er giftige, men de har potensiale for å bioakkumulere. Det svarte stoffet er tungt nedbrytbart, og det røde stoffet er middels nedbrytbart. Hva additivpakken angår, så utgjør den en liten del av produktet. Det foreligger ikke mer detaljert økotoksikologisk informasjon om denne.
Planlagte utslipp til luft
Utslipp til luft fra boreriggen under produksjonsboringen vil være fra forbrenning av diesel for
kraftgenerering. Dieselgeneratorene ombord på Maersk Interceptor er av merket Wärtsila 9L26, og det er fire generatorer ombord. Hver generator har en effekt på ca. 2,9 MW ved 900 rpm. Total innfyrt effekt er omlag 26 MW. De fire motorene fungerer som nødgeneratorer for hverandre. Det er ingen andre dieselforbrukere på riggen.
Daglig forbruk er estimert til 15 tonn ved normal drift, ca. 450 tonn pr måned. Med en antatt tetthet av dieselen på 0,855 tonn/m3 (marin gassolje) gir dette 17,5 m3/døgn. Det benyttes en lav-svovelholdig diesel (maksimum 0,05 vekt% svovel). Det er antatt en boretid på 60 dager per brønn.
Det samlede utslippet til luft per år ved boring av 2 brønner er ca. 5706 tonn CO2 og 65 tonn NOx.
I juni 2019 vil Edvard Grieg plattformen bli stengt for vedlikehold, noe som betyr at Ivar Aasen mister kraftforsyningen sin. For å unngå nedstengning, planlegges det med at Maersk riggen vil overta og levere kraft til Ivar Aasen i denne perioden, rundt 1 måned. Etter boring av D-18 vil riggen bli liggende på Ivar Aasen-feltet og stå for kraftforsyningen på feltet, før så boringen av D-15 starter. Utslippet knyttet til denne aktiviteten er også vist i tabell 6-1.
Tabell 6-1 Årlige utslipp til luft for boreriggen for boring av 2 brønner.
Måling og kontroll av dieselforbruket på boreriggen gjøres i henhold til måleprogrammet for denne riggen (Maersk drilling, 2018).
I 2016 utførte Ecoxy målinger av NOx utslippet på riggen (Ecoxy, 2016). Dette førte til at utslippsfaktor ble redusert med ca 30 %, fra 0,053 til 0,03661.
Aktivitet
Periode /dager
Dieselfor bruk /tonn
Faktor Utslipp /tonn
Faktor Utslipp /tonn
Faktor Utslipp /tonn
Faktor Utslipp /tonn
Boring 120 1800 3,17 5706 0,03661 65,898 0,005 9 0,001 1,8
Kraftfor- syning
2019 30 450 3,17 1426,5 0,03661 16,4745 0,005 2,25 0,001 0,45
CO2 NOx nmVOC SOx
Miljøkonsekvenser av planlagte utslipp
Aker BP har vurdert planlagte utslipp med tanke på å begrense den totale belastningen på det ytre miljø og velge best tilgjengelige teknologi.
Under grunnlagsundersøkelser i området er det ikke observert forekomster av sårbar bunnfauna. I miljøovervåkning og grunnlagsundersøkelser i Region II, hvor Ivar Aasen ligger, er det ikke påvist forstyrrelser i fauna fra petroleumsvirksomhet, som beskrevet i kapittel 4. Det er også gjort grundige vurderinger omkring planlagte utslipp i forbindelse med konsekvensutredningen for utbygging og drift av Ivar Aasen.
7.1 Utslipp til sjø
7.1.1 Bore- og brønnkjemikalier, kaks og sporstoff
Utslipp av borekjemikalier er begrenset til utslipp fra boring av topphullet, dvs en seksjon per brønn. Alle kjemikaliene som er i bruk her er i grønn og gul kategori. Utslipp av andelen gule kjemikalier er liten, 2,7
%. Kaks som slippes ut samtidig vil akkumulere rundt borehullet. Studier viser at kaks spres i begrenset grad utover (max 50-100 m) og at den over tid vil bli blandet med sediment på havbunnen.
Sementkjemikaliene som skal brukes er i all hovedsak i grønn og gul kategori. 2 kjemikalier er Y2 merket.
Disse er ikke giftige og har begrenset potensial for bioakkumulering samtidig som de er middels
nedbrytbare. De ansees som essensielle for å sikre god sementkvalitet. D193 skal bare brukes i begrenset omfang på Ivar Aasen, dvs ikke ved hver sementering. B 213 skal brukes i topphullseksjonen og det vil bli noe utslipp til havbunnen, men da kjemisk bundet i sementen. Siden andelen Y2 stoff i de 2 produktene er lav (30 % og 4 %) og det mengdemessig er begrenset bruk, er dette utslippet vurdert å være akseptabelt.
Bore- og kompletteringskjemikaliene i rød kategori som inngår i oljebasert bore- og kompletteringsvæske vil ikke gå til utslipp til sjø.
Bruk av sporstoffsystemer muliggjør optimalisering av olje- og vannproduksjon fra ulike brønner og soner.
Dette er viktige tiltak for å minimere vannproduksjon og samtidig bedre informasjonen om reservoaret som så kan benyttes for optimal brønnplassering i neste utviklingsfase og til forbedring av reservoar-
modellering. Bruk av sporstoff er tiltak som øker utvinningsgraden av hydrokarboner og bidrar til å redusere mengden produsert vann.
Vannsporstoffene brytes ikke ned, har lav giftighet og vil ikke bioakkumulere. Siden mengden
vannsporstoff er liten og alt stoff reinjiseres i formasjonen forventes det ingen miljøeffekter. Det er ikke planlagt utslipp av oljeløselig sporstoff til sjø, men disse sporstoffene har et lite potensiale for å løses i vann og da mindre enn 0,05% av tilsatt oljesporstoff. Dette vil bli reinjisert med produsert vann i formasjonen, men kan teoretisk gå til utslipp til sjø dersom injeksjonsanlegget er ute av drift.
7.1.2 Hjelpekjemikalier på boreriggen og oljeholdig vann
Hjelpekjemikaliene som er i bruk på boreriggen er i all hovedsak i grønn og gul kategori. Alle kjemikaliene har lav giftighet, de bioakkumulerer ikke og er nedbrytbare. De vil bli brukt over en kort periode og utslippet er begrenset. Det forventes ingen negative miljøpåvirkninger av disse utslippene.
Det samme gjelder oljeholdig drenasjevann. Vannmengden som genereres vil være avhengig av
aktiviteten på riggen, og den er estimert konservativt. Alt vann renses før det slippes ut, og oljeinnholdet i utslippet vil være lavere enn 30 mg/l. Også her vil utslippet være begrenset til en kortere periode og det vil fortynnes. Oljen i vannet vil brytes ned av naturlig tilstedeværende bakterier i sjøen og det forventes ingen negative miljøpåvirkninger.
7.1.3 Hjelpekjemikalier fra Ivar Aasen Under forutsetning at Teresstic T32 har lignende egenskaper som Mereta 32, kan følgende sies om tapet:
• Stoffene er ikke giftige og vil sånn sett ikke ha direkte negative innvirkninger ved tap til miljøet.
Log Pow tilsier at de har potensiale for å bioakkumulere. Stoffene vil kunne forbli i sjøen over en viss tid, men på sikt vil de bli brutt ned av naturlig tilstedeværende bakterier, i og med at de har vist potensiale for nedbryting i test.
• Ca 2/3 av tapet vil være kontinuerlig, mens 1/3 er diskontinuerlig. Pumpene som er kontinuerlig i bruk er de som blant annet pumper sjøvann til injeksjon. Siden injeksjonsvannet går til
injeksjon og ikke til utslipp, er det estimerte tapet av svart stoff her ansett som veldig konservativt. Basert på erfaring fra 2 års drift vil ca 40 % av sjøvannet gå til reinjeksjon.
• Equinor har estimert tapet av svart stoff i vann fra pumper som er kontinuerlig i bruk til å ligge rundt 0,0003 ppm. Dette er en veldig lav konsentrasjon og det forventes ingen akutte
miljøeffekter.
Aker BP følger den tekniske utviklingen på området og har en dialog med Framo og Siemens ang muligheten for å skifte olje.
7.2 Utslipp til luft
Luftutslippet fra riggen er knyttet til bruk av dieselgeneratorer for kraftgenering. Siden riggen er oppjekkbar og står på havbunnen under operasjon vil utslippene være mindre enn fra en større rigg som ligger
dynamisk posisjonert under operasjonen. Utslippet vil være begrenset til en kortere periode. Utslipp til luft kan ha både globale klimaeffekter (drivhuseffekt) og lokale effekter (bakkenær ozon, forsuring og
lignende).
Aker BP vurderer alternative løsninger for kraftforsyning til rigger som ligger tett opp mot faste installasjoner.
Måling og rapportering
Det er utarbeidet et detaljert måleprogram for Ivar Aasen i henhold til Miljødirektoratets Veiledning for industrielle måleprogram M-6/2013 (Detnor, 2016c). Måling av kvotepliktige utslipp er redegjort for i kvotesøknaden for Ivar Aasen (Detnor, 2015).
Miljørapportering vil bli dokumentert i miljøregnskapssystemet NEMS Accounter. Økotoksikologisk dokumentasjon i form av HOCNF vil være tilgjengelig i NEMS Chemicals.
Årlig rapportering til Miljødirektoratet av utslipp til sjø og luft i forbindelse med boring og drift av Ivar Aasen utføres i henhold til Forurensningsloven og gjeldende retningslinjer for rapportering fra
petroleumsvirksomhet til havs.