Innhold
1 Innledning ... 6
1.1 Beskrivelse av aktivitet som omsøkes ... 7
1.2 Ramme for aktiviteten ... 8
1.3 Beste praksis og tilgjengelige teknologi ... 9
1.3.1 Håndtering av borekaks fra boreoperasjonen ... 9
1.3.2 Håndtering av oljeholdig vann fra boreoperasjonen ... 10
1.3.3 Utvinningsstrategi ... 10
1.4 Miljørisiko og oljevernberedskap ... 10
2 Generell informasjon ... 11
2.1 Beliggenhet og lisensforhold ... 11
2.2 Rettighetshavere og eierforhold ... 11
2.3 Reservoarforhold ... 12
2.4 Boring og brønndesign ... 13
2.5 Bunnforhold ... 14
2.6 Biologiske ressurser ... 15
2.6.1 Plankton ... 16
2.6.2 Fisk ... 17
2.6.3 Sjøfugl ... 18
2.6.4 Sjøpattedyr ... 18
3 Forbruk og utslipp av kjemikalier... 19
3.1 Valg og evaluering av kjemikalier ... 19
3.2 Kontroll, måling og rapportering av utslipp ... 20
3.3 Omsøkte mengder kjemikalie for årlig forbruk og utslipp ... 20
3.4 Bruk og utslipp av bore- og brønnkjemikalier ... 21
3.4.1 Vannbaserte og oljebaserte borevæsker ... 21
3.4.2 Kompletteringsvæsker ... 21
3.4.3 Sementeringsvæske ... 22
3.4.4 Sporstoffer ... 22
3.4.4.1 Gamle borevæsker og H2S problematikk ... 23
3.4.5 Riggkjemikalier ... 23
3.4.5.1 Brønnkjemikalier ... 24
3.4.5.2 Subsea-væsker ... 24
3.4.5.3 Vaskemidler og sloprense-kjemikalier ... 24
3.4.5.4 Kjemikalier i lukket system... 24
3.4.6 Beredskapskjemikalier ... 25
3.4.7 Utslipp fra bore- og brønnoperasjoner ... 25
3.4.7.1 Borekaks ... 25
3.4.7.2 Utslipp ved operering av liner og overføring av tørrbulk ... 26
3.4.8 Vaskevann ... 26
3.4.8.1 Vaskevann fra boreoperasjoner på rigg ... 26
3.4.8.2 Vaskevann fra brønnintervensjonsjobber ... 26
4 Utslipp av drenasje- og oljeholdig vann ... 28
4.1 Drenasje- og oljeholdig vann fra mobil rigg ... 28
4.2 Drenasje- og oljeholdig vann fra LWI-fartøy ... 29
5 Utslipp til luft ... 30
5.1 Utslipp til luft fra kraftgenerering ... 30
5.2 Hovedkilder til diffuse utslipp og utslippsfaktorer ... 32
5.2.1.1 Diffuse utslipp fra Boring. ... 32
5.2.1.2 Andre kilder til diffuse utslipp ... 32
5.2.1.3 Rapportering av diffuse utslipp ... 33
5.3 Utslipp av NOx ... 33
5.4 Miljøkonsekvenser ved utslipp til luft ... 33
6 Energieffektivitet ... 34
6.1 Energieffektivitet... 34
7 Avfallshåndtering... 35
7.1 Næringsavfall og farlig avfall ... 35
7.2 Håndtering av borekaks ... 35
7.3 Sanitærvann og organisk kjøkkenavfall... 35
8 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning ... 36
8.1 Konklusjon miljørisikoanalyse ... 36
8.2 Beredskapsanalyse ... 40
8.3 Oljevernberedskap ... 41
9 Referanser ... 44
Vedlegg 1 Omsøkte mengder kjemikalie for årlig forbruk og utslipp ... 47
Totale mengder omsøkte stoff fordelt mellom de ulike kategoriene ... 47
Vannbasert borevæske ... 48
Oljebasert borevæske... 50
Vannbasert kompletteringsvæske ... 52
Oljebasert kompletteringsvæske... 54
Sementkjemikalier ... 55
Sporstoffer ... 57
Brønnintervensjonskjemikalier - Inkludert under Riggkjemikalier ... 60
Subseakjemikalier - Inkludert under Riggkjemikalier ... 60
Riggkjemikalier ... 61
Støttekjemikalier ... 63
Vedlegg 2 Beredskapskjemikalier ... 65
Vedlegg 3 Miljøvurdering av kjemikalier ... 67
1 Innledning
I henhold til lov om vern mot forurensninger og avfall, kapittel 3 § 11, og opplysningsforskriftens § 5 og 6, søker Statoil Petroleum AS om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven i forbindelse med produksjonsboring på Johan Sverdrup-feltet. Ettersom feltet bygges ut i flere faser vil det søkes tillatelse etter forurensningsloven separat og spesifikt for hver utbyggingsfase, som spesifisert nedenfor:
1. Fra brønnrammene installeres på feltet i 2015 og inntil feltsenteret er på plass og produksjonsstart i 2019 vil det forbores 6-8 brønner årlig med mobil borerigg. Planlagt oppstart for forboring er 1. mars 2016.
Operatør undersøker muligheten med å fremskynde borestart inntil en måned. I første utbyggingsfase planlegges det boret 35 brønner, herav 18 produksjonsbrønner, 16 vanninjeksjonsbrønner og 1 observasjonsbrønn. 20 av disse brønnene, 8 produksjonsbrønner og 12 injeksjonsbrønner, samt en geologisk pilot vil bli boret med mobile borerigger. De øvrige brønnene vil bli boret med det integrerte boreanlegget på boreplattformen, som beskrevet under punkt 2.
2. I 2019 (Q2 2019) når boring fra Feltsenteret starter vil ytterligere 15 brønner bores fra permanent installert borerigg på Feltsenteret. Når den faste boreplattformen er installert, vil de forhåndsborede produksjonsbrønnene bli ferdigstilt. Det planlegges å installere og ta i bruk TCC-anlegg på permanent installert borerigg på Feltsenteret for rensing og håndtering av oljeholdig kaks.
3. I 2019 settes feltet i produksjon og vanninjektorene vil settes i drift ettersom vann vil injiseres som trykkstøtte under produksjonen. Iht. nåværende planer vil det for neste utbyggingsfase bli boret ytterligere 42 brønner. Det betyr at det i perioden 2016-2026 blir boret totalt 77 brønner, hvorav 40 brønner er planlagt som produksjonsbrønner, 35 som injektorer, en observasjonsbrønn og en polymer pilot. Det vil bli etablert både plattformbrønner og undervannsbrønner. I perioden 2019-2026 vil inntil 4 brønner kunne bores samtidig, på ulike lokaliteter. Senere kan det bli aktuelt å bore sidesteg fra
brønnene.
Med henvisning til krav gitt i aŬƚŝǀŝƚĞƚƐĨŽƌƐŬƌŝĨƚĞŶ͕<Wy/͟hƚƐůŝƉƉƚŝůLJƚƌĞŵŝůũƆ͕͟ďĞƐŬƌŝǀĞƐdet i denne søknaden planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier i forbindelse med den planlagte forboringen med mobil borerigg, ref.
punkt 1 ovenfor. Planlagt startdato er 1. mars 2016. Operatør undersøker muligheten med å fremskynde borestart inntil en måned. Forboringen inkluderer boring av 8 produksjonsbrønner, en geologisk pilot og 12 vanninjektorer. Brønnene vil bli boret med semi-nedsenkbare, flyttbare boreinnretninger. Brønnene vil primært bli boret med Deepsea Atlantic (DSA) som er eid av Odfjell.
Søknad om utslippstillatelse for rørledning og søknad om utslippstillatelse for videre boring fra permanent installert borerigg og produksjon, ref. punkt 2 og 3 ovenfor, vil bli sendt inn i god tid før operasjon- og
produksjonsoppstart. Eventuell bruk av kjemikalier for brønnvedlikehold/intervensjoner i driftsfasen på Johan Sverdrup- feltet vil bli inkludert i sistnevnte søknad.
For nærmere informasjon vedrørende Johan Sverdrup-prosjektet vises det til Johan Sverdrup sin Konsekvensutredning som en del av Plan for utbygging, del II, ref./1/.
1.1 Beskrivelse av aktivitet som omsøkes
Tolv injektorbrønner og en geologisk pilot vil bli boret fra 3 undervanns brønnrammer. Åtte produksjonsbrønner, som senere skal knyttes opp mot den faste boreplattformen på feltsenteret, vil bli forboret ved hjelp av en undervanns støtteramme. De 20 brønnene og den geologiske piloten vil bli boret med semi-rigg, ref. Tabell 1-1 og Figur 1-1.
Tabell 1-1 Oversikt over brønner som skal forbores med semi-rigg
Brønnnavn Brønntype
JS 16/2-D-9 Produsent JS 16/2-D-10 Produsent JS 16/2-D-11 Produsent JS 16/2-D-12 Produsent JS 16/2-D-13 Produsent JS 16/2-D-14 Produsent JS 16/2-D-15 Produsent JS 16/2-D-16 Produsent JS 16/2-E-1 H Geologisk pilot JS 16/2-E-1 AH Injektor JS 16/2-E-2 H Injektor JS 16/2-E-3 H Injektor JS 16/2-E-4 H Injektor JS 16/2-F-1 H Injektor JS 16/2-F-2 H Injektor JS 16/2-F-3 H Injektor JS 16/2-F-4 H Injektor JS 16/2-G-1 H Injektor JS 16/2-G-2 H Injektor JS 16/2-G-3 H Injektor JS 16/2-G-4 H Injektor
Figur 1-1 Borelokasjoner og brønnbaner for utbyggingsfase 1
Statoil søker om tillatelse til følgende aktiviterer:
Boring, komplettering, midlertidig P&A, vedlikehold og brønnopprenskning av 20 brønner og en geologisk pilot med semi-rigg på Johan Sverdrup
Lette brønnintervensjoner med LWI-fartøy
Bruk og utslipp av kjemikalier ihht. omsøkte årlige rammer ifm. bore- og brønnoperasjonene på feltet
Normal drift og vedlikehold
NOx-utslipp og utslipp til luft fra mobil rigg og LWI-fartøy ifm. bore- og brønnaktivitetene på Johan Sverdrup
1.2 Ramme for aktiviteten
Formålet med den kommende borekampanjen er å gjennomføre boring av brønner for å kunne begynne olje- og gassproduksjon fra Johan Sverdrup-feltet iht PUD, ref./ 1/. Forboringen inkluderer boring av 8
produksjonsbrønner og 12 vanninjektorer, og en geologisk pilot.
En oppsummering av mengde kjemikalier som er planlagt benyttet i borekampanjen fremgår av Tabell 1-2, og viser forventet årlig mengde forbruk og utslipp til sjø kategorisert i henhold til aktivitetsforskriften § 63:
Grønne kjemikalier: Kjemikalier på PLONOR-listen (utgjør liten eller ingen risiko for miljøet)
Gule kjemikalier: Kjemikalier som er miljømessig akseptable
Røde kjemikalier: Kjemikalier som skal prioriteres erstattet i henhold til Miljødirektoratets kriterier
Svarte kjemikalier: Kjemikalier som det kun unntaksvis gis utslippstillatelse for Omsøkt årlig forbruk og utslipp av kjemikalier er estimert ut i fra behovet i et høyaktivitetsår.
Tabell 1-2 Årlig forbruk og utslipp av kjemikalier fordelt etter bruksområde og miljøkategori. Mengder er gitt i tonn.
Forbruk stoff i grønn kategori (tonn)
Utslipp stoff i grønn kategori (tonn)
Forbruk stoff i gul kategori
(tonn) Utslipp stoff i gul kategori
(tonn) Forbruk
stoff i rød kategori (tonn)
Utslipp stoff i rød kategori (tonn)
Forbruk stoff i svart kategori (tonn)
Utslipp stoff i svart kategori (tonn) Gul Gul,
Y1 Y2 Y3 Gul Gul
Y1 GulY2 Y3 Bore- og
brønnkjemikalier
- kategori A 33942,17 20801,40 4006,87 201,90 319,71 0,00 55,64 56,36 3,49 0,00 0,02 0,00 0,02 0,00
Hjelpekjemikalier
kategori F 19,95 19,83 5,93 0,00 0,00 0,00 4,91 0,00 0,00 0,00 46,75 0,00 3,25 0,00
Totalt
33962,12 20821,24 4012,80 201,90 319,71 0,00 60,55 56,36 3,49 0,00 46,77 0,00 3,27 0,00
Begrunnelse for bruk av røde og svarte kjemikalier fremgår i kapittel 3. Miljødata for kjemikaliene er tilgjengelig i NEMS Chemicals. Vedlegg 1 viser en oversikt over alle kjemikalier som inngår i søknaden, Vedlegg 2 gir en oversikt over beredskapskjemikalier, og en miljøvurdering av de ulike kjemikaliene er gitt i Vedlegg 3.
1.3 Beste praksis og tilgjengelige teknologi
1.3.1 Håndtering av borekaks fra boreoperasjonen
Gjennom feltets levetid vil det bli boret et stort antall brønner både fra feltsenteret og fra mobile flyterigger. For seksjoner med boretekniske utfordringer vil det bli nødvendig å benytte oljebasert borevæske. Dette produserer borekaks med vedheng av oljebasert slam. Dette kan ikke slippes direkte til sjø. Det finnes følgende alternativer for behandling:
Injeksjon
Transport til land for videre rensing på land og deponering av renset borekaks.
Offshore rensing og utslipp av renset borekaks til sjø
Injeksjon krever boring av to dedikerte injeksjonsbrønner. Brønnene ville måtte bores tidlig for å kunne bli tatt i bruk under borekampanjen. Injeksjon av borekaks innebærer risiko for oppsprekking og lekkasje. Kost / nytte- evalueringer favoriserer andre alternativ.Transport til land for videre rensing og
deponering av renset borekaks, er vurdert som et alternativ til rensing offshore. Rensemetoden vil i begge tilfeller være lik. For mobile flyterigger vil borekaks bli transportert til land for videre rensing og deponering av renset borekaks. Offshore rensing og utslipp av renset borekaks til sjø er foretrukket alternativ på feltsenteret for håndtering av oljeholdig borekaks, og vil bli inkludert i neste søknadsrunde.
1.3.2 Håndtering av oljeholdig vann fra boreoperasjonen
Foretrukket behandling av oljeholdig vann/ slop er offshore rensing og utslipp av renset vann til sjø, etter prinsippet om «å redusere nærmest kilden». Dette er nærmere beskrevet i kapittel 4.
1.3.3 Utvinningsstrategi
Vanninjeksjon som trykkstøtte er vurdert som den mest hensiktsmessige dreneringsstrategien, basert på simuleringsstudier, risikoanalyse av reservoarstyring ved gassinjeksjon og mulighetene for IOR (Increased oil recovery ʹ økt oljeutvinning). I dreneringsstrategien er de fleste produksjonsbrønnene planlagt med lokasjon høyt oppe på strukturen, med vanninjektorer lenger nede, i eller nær vannsonen. På grunn av relativt lavt trykk i reservoaret, vil det i alle oljeproduserende brønner bli injisert gass under trykk i bunnen av brønnen for å øke oljestrømmen (gassløft).
Ulike IOR-metoder er vurdert og det har blitt inkludert fleksibilitet for IOR i designet. Basert på erfaring fra andre felt av samme størrelse som Johan Sverdrup er det forventet at boring av brønner etter det planlagte
boreprogrammet vil bidra til økt utvinning.
Etter produksjonsplatå kan det bli aktuelt å veksle mellom vann- og gassinjeksjon for å øke utvinningen. Produsert gass fra feltet er planlagt brukt, men det kan også bli aktuelt å importere gass. Også andre metoder for å øke utvinningsgraden vil bli vurdert, herunder bruk av kjemikalier som øker viskositeten på det injiserte vannet (polymerer). Detaljering og eventuell beslutning av en pilot for polymerinjeksjon vil bli knyttet til evalueringen av de fremtidige fasene. Hensikten med en pilot er å få mer kunnskap om både teknisk gjennomførbarhet,
reservoarforhold og tilbakeproduksjon.
1.4 Miljørisiko og oljevernberedskap
Det er gjennomført miljørisikoanalyser for å vurdere sannsynlighet for og konsekvenser av eventuelle
uhellsutslipp, som beskrevet nærmere i kapittel 8. I miljørisikoanalysen er miljørisiko vurdert både for et normalt produksjonsår og et høyaktivitetsår. Ettersom et normalt produksjonsår ga høyere samlet sannsynlighet for hendelse enn et høyaktivitetsår er et normalt produksjonsår lagt til grunn i den videre miljørisikoanalysen for Johan Sverdrup. Analyseresultatene viser at miljørisikoen for omsøkt aktivitetsnivå og rammer på Johan Sverdrup- feltet er godt innenfor Statoils feltspesifikke akseptkriterier.
Det er også gjort vurderinger av behov for oljevernberedskap. Kravene til responstid er satt til best oppnåelig responstid til borelokasjonen. Dette er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i NOFOs planverk.
Foreløpig konklusjon for beredskapsanalysen er et behov på 17 NOFO-systemer (oljevernsystem for bruk i åpen sjø) i barriere 1 og 2, med responstid fem timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 41 timer.
2 Generell informasjon
2.1 Beliggenhet og lisensforhold
Johan Sverdrup-feltet omfatter produksjonslisensene 265, 501, 501 B og 502, ref. Figur 2-1. Feltet er lokalisert i Nordsjøen like sør for 59. breddegrad, vest av Stavanger. Avstanden fra Johan Sverdrup til Grane i nord er om lag 40 km, og til Sleipner i sørvest om lag 65 km. Vanndybden på feltet er 110-120 m. Korteste avstand til land (Karmøy) er om lag 155 km. Feltets utstrekning er ca. 200 km2.
Figur 2-1 Lokalisering av Johan Sverdrup - feltet
2.2 Rettighetshavere og eierforhold
Rettighetshaverne i produksjonslisensene 265, 501, 501B og 502 framgår av Tabell 2-1, sammen med de
respektive eierandelene. Statoil er gitt ansvar som operatør.
Tabell 2-1 Rettighetshavere og eierandeler
Navn, selskap Selskapets andel [%]
Statoil Petroleum AS 40,0267
Lundin Norway AS 22,6
Petoro AS 17,36
Det norske oljeselskap ASA 11,5733
Maersk Oil Norway AS 8,44
2.3 Reservoarforhold
Johan Sverdrup - reservoaret er relativt homogent, med høy til svært høy permeabilitet, og de sentrale delene av feltet har en reservoartykkelse på 40-70 m. Dybden på olje-vann kontakten varierer noe, men innsamlede data indikerer at de påviste funnene kan behandles som ett felt. Reservoaret har ingen initial gasskappe. Oljen har moderat viskositet, og er sterkt undermettet med lavt gass-olje forhold. Initialt reservoartrykk er hydrostatisk (ca.
195 bar ved 1922 m dyp) og temperaturen er ca. 83 ºC. Kart som viser utstrekning av reservoaret, samt borede avgrensningsbrønner er vist i Figur 2-2.
Figur 2-2 Kart som viser utstrekning av reservoaret, samt borede avgrensningsbrønner
Somnevnt innledningsvisi søknaden er det til sammen21 brønner,herav8 produsenterog 12 injektorer samten geologiskpilot somskalboresmed semi-rigg.
Entypiskbrønnpå JohanSverdruper planlagtboret i fem seksjoner, ref. Figur2-3, og Figur2-4 somviser henholdsvisolje-produsentog injektor . Produsenteneer horisontalei reservoaretmensinjektoreneplanlegges med en vinkelpå 75 graderi reservoaretog en total lengdepå ca4000m.
d
planleggesboret medoljebasertvæskesystem,men det tas høydefor bruk avvannbasert væskesystemide omsøkterammer.Dissevæskesystemeneinneholderalle kun guleog grønnekjemikalierog er beskrevetmer i detalj i kapittel 3.
Kompletteringenog borevæskenevil værenoe ulike for produsentog injeksjons-brønnene.Etter boringmed oljebasertslam,vil det benyttesgruspakkeri oljeprodusenteneetterfulgt av såpepiller og pakningsvæskesom etterlatesi brønnen når dennemidlertidigforlatesi påventeav installasjonav platform. Vanninjektorerne etterlatesogsåmed pakningsvæskesamtoppløsningsvæskefor filtertapsmateriale(breaker) for overleveringtil produksjon. Borevæskeleverandørog sementleverandører BakerHughes.
Rig Floor (RKB)
36" conductor shoe
20" Casing shoe
14" casing shoe
9 5/8" liner shoe
OH 8 ½” x 9 ½”
Drilling Platform Oil Producer with Gas Lift System
Completion - DRAFT Johan Sverdrup
Date: August 2015 Rev. 0
Lower completion with fluid loss valve 6 5/8" screens w/gravel pack Subsea wellhead
Surface Wellhead
GLM
CIV DHG
ASV DHSV
7" Gauge Carrier with P/T Gauge 7" Chemical Injection Valve 7" Gas Lift Mandrel
7" x 7 5/8" tubing
Vertical X-mas tree
7" x 9 5/8" Production packer 9 5/8" x 10 ¾” Tie-back
Middle completion with remote operated plug
Reservoir
Figur2-3 Typiskbrønndesignfor en JS-oljeprodusent
13-3/8" casing shoe
9 5/8" liner shoe 20" Casing shoe 36" conductor shoe
8 1/2" Open hole
6 5/8" Stand Alone Screens 7" x 9 5/8" Production packer
7" Gauge Carrier - P/T gauge 7" Tubing
7" DHSV
Subsea Wellhead Subsea VXT MSL
Seabed
7" x 9 5/8'’ Liner hanger / Packer
9-5/8" casing mounted pressure gauge (Mesposh) SubSea Water Injection Completion - DRAFT
Johan Sverdrup
Prepared By: JSD&W Date: August 2015 Rev. 0
Reservoir
Figur2-4 Typiskbrønndesignfor en JS-vanninjektor
2.5 Bunnforhold
Ressurssituasjonenog natur- og miljøforholdenei Nordsjøener godt dokumentertgjennomtidligere utredninger, overvåkingsundersøkelserog forskningsprosjekter.
Av de underlagsrapportersomer utarbeidetsomdel av konsekvensutredningenfor JohanSverdrup,er det i førsterekkefølgendetre somgjennomgårog sammenstillereksisterendeinformasjonom slikeforhold:
DNV/ Sintef,2014:JohanSverdrup produsertvannog borekaksEIFog spredningsberegninger/ 2/
Ecofact,2014:Konsekvenserfor fisk,fiskeriog akvakulturvedetableringav rørledningerfra Johan Sverdrup-feltet / 3/
DNV,2014: Miljørisikoanalyse(MRA)for utbyggingog drift av JohanSverdrup-feltet /4/
JohanSverdrupfeltetliggerutenfor kystenav Vestlandetmed potensialefor influensområdersomberørerbåde Nordsjøenog Norskehavet.Strømmenei Nordsjøener påvirketav atlantiskvannsomkommerinn fra vestog den norskekyststrømmensomstrømmernordover.Dennorskekyststrømmenforårsakervirvler i de grunnere områdeneinne vedkysten.Vanneti den norskekyststrømmenhar lav salinitetog dannerfronter mot det
atlantiske vannet. I disse frontene er det høy biologisk produksjon. Saliniteten øker etter hvert som vannet strømmer nordover, pga. innblanding av atlanterhavsvann. De mest intense frontalprosessene finnes hvor det er konvergerende strømmer, og dette finner vi ved Frøya-, Haltenbanken og Sklinnabanken. Her er det advektiv transport og blanding med atlantisk vann fra dypet /5/. Den norske kyststrømmen er svært viktig for transport og fordeling av planktoniske organismer, og fiskeressursene varierer med dybdeforholdene, mengdene ferskvann fra elver, samt vindretningen og vindstyrken. Den fremherskende strømretningen er nordlig, og egg og larver som gytes i søndre del av Norskehavet fraktes nordover med strømmene /5/. Om vinteren danner atlanterhavsvannet en markert temperaturfront mot den kaldere kyststrømmen. Om sommeren derimot, vil det varmere og ferskere kystvannet flyte lengre ut fra kysten og dekke det kaldere atlanterhavsvannet.
2.6 Biologiske ressurser
På grunnlag av den kunnskap en etter hvert har opparbeidet om økosystemene i Nordsjøen, er det utarbeidet oversikter over særlig verdifulle områder (SVO) i Nordsjøen og Skagerak. Dette er områder som er viktige for biologisk produksjon, for det biologiske mangfoldet, og som leveområder for arter eller grupper av arter. I disse områdene regner en med at miljøkonsekvensene kan bli betydelige dersom de utsettes for negativ påvirkning. Slik negativ påvirkning kan for eksempel være for høy beskatning gjennom fiske, eller akutt oljeforurensning. Kartet i Figur 2-5 gir en oversikt over identifiserte SVO-områder i den aktuelle delen av Nordsjøen. Det framgår at Johan Sverdrup-feltet er lokalisert i god avstand til de mest sårbare områdene (gyteområder for tobis). De nærmeste områdene som er markert er gyteområder for hhv. torsk og makrell. Dette er arter som gyter i de frie
vannmassene, og over relativt store områder. Av den grunn er de ikke sårbare i samme grad som for eksempel gyteområder for tobis.
Figur 2-5 Særlige verdifulle områder (SVO) i Nordsjøen
2.6.1 Plankton
Kopepoder (hoppekreps) er den dominerende planktongruppen i hele Nordsjøen. Imidlertid er artssammensetningen forskjellig i ulike deler av havområdet. De nordlige områdene påvirkes av innstrømmingen av atlantisk vann, og dyreplanktonet domineres av kopepoder som Calanus og Pseudocalanus. Dybdeforholdene vil også ha betydning for utbredelsen av arter. De dypere
områdene over Norskerenna (200-600 m) har et dyreplanktonsamfunn som på mange måter skiller seg fra artssammensettingen i de grunne områdene (50-100 m). Her finner man en større andel av karnivore dyreplankton, som Pareuchaeta norvegica og pilorm samt større krepsdyr som pelagiske reker og krill. Havområdene lenger sør i Nordsjøen er grunnere (under 100 m), og vannmassene er derfor gjennomblandet deler av året. Her finner man større innslag av små kopepoder og larveplankton. Flere av artene har en eller flere generasjoner i løpet av året, og mengdene varierer derfor gjennom sesongen.
2.6.2 Fisk
Nordsjøen er kjent som et fiskerikt havområde. Noen av de store fiskebestandene er under "føre var"-grensen for gytebestandens størrelse (sei og tobis på noen av feltene i Nordsjøen), blant annet som følge av høy beskatning.
Torsk er under kritisk nivå, mens bestandene av øyepål, nordsjøsild, makrell, kolmule og rødspette er større enn
"føre var"- grensen for gytebestandens størrelse. Noen arter som tidligere var ganske vanlige i Nordsjøen, er borte eller har blitt sterkt redusert. På den nasjonale rødlista er ål, storskate og pigghå listet som kritisk truet. De fleste bruskfiskbestandene er på lavt nivå. Flere andre fiskebestander er truet eller nær truet. Det er ikke kjent at det finnes noen spesielt sårbare gyte- eller oppvekstområder ved eller rundt Johan Sverdrupfeltet.
For enkelte fiskebestander (sei, nordsjøsild, torsk tobis og makrell) er fiskeriaktivitet en av de enkeltfaktorene som i forvaltningsplanen er vurdert å ha betydning. Det samme gjelder langtransporterte miljøgifter og tilførsler fra land- og kystbasert aktivitet. Lovlige driftsutslipp fra aktiviteter i havområdet er vurdert å ha mindre
konsekvens på fisk.
Sei, makrell, sild, torsk og reke er de viktigste kommersielle artene med tanke på konsum i Nordsjøen. Andre kommersielt viktige arter er kolmule, øyepål og tobis, som i all hovedsak fiskes av industritrålere, og benyttes i produksjon av fiskemel og fiskeolje, som i sin tur benyttes i fôr til oppdrettsnæringen. Artene som er nevnt ovenfor er viktige både for økonomisk verdiskapning og som bestander i økosystemet. Andre kommersielt viktige arter er brisling, taggmakrell, hyse, hvitting og sjøkreps.
Som det framgår av Figur 2-5 er Johan Sverdrup-feltet lokalisert utenfor de områdene som har den høyeste fiskeriaktiviteten. Likevel foregår det også i dette området noe fiske. Aktiviteten varierer mellom årstider og fra år til år. Statistikkdata for perioden 2003 ʹ 2011 viser at det i første rekke var sild, og makrell som ble fisket innenfor den fiskerilokasjonen som Johan Sverdrup-feltet ligger i (Lokasjon 08-53). Fisket er ikke stedbundet, og
fangstområdene kan variere fra år til år avhengig av hvor innsiget av fisk skjer. Omfanget av annet norsk fiske er lite i lokasjon 08-53. Enkelte år fanges det likevel en del hvitfisk (hyse, torsk og sei) samt øyepål (kolmule fanges i hovedsak ved Norskerenna). Aktiviteten varierer fra år til år avhengig av pris og tilgang på fisk. Fangststatistikken inkluderer ikke trålfangster tatt av utenlandske (skotske) båter i området. Vanligste fiskeperiode for nordsjøsild er mai ʹ desember og for makrell mai ʹ november. Sporingsdata for fiskefartøy i perioden 2000 ʹ 2009 indikerer at det i området ved Johan Sverdrup er minst fiskeriaktivitet i 1. kvartal, noe mer i 2. kvartal, og høyest aktivitet i 3.
og 4. kvartal. Dette vil imidlertid variere fra år til år.
Det er innhentet sporingsdata for området rundt Johan Sverdrup-feltet for perioden 2007 ʹ 2011 /6/. Felles for alle disse årene er at fisket er konsentrert til trålfeltet nord i influensområdet og at det tråles langs eksisterende rørledninger som krysser dette. Fiskeaktiviteten i den østre delen av influensområdet varierer fra år til år.
2.6.3 Sjøfugl
Blant de viktigste artene av pelagisk sjøfugl i sjøområdene rundt Johan Sverdrup er alkekonge, lunde og lomvi vurdert å ha høyest sårbarhet for olje /7/. Sårbarheten til disse artene er like høy gjennom hele året
(hekking, næringssøk, hvile, myting og vinterområder). Av kystbundne dykkende sjøfugl er de viktigste artene toppskarv og storskarv. Flere hekkende bestander av sjøfugl er betydelig redusert i området. Spesielt gjelder dette arter som beiter på fisk og krepsdyr i åpent hav, slik som krykkje, lomvi og lunde. Men også kystnære arter som ærfugl, toppskarv og teist, har gått tilbake.
2.6.4 Sjøpattedyr
Sjøpattedyr i influensområdet inkluderer Havert og Steinkobbe (seler) og oter.
Steinkobbe (Phoca vitula) forekommer i større og mindre kolonier langs hele norskekysten. Arten er relativt stedbunden og oppholder seg nær koloniene året rundt (spredning på noen titalls km).Totalbestanden av steinkobbe langs norskekysten er beregnet til å være minimum 6 700 individer, hvorav om lag 1 000 dyr sør for Stadt til svenskegrensen /8/. I revidert utgave av norsk rødliste i 2010 ble steinkobbe klassifisert som sårbar (VU), /9/.
Havert (Halichoreus grypus) forekommer i kolonier langs hele norskekysten. I Norsk rødliste av 2006 var havert listet som nær truet (NT). I ny utgave av rødlista (2010) har havert endret status til livskraftig (LC), det vil si ikke lengre direkte truet /9/. Både Steinkobbe og Havert er jaktbare i Norge. De er også utsatte for bifangst i
fiskeredskap og det er sannsynlig at bestandene vil minke raskt med dagens forvaltningsordning. I noen områder vil steinkobbe være utrydningstruet.
Oteren har vært fredet i Norge siden 1982 som følge av bestandsnedgang i store deler av utbredelsesområdet.
Det er antatt at over 25 % av den europeiske bestanden finnes i Norge /10/. Det er særlig bestandene i Midt- og Nord-Norge som synes rimelig sterke; i kyststrøkene fra og med Sør-Trøndelag og nordover antas oteren å ha en sammenhengende utbredelse /11/. Internasjonalt har oteren status som truet rødlisteart, og er beskyttet av flere internasjonale konvensjoner. På den norske rødlista er arten plassert i kategorien sårbar (VU) /9/.
3 Forbruk og utslipp av kjemikalier
I henhold til gjeldende regelverk søkes det om tillatelse for bruk og utslipp av kjemikalier. De omsøkte
kjemikaliene er kun i kategorien bore- og brønnkjemikalier og hjelpekjemikalier, henholdsvis kategori A og F. Det vises til Vedlegg 1 for underlag av omsøkte mengder. Mengdene er beregnet ut fra andel komponenter i de ulike miljøklassene i hvert av handelsproduktene. Det tas forbehold om endring i kjemikaliebehov, da
kjemikaliebehovet er basert på estimat og planer som kan endres over tid, og dermed medføre endringer i antall kjemikalier, mengder og handelsnavn.
3.1 Valg og evaluering av kjemikalier
Et av kriteriene for utvelgelse av kontraktører og kjemikalieløsninger er miljø. Statoil har i Johan Sverdrup- prosjektet vært opptatt av å finne de beste miljøløsningene og unngå bruk av svarte og røde kjemikalier så langt som det er mulig gitt ut ifra de tekniske og operasjonelle forutsetningene som ligger til grunn for
forboringskampanjen på feltet. Blant annet er det valgt borevæskesystemer uten røde kjemikalier. Erfaringer gjort i første fase av prosjektet vil benyttes til å justere de videre operasjonene i prosjektet, det gjelder også kjemikaliebruk.
Klassifiseringen av kjemikalier og stoff i kjemikalier er gjort i henhold til gjeldende forskrifter og dokumentert i databasen NEMS.
I NEMS-databasen finnes HOCNF-datablad for de enkelte kjemikalier der komponentene er klassifisert ut fra følgende egenskaper:
* Bionedbrytning
* Bioakkumulering
* Akutt giftighet
* Fysiske egenskaper
* Kombinasjoner av punktene over
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: PLONOR-kjemikalier og vann (Chemicals known to Pose Little Or No Risk to the environment).
De ulike bruksområdene for kjemikaliene er oppsummert med hensyn til mengder av stoff i miljøklassene grønne, gule, røde og svarte stoffgrupper (ref. aktivitetsforskriften).
Kjemikalier som benyttes innenfor aktivitetsforskriftens rammer skal miljøklassifiseres i henhold til HOCNF og vurderes for substitusjon etter iboende fare og risiko ved bruk. Kjemikalier som har svart, rød, Y3 og/eller Y2 miljøfare skal identifiseres og inngå i selskapets substitusjonsplaner. Bruk av slike produkter kan forsvares i tilfeller der utslipp til sjø er lavt, produktet er kritisk for drift eller integritet til et anlegg og/eller det ut fra en
helhetlig vurdering av et anlegg ser at det er en netto miljøgevinst i å ta i bruk disse kjemikaliene. Årlig avholdes substitusjonsmøter mellom Statoil og leverandører/kontraktører. Her presenteres produktporteføljen og
bruksområder der HMS-egenskapene er synliggjort. På møtene diskuteres behovet for de enkelte kjemikaliene og muligheten for substitusjon. Aksjoner for substitusjon vedtas og følges opp på kontraktsmøter gjennom året.
Statoil vil særlig prioritere substitusjonskandidater som følger vannstrømmen til sjø. Substitusjonsplanene er lett tilgjengelig for lokal miljøkoordinator samt andre relevante som er knyttet til drift eller kontrakter. Det vil også foregå et substitusjonsarbeid for enkelte grønne kjemikalier som har skadelige helseeffekter.
En risikobasert tilnærming i de helhetlige HMS-vurderingene ligger til grunn for endelig valg av kjemikalier sett i lys av det faktiske behovet som kjemikaliene skal dekke.
3.2 Kontroll, måling og rapportering av utslipp
Statoil har satt krav og retningslinjer til driftskontroll, utslippsmåling og rapportering i forbindelse med virksomheten på norsk sokkel slik at både myndighetskrav og interne krav blir ivaretatt. Disse kravene vil også gjelde for de leverandører som leverer tjenester i forbindelse med bore- og brønn operasjoner. Rapportering av forbruk og utslipp av riggkjemikalier utføres av borekontraktør. Rapportering av forbruk og utslipp av borevæsker og sementkjemikalier utføres av den enkelte væskeleverandør. Dette er nærmere beskrevet i kontraktørenes måleprogram.
3.3 Omsøkte mengder kjemikalie for årlig forbruk og utslipp
Kjemikaliene som omsøkes er vurdert til å være de som ivaretar produksjons-, bore- og miljømessige forholdene på en best mulig måte. Kjemikaliene er fordelt på bore- og brønnkjemikalier, og hjelpekjemikalier, henholdsvis kategori A og F. Vedlegg 1 gir en detaljert oversikt over hvilke kjemikalier som søkes tillatt brukt og sluppet ut, bruksområder, funksjon, fordeling av kjemikaliene i de ulike miljøkategoriene samt skjebnen til de ulike kjemikaliene omsøkt, som underlag for omsøkte kjemikalierammer. Vedlegg 2 gir en oversikt over beredskapskjemikalier. Vedlegg 3 gir en detaljert miljøvurdering av disse. Tabell 3-1 viser den totale stoffmengden det søkes om for hver fargekategori fordelt mellom de ulike bruksområdene. De ulike væskesystmene og gruppene kjemikalier, samt valg av disse er nærmere beskrevet i delkapitlene til dette kapittelet.
Tabell 3-1 Omsøkte årlige utslipps- og forbruksmengder av kjemikalier fordelt på bruksområde. Mengder er gitt i tonn.
Forbruk stoff i grønn kategori (tonn)
Utslipp stoff i grønn kategori (tonn)
Forbruk stoff i gul kategori (tonn)
Utslipp stoff i gul kategori
(tonn) Forbruk
stoff i rød kategori (tonn)
Utslipp stoff i rød kategori (tonn)
Forbruk stoff i svart kategori (tonn)
Utslipp stoff i svart kategori (tonn) Gul Gul,
Y1 Y2 Y3 Gul Gul
Y1 GulY2 Y3 Bore- og
brønnkjemikalier
- kategori A 33942,17 20801,40 4006,87 201,90 319,71 0,00 55,64 56,36 3,49 0,00 0,02 0,00 0,02 0,00
Hjelpekjemikalier
kategori F 19,95 19,83 5,93 0,00 0,00 0,00 4,91 0,00 0,00 0,00 46,75 0,00 3,25 0,00
Totalt
33962,12 20821,24 4012,80 201,90 319,71 0,00 60,55 56,36 3,49 0,00 46,77 0,00 3,27 0,00
3.4 Bruk og utslipp av bore- og brønnkjemikalier
3.4.1 Vannbaserte og oljebaserte borevæsker
Valg av borevæsketype og slamsystem varierer mellom type brønn og de ulike seksjonene avhengig av behov.
dŽƉƉŚƵůůƐƐĞŬƐũŽŶĞŶĞ;ϰϮ͛͛ŽŐϮϰ͛͛ͿǀŝůďůŝďŽƌĞƚŵĞĚƐũƆǀĂŶŶŽŐǀŝƐŬƆƐĞƉŝůůĞƌ͘ĞŶĞĚƌĞƐĞŬƐũŽŶĞŶĞ͕ϭϳЪ͕͛͛ϭϮЬ͛͛
ŽŐϴЪ͛ĞůůĞƌϵЪΗ͕planlegges boret med oljebasert væskesystem, men det tas høyde for bruk av vannbasert væskesystem i de omsøkte rammer.
Det er fokus på gjenbruk i selskapet og utslipp av bore- og kompletteringsvæske skal i størst mulig grad begrenses ved gjenbruk og resirkluering. Borevæske brukt i brønn kan under operasjoner kontamineres med sement eller additiver slik at borevæsken havner utenfor spesifikasjonen og ikke kan rekondisjonere for gjenbruk. Vannbaserte borevæsker brukt i brønn, som ikke kan gjenbrukes og som ikke er oljekontaminert, rutes til sjø.
Ved oljevedheng <1 vol % olje på kaks slippes returnert vannbasert borevæske og kaks til sjø, ihht.
aktivitetsforskriften §68 og egen styrende dokumentasjon.
Bruk av oljeslam er en nødvendighet, da dette gir bedre formasjonsstabilitet og mindre friksjon. Lete-
/avgrensningsbrønner på Johan Sverdrup har vist utfordring med formasjonsstabilitet med lave vinkler. Utfordring med formasjonsstabilitet øker med vinkel. Både produsenter og injektorer er planlagt med høye vinkler.
Kjemikaliene i de oljebaserte borevæskesystemene er klassifsert som gule og grønne på miljø, ref. Vedlegg 1 og Vedlegg 3.
3.4.2 Kompletteringsvæsker
Kompletteringsystem velges i forkant av boreoperasjonen ut i fra optimalisering av brønnbane og blant annet sandkontroll system (sandskjermer). Kompletteringen og borevæskene vil være noe ulike for produsent og injeksjons-brønnene. Etter boring med oljebasert slam, vil det benyttes gruspakker i oljeprodusentene etterfulgt av såpepiller og pakningsvæske som etterlates i brønnen når denne midlertidig forlates i påvente av installasjon av plattform. Vanninjektorerne etterlates med pakningsvæske samt oppløsningsvæske for filtertapsmateriale (breaker fluid) i påvente av produksjonoppstart.
Nedre del av kompletteringen (sandskjermer) kjøres i siktet borevæske. Brønnen fortrenges deretter til partikkelfri væske (pakningsvæske som er saltlake med nødvendig egenvekt).Ved fortrengning fra oljebasert borevæske til partikkelfri pakningsvæske brukes såpe/avfettingspille som skillevæske mellom den oljebasert borevæsken og partikkefrie pakningsvæske. Såpe/avfettingspill og oljeforurenset saltlake/pakningsvæske returneres til land for deponering. I noen tilfeller renser riggen den overskytende saltlaken for olje og måler at oljeinnholdet i saltlaken er under 30 ppm før denne slippes til sjø. Ved fortrenging av vannbasert borevæske slippes skillevæske og overskytende saltlake som har vært i brønnen til sjø. Øvre del av kompletteringen kjøres i pakningsvæske/saltlake.
3.4.3 Sementeringsvæske
Vedlegg 1 angir forbruk og utslipp av sementkjemikalier i henhold til planlagt sementprogram for brønnen. Det er kun planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier i gul og grønn mijøkategori.
Planlagte utslipp ved sementering skjer i forbindelse med sementering av lederør og overflaterør. På grunn av usikkerhet i hullvolum, beregnes en margin som sikrer at alle hulrom i forbindelse med boret hull fylles opp. Den resterende mengden vil gå til utslipp på havbunnen. De ulike sikkerhetsmarginene som er lagt inn i forbindelse med de planlagte sementeringsjobbene på Johan Sverdrup og utslipp til sjø er beregnet som følger:
Ved lederør vil 50 % av teoretisk ringromsvolum bli beregnet som utslipp til sjø i form av retur på havbunnen
For overflate foringsrør beregnes utslipp av 30 % av teoretisk ringromsvolum fra brønn til sjø
I forbindelse med P&A plugge-jobber ved bruk av vannbasert slam beregnes utslipp av 50 % av teoretisk ringromsvolum fra brønn til sjø
Med hensyn til spacere, beregnes utslipp av 100 % av spacere for linere sementert til TOL (WBM) og for P&A- plugger (WBM), samt spacere (WBM)
I forbindelse med sementjobber vil alt miksevann som er i sementeringsenheten bli pumpet ned i brønnen.
Resterende belegg i tanker og rør går til sjø under rengjøring. Slike utslipp er beregnet som følger:
0,5 m3 for hver sement-slurry
5-10 m3 dødvolum for hver sement-slurry med pre-miks
3 m3 dødvolum for hver spacer
Vaskevann fra rengjøring/nedspyling av sementenhet slippes til sjø for å unngå plugging av lukket avløpssystem pga. størknet sement og ytterligere kjemikaliebruk for å løse opp dette.
3.4.4 Sporstoffer
Innstrømnings-sporstoffer for både olje og vann (3 av hver) vil bli installert som en del av sandskjermene under komplettering. Dette vil gjøre det mulig å overvåke produksjon fra reservoaret i ulike stadier i feltets levetid:
1. For å beskrive resultatet av brønnopprenskningen ved å beregne fordeling av sporstoffene langs reservoarseksjonen
2. For å estimere strømningsrater til de ulike sonene under produksjon
3. For å lokalisere opphav til vannkilden langs reservoarseksjonen etter vanngjennombrudd.
Væske for å detektere sporstoffene kan taes på test-separator eller direkte på væskelinjen.
Innstrømningssporstoff vil være en del av et lukket system, og vil ikke lekke ut i reservoaret.
Hvilke spesifikke sporstoff av de mulige alternativene som skal benyttes i brønnene har ikke blitt bestemt ennå på grunn av:
1. Leverandøren for innstrømningssporstoff har nettopp blitt utnevnt 2. Detaljert brønnplanlegging har nettopp startet.
I listen over omsøkte kjemikalier i Vedlegg 1 er av disse grunner alle alternative sporstoffer listet opp. Samtlige olje-sporstoffer er klassifisert som 100 % svart og samtlige vann-sporstoffer er klassifisert som 100 % røde. For hver brønn vil det benyttes 1000 g hver av tre ulike olje-sporstoffer og 1000 g hver av tre ulike vann-sporstoffer.
Miljømessig er det derfor ikke noe forskjell på hvilke av olje-sporstoffene eller hvilke av vann-sporstoffene som blir benyttet. Statoil ber derfor om en ramme som dekker denne bruken av innstrømningssporstoffer selv om det ikke er spesifisert hvilke spesifikke sporstoff som vil bli benyttet. Dette vil imidlertid rapportert i Årsrapporten til Miljødirektoratet hvilke spesifikke sporstoff som er brukt.
Til kjerneprøver og kjerneboring vil det bli benyttet tritium (H-3 tritiert vann) som sporstoff. Statoil søker om tillatelse til forbruk/utslipp av maksimalt 100 GBq tritium i forbindelse med kjerneboring for uttak av kjerneprøver, og Statoil vil samtidig søke Statens Strålevern om tillatelse til utslipp av radioaktiv
forurensing i henhold til § 11 og § 29 i Forurensingsloven. Kontraktør vil være ansvarlig for bruk og tilsetting av Tritium til borevæsken.
Tabell 3-2 Forbruk/utslipp av tritium ifm kjerneboring på Johan sverdrup.
Nuklide Aktivitetsmengde
Forbruk (Bq) Utslipp til vann (Bq) Utslipp til luft (Bq)
Tritium (H-3) Maks 100 Gbq/brønn Maks 100 Gbq/brønn. NA
Statoil vurderer at utslipp av de omsøkte mengder tritium ikke vil ha miljømessige negative konsekvenser.
3.4.4.1 Gamle borevæsker og H2S problematikk
Det vil være midlertidig plugging av enkelte brønner på feltet. Disse vil bli planlagt slik at dannelsen av H2S unngås.
Ved gjenbruk av gamle brønner må gamle borevæsker bak foringsrør sirkulere ut. Disse brønnene er planlagt boret med oljebasert slam og faren for utvikling av H2S er svært liten. Gamle borevæsker og utvikling av H2S over tillatte grenseverdier er av den grunn ikke vurdert å utgjøre noen risiko på Johan Sverdrup slik som på eldre, etablerte felt.
3.4.5 Riggkjemikalier
Riggkjemikalier er kjemikalier som benyttes i boreområdet og som er rapporteringspliktig ihht aktivitetsforskriften
§62. Disse er inkludert i oversikten over omsøkte kjemikalier i Vedlegg 1. Riggkjemikaliene fordeler seg i de to kategoriene bore- og brønnkjemikalier (kategori A) og hjelpekjemikalier (kategori F). BOP-væsker, subsea- kjemikalier og brønnkjemikalier faller innunder kategorien bore- og brønnkjemikalier, mens vaskemidler, sloprensings-kjemikalier og kjemikalier i lukket system blir tilhørende kategorien hjelpekjemikalier. Bruken av kjemikalier til brannslukning/brannskum på riggen er opplyst i Vedlegg 2 til søknaden, men er ikke tatt med i omsøkte rammer da dette er beredskapskjemikalie og ikke søknadspliktig.
3.4.5.1 Brønnkjemikalier
Brønnkjemikalier, som listet under oversikten for LWI-riggkjemikalier i Vedlegg 1, pumpes ned i brønn ved utførelse av brønnjobber. På injektorbrønner vil kjemikalier forbli i brønn. Ved utførelse av brønnjobber på produsenter vil kjemikaliene tilbakeproduseres når brønnen settes i produksjon igjen. De vannløselige kjemikaliene vil da følge vannstrømmen, og de oljeløselige kjemikaliene vil følge oljestrømmen. Verken oljeløselige eller vannløselige kjemikalier vil gå til utslipp til ytre miljø.
3.4.5.2 Subsea-væsker
Til subsea operasjoner benyttes ulike væsker som tilsettes brønnen fra riggen eller fra LWI fartøy. Disse er listet opp blant riggkjemikaliene i Vedlegg 1. I tillegg benyttes forskjellige væsker i kontrollsystemer til for eksempel BOP og inkluderer blant annet Oceanic HW443ND, Castrol Transaqua HT2-N og Castrol Brayco Micronic SV/B som alle er hydraulikkvæsker benyttet i lukkede system. Leverandør av subsea-væsker er ennå ikke bestemt.
3.4.5.3 Vaskemidler og sloprense-kjemikalier
Rigg-vaskemidler er vaskemidler som benyttes til vask av boreområdene, sement og mudpumpe-rom og dekksområder hvor utstyr og kjemikalier tilknyttet bore- og brønnoperasjonene benyttes. Avløpsvannet fra rengjøring med rigg-vaskemidler fra disse områdene rutes via lukket avløp til sloptank. Vaskekjemikaliene som medfølger avløpsvannet som renses i sloprense-enheten vil følge renset drenasjevann til sjø gitt at oljenivået er lavere enn 30 ppm.
Sloprense-kjemikalier er riggkjemikalier som benyttes til renseprosessen på riggens sloprense-enhet. Disse vil sammen med renset drenasjevann ledes til sjø gitt at oljenivået er lavere enn 30 ppm.
3.4.5.4 Kjemikalier i lukket system
Det søkes om tillatelse til bruk av svart kjemikalie i lukkede system, Castrol Hyspin AWH-M 32, med forbruk over 3000 kg/år per installasjon. Forbruk av hydraulikkoljen Castrol Hyspin AWH-M 32 er styrt av ulike behov og forbruket kan typisk være en funksjon av en eller flere av disse faktorene:
* Krav til garantibetingelser. Utskifting ihht. et påkrevd intervall for f.eks. utstyrsspesifikke krav.
* Forebyggende vedlikehold. Skifte av hele/deler av systemvolumer etter nærmere fastsatte frekvenser for å ivareta funksjon og integritet til systemer.
* Kritisk vedlikehold. Skifte av hele/deler av volumer basert på akutt behov.
* Etterfylling av mindre volumer grunnet vedlikeholdsbehov, svetting, mindre lekkasjer o.l.
Utskiftning av kjemikalier i lukkede system vil vanskelig kunne forutses, og det vil være mulighet for flere større utskiftninger på innretningen i løpet av ett år. Avhending av kjemikalieproduktene ved utskifting gjøres ihht. plan for avfallsbehandling for innretningen og de spesifikke krav som er gitt for avfallsbehandling.
Hydraulikkoljen som søkes brukt går i lukkede systemer og vil ikke medføre utslipp til sjø. Ved årsrapportering vil Statoil levere informasjon om faktiske forbrukte mengder av navngitte produkter. Det jobbes for å finne mer miljøvennlige erstatninger av svarte kjemikalier. Per nå er de fleste produktene i svart kategori, noe som har vært
forventet basert på produktenes tekniske egenskaper og kunnskap om at additivpakker i produktene normalt vil være i svart kategori.
3.4.6 Beredskapskjemikalier
Det foreligger liste over beredskapskjemikalier for feltet med produktnavn, mengder og kritererier for bruk ihht aktivitetsforskriften §67. Beredskapskjemikalier er kjemikalier som benyttes av sikkerhetsmessige grunner og retningslinjer for bruk baseres på risikoanalyser, jf. styringsforskriften kapittel V.
3.4.7 Utslipp fra bore- og brønnoperasjoner 3.4.7.1 Borekaks
Tabellene nedenfor gir en oversikt over utslipp av borekaks og borevæsker fra flytende borerigg /1/.
Tabell 3-3 Oversikt over utslippsmengder fra boring med flytende borerigg
Ved boring av de øverste brønnseksjonene ƉĊϰϮ͟ĞůůĞƌϮϰ͟ǀŝůĚĞƚŝŚŽǀĞĚƐĂŬďůŝďĞŶLJƚƚĞƚƐũƆǀĂŶŶ͕ŵĞŶŵĞĚ enkelte mindre volumer av sjøvann tilsatt viskøse piller (som øker viskositeten på sjøvannet). Kaks fra boring av ϰϮ͟-ƐĞŬƐũŽŶĞŶĞŽŐϮϰ͟-seksjonen (for havbunnsbrønner) vil bli sluppet ut nede ved havbunnen.
Borekaks fra boring med vannbasert borevæske vil bli sluppet til sjø, sammen med den brukte borevæsken som vedheng på kaksen. Boring med vannbasert borevæske er per i dag en opsjon, men ikke primær plan.
ϰϮ͛͛ Ϯϰ͛͛ ϭϳ͕ϱ͛͛ ϭϮ͕Ϯϱ͛͛ ϴ͕ϱ͛͛ Totalt
pr.
brønn Væskesystem Vannbasert Vannbasert Oljebasert Oljebasert Oljebasert
Håndtering av kaks
Til sjøbunn Til sjøbunn Rensing på land
Rensing på land
Rensing på land
Lengde, m 80 850 893 1701 506 4030
Hullvolum inkludert utvasking, m3
94 298 153 142 20 706
Vekt av kaks, tonn
187 595 352 369 51 1554
Totalt forbruk av borevæske, m3
134 745 199 199 43 1319
Barytt til sjø, tonn
34 108 0 0 0 142
Bentonitt til
sjø, tonn 3 38 0 0 0 41
Generelt er utslipp ansett som en god løsning for håndtering av kaks med vannbasert borevæske. Utslipp av borekaks vil inneholde ca 10 % vedheng av vannbasert borevæske etter at borevæsken har blitt separert fra kaksen på shakeren. Det er ikke dokumentert langsiktige og negative miljøeffekter ved slike utslipp, men det kan forvenets en lokal midlertidig effekt.
Oljebasert borevæske vil benyttes for de nedre ƐĞŬƐũŽŶĞŶĞ;ϭϳ͕ϱ͕͟ϭϮ͕Ϯϱ͟ŽŐϴ͕ϱ͟ĞůůĞƌϵ͕ϱΗͿ͘ Kaks fra
boreoperasjoner med oljebaserte borevæsker med mobil borerigg vil transporteres til land for avfallsbehandling.
3.4.7.2 Utslipp ved operering av liner og overføring av tørrbulk
Ved operering av liner og pumper for intern transport på rigg, samt lassing og lossing av tørrbulk vil det fra tid til annen foregå små uunngåelige utslipp av tørrstoff gjennom ventliner. Ventlinene må til tider også blåses rene når de samme linene skal brukes til ulikt tørrstoff. Disse utslippene estimeres til 2 % av totalt sementforbruk, og rapporteres i dag som en del av forbruk og utslipp av borevæsker og sement. Det er kun mindre mengder støv fra kjemikalier klassifisert som grønne, og utslippene anses derfor som miljømessig akseptable.
3.4.8 Vaskevann
3.4.8.1 Vaskevann fra boreoperasjoner på rigg
På riggen er det mye hydraulisk utstyr med hydraulikkoljer i lukket system. Vask av dekk og nedspylling av utstyr vil rive med små rester hydraulikkolje og borevæsker med vaskevannet til lukket avløp. Etter endt operasjon vil mindre volumer av piller og væsker (LCM, viskøse piller) kunne være igjen på tanker ŽŐŝƉŝƚ͛Ğƌ͕ŽŐƐĞŵĞŶƚƌĞƐƚĞƌ på vegger i sement unit. Det er krav om vask av Ɖŝƚ͛ĞƌŽŐtanker ved skifte av væskesystem og for å forhindre plugging av rørsystem og utstyr om bord på riggen. Vask genererer en betydelig økning av disse volumene. Dette vaskevannet med rest av mindre mengder kjemikalier i grønn og evt gul miljøklasse samles via avløpssystemet i sloptanker og renses ihht. aktivitetsforskriften § 60 før utslipp til sjø.
Som kommunisert tidligere med Miljødirektoratet anser Statoil det som miljømessig fordelaktig å slippe disse volumene til sjø sammenlignet med transport av disse volumene til avfallshåndtering på land. Disse volumene er i stor grad vann og kjemikaliene som følger vannvolumene til sjø er miljøklassifisert som gule og grønne. Utslipp av disse rensede volumene vurderes derfor ikke å ha noen negativ miljøpåvirkning.
3.4.8.2 Vaskevann fra brønnintervensjonsjobber
Vanninjektorene må renses for borevæsker før injeksjon starter for å unngå at brønnene blir tette og for å sikre injektivitet. Kjemisk opprensking innebærer at det tilsettes kjemikalier (hovedsakelig organiske syrer eller enzymer) til kompletteringsvæsken som brukes i brønnens reservoarseksjon («breaker»). Kjemikaliene løser opp filterkake og andre forurensinger som borevæsken har etterlatt. Målet er at en slik behandling vil kunne gi mulighet for å injisere sjøvann i brønnen uten sirkulasjon til overflaten. Opprensking av de første
vanninjektorbrønnene vil skje ved hjelp av kveilerør. Retur fra disse operasjonene vil bli fraktet til land for avfallshåndtering.
4 Utslipp av drenasje- og oljeholdig vann
4.1 Drenasje- og oljeholdig vann fra mobil rigg
Dreneringsvann fra rene områder på mobil rigg vil som oftest bli rutet direkte til sjø.
Vann fra skitne områder (områder med utstyr, kjemikalier og aktivitet) rutes til sloptank og riggens
sloprenseanlegg, hvor oljeholdig drenasjevann renses ned til en oljekonsentrasjon mindre enn 15 ppm og slippes til sjø.
En oversikt over drenasjevannsystemet om bord på riggen er gitt i Figur 4-1.
Figur 4-1 Oversikt over drenasjevannssystemet om bord på Deepsea Atlantic
Som det fremgår av figuren vil alt oljeholdig drenasjevann fra skitne områder ledes inn på drenasjevannsystemet hvor hvert av de ulike områdene har et separat avløpsrør som leder til separate væsketanker; CD TK 401, 402, 403). «Hazardous» og «non-hazardous» avløpsvann holdes adskilt i ulike avløpstanker, henholdsvis TK 404 og TK 405. Avløpsvann fra disse to pumpes så til tank TK 406 hvor olje separeres fra vann i en Rena-Pure-enhet, som erstatter «Emulsion Separator» i figuren. Oljen skilt ut fra avløpstanken pumpes til tank for ilandsending, mens renset vann slippes til sjø.
4.2 Drenasje- og oljeholdig vann fra LWI-fartøy
All slop på LWI sendes til avfallshåndtering på land da fartøy ikke har eget renseanlegg om bord for rensing offshore.
5 Utslipp til luft
Under forboringsperioden på Johan Sverdrup 2016-2019 vil de enste kildene til utskipp til luft være forbrenning av diesel ved kraftgenerering ved bruk av borerigg og LWI-fartøy, samt mindre diffuse utslipp knyttet til
boreaktiviteten.
Utslipp til luft vil være som omsøkt i søknad om kvotepliktig utslipp for Johan Sverdrup som vil sendes Miljødirektoratet om kort tid.
5.1 Utslipp til luft fra kraftgenerering
Estimat på forbruk av diesel til kraftgenerering fra flyterigg er basert på antall riggdøgn på Johan Sverdrup de neste fem årene. Estimert antall riggdøgn er gitt i Tabell 5-1. Tabell 5-2 angir estimert snittforbruk av diesel pr.
riggdøgn og estimert årlig forbruk ut fra forventet aktivitet.
Tabell 5-1 Estimert antall riggdøgn for flyttbare rigger de neste 5 år
Rigg 2016 2017 2018 2019 2020
Deepsea Atlantic 306 365 365 365 365
LWI-fartøy 0 0 84 84 84
Totalt antall riggdøgn fra flyterigger og LWI fartøy 306 365 449 449 449
Tabell 5-2 Estimert årsforbruk av diesel til kraftgenerering for flyttbare rigger de neste 5 år
Forbrenningskilde rigg Snittforbruk pr. riggdøgn
(m3) 2016 2017 2018 2019 2020
Deepsea Atlantic motor 28 8568 10 220 10 220 10 220 10 220
Deepsea Atlantic kjel 0,54 165,24 197,1 197,1 197,1 197,1
LWI-fartøy 20 0 0 1680 1680 1680
Total forbruk av diesel per år 8733,24 10417,1 12097,1 12097,1 12097,1
En oversikt over hvilke utslippsfaktorer som per i dag benyttes for å bestemme utslipp til luft for Johan Sverdrup er vist i Tabell 5-3. Utslippsfaktorene er hentet fra måleprogrammet. Faktorene vil kunne endres.
Tabell 5-3 Oversikt over utslippsfaktorer som per i dag benyttes for å bestemme utslipp til luft på Johan Sverdrup
Kilde CO2
utslippsfaktor
NOx utslippsfaktor
nmVOC utslippsfaktor
CH4 utslippsfaktor
SOx utslippsfaktor
Kjel (kun DSA)* 3,16785 0,036 N.A. N.A. 0,000999
Motor DSA og LWI- fartøy*
3,16785 0,07 0,005 N.A. 0,000999
*De benyttede utslippsfaktorene er angitt i de riggspesifikke måleprogrammene. I forboringsperioden inntil feltsenteret er på plass er det kun den mobile riggene Deepsea Atlantic og LWI-fartøy som vil operere på Johan Sverdrup. Dette vil imidlertid endre seg noe år for år når forboringskampanjen er over.
Estimert årlig forbruk av diesel og utslipp til luft fra hver av de flyttbare riggene på Johan Sverdrup under forboringsperioden og de neste 5 årene er gitt i Tabell 5-4.
Tabell 5-4 Estimert årlig forbruk av diesel og utslipp til luft fra hver av de flyttbare riggene på Johan Sverdrup
Dieseldrevne motor DSA
Estimert årlig forbruk
av Diesel
Estimert årlig forbruk
av Diesel
CO2 NOx nmVOC SOx
Utslipp* Utslipp* Utslipp* Utslipp*
(m3) (tonn) [tonn] [tonn] [tonn] [tonn]
2016 8568 7325,64 23206,5287 512,7948 36,6282 7,3183144
2017 10220 8738,1 27680,9901 611,667 43,6905 8,7293619
2018 10220 8738,1 27680,9901 611,667 43,6905 8,7293619
2019 10220 8738,1 27680,9901 611,667 43,6905 8,7293619
2020 10220 8738,1 27680,9901 611,667 43,6905 8,7293619
Estimert totalforbruk av Diesel og utslipp til luft for
DSA i 5 år 49448 42278,04 133930,489 2959,4628 211,3902 42,235762
Dieseldrevne kjel DSA
Estimert årlig forbruk
av Diesel
Estimert årlig forbruk
av Diesel
CO2 NOx SOx
Utslipp* Utslipp* Utslipp*
(m3) (tonn) [tonn] [tonn] [tonn]
2016 165,24 141,2802 447,554482 9,889614 0,1411389
2017 197,1 168,5205 533,847666 11,796435 0,168352
2018 197,1 168,5205 533,847666 11,796435 0,168352
2019 197,1 168,5205 533,847666 11,796435 0,168352
2020 197,1 168,5205 533,847666 11,796435 0,168352
Estimert totalforbruk av diesel og utslipp til luft for
DSA i 5 år 953,64 815,3622 2582,94515 57,075354 0,8145468
Dieseldrevne motor LWI
Estimert årlig forbruk
av Diesel
Estimert årlig forbruk
av Diesel
CO2 NOx nmVOC SOx
Utslipp* Utslipp* Utslipp* Utslipp*
(m3) (tonn) [tonn] [tonn] [tonn] [tonn]
2016 0 0 0 0 0 0
2017 0 0 0 0 0 0
2018 1680 1436,4 4550,29974 100,548 7,182 1,4349636
2019 1680 1436,4 4550,29974 100,548 7,182 1,4349636
2020 1680 1436,4 4550,29974 100,548 7,182 1,4349636
