PL 830

(1)

PL 830

Søknad om tillatelse etter

forurensningsloven for boring av brønn 6307/1-1 S i utvinningstillatelse 830

Brønn: 6307/1-1 S

Rigg: Leiv Eiriksson

Mai 2018 | Document number: 005363

(2)

Søknad om tillatelse etter forurensningsloven for boring av brønn 6397/1-1 S i lisens 830

6307/1-1 S PL 830

Date:

03.05.2018

Document no.:

005363

Version:

01

Side 2 av 76

Title: Lundin Norway AS

Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for boring av brønn 6307/1-1 S i utvinningstillatelse 830

PL 830

Well 6307/1-1 S Document no. 005363

Document date 03.05.2018 Version no. 01

Document status Final

Authors: Name: Signature:

Astrid Pedersen, Environmental Advisor

Verified: Name: Signature:

Axel Kelley,

Environmental Advisor

Approved: Name: Signature:

Geir Smaaskjær,

Drilling Operations Manager

(3)

6307/1-1 S PL 830

Date:

03.05.2018

Document no.:

005363

Version:

01

Side 3 av 76

Innholdsfortegnelse

Innholdsfortegnelse... 3

1 Sammendrag ... 5

2 Forkortelser og definisjoner ... 8

3 Innledning ... 9

3.1 Rammer for aktiviteten ... 9

4 Aktivitetsbeskrivelse ... 12

4.1 Generelt om aktiviteten ... 12

4.2 Boreplan ... 13

4.3 Boreprogram ... 14

4.3.1 Boring av brønn 6307/1-1 S ... 15

4.3.1 Opsjon sidesteg ... 16

4.4 Formasjonstest ... 17

4.4.1 Formålet med formasjonstesten ... 17

4.4.2 Beskrivelse av utstyret for formasjonstesten ... 17

4.4.3 Tiltak for å minimere utslipp og sikre optimal forbrenning ... 22

4.4.4 Barrierer for å hindre oljesøl under formasjonstesten ... 23

5 Utslipp til sjø ... 24

5.1 Vurdering av kjemikalier og utslipp ... 24

5.2 Forbruk og utslipp av kjemikalier ... 24

5.2.1 Borekjemikalier ... 24

5.2.2 Sementeringskjemikalier ... 25

5.2.3 Kjemikalier benyttet under formasjonstesten ... 26

5.2.4 Riggkjemikalier ... 26

5.3 Borekaks... 27

5.4 Oljeholdig vann og sanitærvann... 28

5.5 Kjemikalier i lukket system ... 28

5.6 Oversikt over beredskapskjemikalier ... 28

6 Utslipp til luft ... 29

6.1 Utslipp fra kraftgenerering ... 29

6.2 Utslipp fra brønntesting ... 29

7 Avfall ... 31

8 Operasjonelle miljøvurderinger ... 32

8.1 Naturressurser i influensområdet ... 32

8.1.1 Strømforhold ... 32

8.1.2 Bunnforhold ... 33

8.1.3 Kartlegging av svamp og koraller i brønnens nærområde ... 33

8.1.4 Viktige fiskebestander og gyteområder ... 37

8.1.5 Fiskeriaktivitet i brønnens nærområde ... 38

8.1.6 Sjøfugl ... 38

8.1.7 Marine pattedyr ... 39

8.2 Miljøvurdering av operasjonelle utslipp under boreoperasjonen ... 40

(4)

6307/1-1 S PL 830

Date:

03.05.2018

Document no.:

005363

Version:

01

Side 4 av 76

8.3 Miljøvurdering av operasjonelle utslipp under en eventuell formasjonstest ... 40

8.3.1 Kvantifisering av sot- og oljenedfall ... 40

8.3.2 Miljøkonsekvenser av sot og oljenedfall ... 41

9 Miljørisiko... 43

9.1 Etablering og bruk av akseptkriterier ... 43

9.2 Inngangsdata for analysene ... 43

9.2.1 Metode for miljørettet risikoanalyse ... 43

9.2.2 Lokasjon og tidsperiode ... 43

9.2.3 Oljens egenskaper ... 44

9.2.4 Definerte fare og ulykkessituasjoner ... 44

9.3 Drift og spredning av olje ... 45

9.4 Naturressurser inkludert i miljørisikoanalysen ... 48

9.5 Miljørisiko knyttet til aktiviteten ... 51

10 Beredskap mot akutt forurensning ... 53

10.1 Krav til oljevernberedskap ... 53

10.2 Analyse av dimensjoneringsbehov ... 53

10.3 Netto miljøgevinstanalyse med beredskapsmodellering ... 56

10.4 Foreslått beredskap for deteksjon og overvåkning av utslipp ... 59

10.5 Forslag til beredskap mot akutt forurensning ... 59

11 Utslipps- og risikoreduserende tiltak ... 60

12 Referanseliste ... 62

13 Vedlegg ... 64

14 Vedlegg ... 65

14.1 Oppsummering av forbruk og utslipp av kjemikalier ... 65

14.2 Planlagt forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier ... 67

14.3 Planlagt forbruk og utslipp av sementeringskjemikalier ... 70

14.4 Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier under formasjonstesten (opsjon) ... 72

14.5 Planlagt forbruk og utslipp av riggkjemikalier ... 73

14.6 Beredskapskjemikalier ... 76

(5)

6307/1-1 S PL 830

Date:

03.05.2018

Document no.:

005363

Version:

01

Side 5 av 76

1 Sammendrag

I henhold til aktivitetsforskriften § 66 og forurensningsforskriften kapittel 36, søker Lundin Norway AS (LNAS) om tillatelse etter forurensningsloven vedrørende boring, formasjonstesting og tilbakeplugging av letebrønn 6307/1-1 S i utvinningstillatelse PL 830. Brønnen skal bores med boreriggen Leiv Eiriksson. Tidligste oppstart for boreoperasjonen er 15 august 2018.

Foreliggende søknad gir en oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier planlagt benyttet under operasjonen, samt utslipp til luft, miljørisiko og foreslått oljevernberedskap for operasjonen.

Kjemikalieforbruket inkluderer en opsjon for sidesteg og for formasjonstest av enten hovedbrønnen eller sidesteget. Det er ikke planlagt utslipp av røde eller sorte bore- og brønnkjemikalier til sjø under aktiviteten. En seksjon er planlagt boret med oljebasert borevæske (OBM). Med unntak av kjemikaliene i denne seksjonen er samtlige bore- og riggkjemikalier som benyttes i kategori grønn eller gul ihht. Aktivitetsforskriften § 63. Kaks med vedheng av vannbasert borevæske vil slippes til sjø, mens kaks med vedheng av oljebasert borevæske vil sendes i land. Det vil ikke forekomme utslipp av annet enn gule eller grønne kjemikalier til sjø fra boreoperasjonen.

En oversikt over omsøkte mengder grønne og gule kjemikalier planlagt benyttet er vist i Tabell 1-1.

Det søkes om tillatelse til bruk av 1 137 tonn oljebasert borevæske, fordelt på 621 tonn grønne, 489 tonn gule (Gul/Y1) og 28 tonn røde stoffer.

Tabell 1-1. Estimert forbruk og utslipp til sjø av kjemikalier (målt som stoff) knyttet til boring, formasjonstest og tilbakeplugging av brønn 6307/1-1 S.

Aktivitet

Forbruk (tonn) Utslipp (tonn)

Grønt stoff

Gult stoff Rødt stoff

Grønt stoff

Gult stoff Rødt stoff

Gul/ Y1 Gul/ Y2 Gul/ Y1 Gul/ Y2

Hovedbrønnn 4 375 195 119 28 995 41 28 0

Sidesteg (opsjon) 3 581 179 199 0 1 013 55 65 0

Formasjonstest

(opsjon) 1 010 82 0 0 1 010 10 0 0

Totalt 8 967 456 318 28 3 019 106 93 0

Utslipp til luft kommer fra kraftgenerering om bord på riggen samt i forbindelse med formasjonstesten. En oversikt over omsøkte utslipp til luft er vist i Tabell 1-2.

(6)

6307/1-1 S PL 830

Date:

03.05.2018

Document no.:

005363

Version:

01

Side 6 av 76 Tabell 1-2. Estimerte utslipp til luft knyttet til boring av hovedbrønn og sidesteg (opsjon) samt formasjonstest (opsjon) av for brønn 6307/1-1 S.

Aktivitet Varighet (døgn)

Forbruk av diesel (tonn)

Utslipp i tonn

CO2 NOX nmVOC SOX CH4

Kraftgenerering for

hovedbrønn 89 2 663 8 443 139 13.3 2.7 -

Kraftgenerering for

sidesteg (opsjon) 28 838 2 656 44 4.0 0.8 -

Kraftgenerering under

formasjonstest (opsjon) 16 479 1 518 25 2.4 0.5 -

Forbrenning under

formasjonstest (opsjon) - - 3 558 5.7 2.9 2.5 0.05

Totale utslipp 133 3 980 16 174 213 23 6.5 0.05

Lisensen er lokalisert i den sørlige delen av Norskehavet. Avstanden til grunnlinja er 47 km, og korteste avstand til land er ca. 52 km (til øyer i Frøya kommune i Sør-Trøndelag). Vanndypet på lokasjonen er 236,5±1 m og sjøbunnen består hovedsakelig av gjørmete sand med varierende innhold av grus samt områder med grovere materiale på sanden. Blokken der det skal bores er underlagt boretidsbegrensninger i perioden 1. april – 31. august. Den ikke underlagt andre fiskeri- eller miljøvilkår som begrenser boreaktiviteten.

Det er gjennomført en detaljert borestedsundersøkelse rundt brønn 6307/1-1 S. Denne avdekket spredte forekomster av svamp. Forekomsten består i hovedsak av spredte enkeltindivider. Det ble identifisert høy tetthet av svamp i tre begrensede områder, hvorav den nærmeste ligger mer enn 300 m unna brønnlokasjonen. Ingen av områdene kvalifiserer som «deep sea sponge habitats» ihht OSPAR (2010).

Borestedsundersøkelsen avdekket også forekomst av kaldtvannskoraller (Lophelia sp.). Ingen av koloniene ligger mindre enn 500 m fra brønnen. Det er identifisert ett individ av Paragorgium sp., ca.

120 m fra borelokasjonen, samt fire ytterligere enkeltindivider spredt rundt brønnen, alle mer enn 300 m fra borelokasjonen. Som følge av lav tetthet av sårbar fauna samt lange avstander fra borelokasjonen til forekomstene av enkeltindividene av svamp og koraller, vurderes utslipp av borekaks å medføre minimal påvirkning på bunnhabitatet i området.

Det er gjennomført en miljørettet risikoanalyse for brønnen. Denne konkluderer med at miljørisikoen er moderat for både sjøfugl på åpent hav og for kystnær sjøfugl og sel. For sjøfugl på åpent hav er høyeste miljørisiko beregnet til å utgjøre 26% av LNAS sine operasjonsspesifikke akseptkriterier for alke. Høyeste risiko for sjøfugl ved kysten og sel er henholdsvis 21% (for ærfugl) og 26% (havert).

Risikoen for øvrig sjøfugl, marine pattedyr og fisk er lavere. For strand er høyeste miljørisiko beregnet til å utgjøre 13% av akseptkriteriet. Miljørisikoen for den planlagte aktiviteten er innenfor LNAS sine operasjonsspesifikke akseptkriterier for alle VØKer og årstider, og sammenlignbar med miljørisikoen knyttet til andre brønner i regionen.

Oljedriftssimuleringene som er utført for letebrønn 6307/1-1 S viser høy sannsynlighet for stranding, korte drivtider og relativt store strandede mengder emulsjon. Simuleringene viser at eksempelområdet Frøya og Froan vil rammes hardest gitt en utblåsning fra brønnen.

(7)

6307/1-1 S PL 830

Date:

03.05.2018

Document no.:

005363

Version:

01

Side 7 av 76

Det er gjennomført en miljørettet beredskapsanalyse for boreoperasjonen. Beregningene i analysen gir viser at dimensjonerende hendelse gir behov for 5 NOFO-systemer for å håndtere tilflyt av olje til barriere 1a og 1b på åpent hav. Grunnet korte drivtider til land anbefaler LNAS å styrke den havgående beredskapen med to systemer, totalt 7 systemer. Første system vil være på plass innen 2 timer, og fullt utbygget barriere vil være på plass innen 24 timer. Videre viser beregningene behov for 12 kystsystemer for å håndtere tilflytsmengden til kysten. Disse skal være operative innen dimensjonerende drivtid til land (1,5 dager).

(8)

6307/1-1 S PL 830

Date:

03.05.2018

Document no.:

005363

Version:

01

Side 8 av 76

2 Forkortelser og definisjoner

APOS Lundins styringssystem

BOP Blowout preventor

IR kamera Infrarødt kamera

HOCNF Harmonized Offshore Chemicals Notification Format -

økotoksikologisk dokumentasjon for kjemikalier til bruk i offshorebransjen

MBES Multibeam ekkolodd

MD Målt dybde

MIRA Metode for miljørettet risikoanalyse (OLF, 2007)

MSL Mean sea level – gjennomsnittlig havnivå

OLF Oljeindustriens landsforening (nytt navn – Norsk olje og gass,

NOROG)

MEG Monoetylenglykol

NOFO Norsk Oljevernforening for Operatørselskap

NORSOK-standard Industristandarder for operasjoner på norsk sokkel

NOROG Norsk olje og gass

P&A Plug and abandonment

PL Utvinningstillatelse (produksjonslisens)

RKB Rotary kelly bushing - mål for posisjon på boredekk

RMR Riserless mud recovery

ROV Remotely Operated Vehicle

SAR Search And Rescue - redningstjeneste

SEAPOP «Seabird populations» er et landsdekkende program for

overvåking av sjøfugl langs hele kysten av Norge og i tilstøtende havområder

SSS Sidescan sonar

SVO Særlig Verdifulle Områder

TD Totalt dyp

TVD Totalt vertikalt dyp

TVD RKB Totalt vertikalt dyp under boredekk

VØK Verdsatt Økosystem Komponent

(9)

6307/1-1 S PL 830

Date:

03.05.2018

Document no.:

005363

Version:

01

Side 9 av 76

3 Innledning

I henhold til aktivitetsforskriften § 66 og forurensningsforskriften kapittel 36, søker Lundin Norway AS (LNAS) om tillatelse etter forurensningsloven til boring, formasjonstesting og tilbakeplugging av letebrønn 6307/1-1 S i utvinningstillatelse PL 830. Brønnen skal bores med boreriggen Leiv Eiriksson.

3.1 Rammer for aktiviteten

Utvinningstillatelse (PL) 830 ligger i den sørlige delen av Norskehavet. Lisensens rettighetshavere består av Lundin Norway AS (Operatør) med 40 %, Statoil Petroleum AS med 20 %, VNG Norge AS med 20 %, og Petoro AS med 20 % andel. Lisensen ble tildelt ved TFO-runden i 2015.

Brønn 6307/1-1 S ligger 47 km fra grunnlinja og omlag 52 km fra ytre skjærgård i Frøya kommune (Figur 3-1). Nærmeste oljefelt er Njord og Draugen, henholdsvis 37 km nordvest og 39 km nordøst for brønnlokasjonen

Figur 3-1. Oversikt over brønnlokasjon for brønn 6307/1-1 S.

(10)

6307/1-1 S PL 830

Date:

03.05.2018

Document no.:

005363

Version:

01

Side 10 av 76

Norske myndigheter har siden St.meld. nr. 12 Rent og rikt hav (Klima og miljdepartementet, 2002) hatt fokus på helhetlig og økosystembasert forvaltning av de norske havområdene. St. meld. Nr. 37 Helhetlig forvaltning av det marine miljø i Norskehavet (forvaltningsplan) (Miljøverndepartementet, 2009) definerte en rekke boretidsbegrensninger i kystnære områder. Disse ble videreført i regjeringens oppdatering av forvaltningsplanen St.meld 35 (Miljøverndepartementet, 2017) da det ble vurdert at miljørisikoen vil reduseres betraktelig ved å sette boretidsbegrensninger for petroleumsvirksomhet.

Begrensningene er ikke satt til å gjelde for produksjonsboring med begrunnelse i at kunnskap om reservoarforhold og oljetype da vil være godt kjent, og sannsynlighet for en utblåsning er redusert i forhold til en leteboring.

Figur 3-2, hentet fra oppdatering av forvaltningsplanen for Norskehavet, illustrerer rammene for petroleumsvirksomhet i Norskehavet.

Figur 3-2. Rammer for petroleumsvirksomhet i Norskehavet fra Oppdatering av forvaltningsplanen for Norskehavet (Meld. St. 35 ( 2016 – 2017), Miljøverndepartementet (2017)). Blokk 6307/1 er markert i rødt.

(11)

6307/1-1 S PL 830

Date:

03.05.2018

Document no.:

005363

Version:

01

Side 11 av 76

Regjeringen beskriver i forvaltningsplanen fra 2009 at bakgrunnen for boretidsbegrensningene i den kystnære sonen, inkludert Froan, er store forekomster av sjøfugl og kystsel som har høy sårbarhet for oljeeksponering, enten gjennom hele året, eller i spesielt sårbare livsstadier og perioder av året.

Følgende vilkår er satt for letevirksomhet i blokk 6307/1 (Miljøverndepartementet 2009):

 Innenfor 500-meterskoten skal det ikke foregå seismiske undersøkelser i letefasen i perioden 1. januar til 1. april. Denne tidsbegrensningen gjelder ikke for borestedsundersøkelser.

 Ingen leteboring i oljeførende lag i hekke- og myteperioder; 1. april til 31. august.

Boretidsbegrensningen for brønn 6307/1–1 S, i perioden fra 1. april til 31. august, er knyttet til sårbare og viktige perioder for sjøfugl og sel langs kysten. Hvor særlig Froan er et svært viktig hekkeområde for kystbundne arter. Ressursene som danner grunnlaget for boretidsbegrensningene er beskrevet og ivaretatt i brønnens miljørisikoanalyse (Acona 2018).

Som figuren over viser er flere lokaliteter i regionen omfattet av andre operasjonelle begrensninger enn de som gjelder for blokk 6307/1. Bakgrunnen for alle boretidsbegrensningene i den kystnære sonen er viktige forekomster av sjøfugl og kystsel som har høy sårbarhet for oljeeksponering, enten gjennom hele året, eller i spesielt sårbare livsstadier og perioder av året.

Det er også boretidsbegrensninger i store deler av regionen under viktige perioder for fiskeegg og - larver. For fiskebankene i nærheten av brønnen (Haltenbanken, Mørebanken) er det boretidsbegresninger i gyteperioder, dette skyldes særlig bankenes betydning som gyteområder for sild. Det utlyses ikke konsesjoner på deler av Mørebankene i påvente av økt kunnskap om betydning av tap av egg og larver for rekruttering til bestandene. En nærmere beskrivelse av konsekvensene av aktiviteten på fiskeriressursene er gitt i kapitel 8.1 og 8.1.5.

Naturressursene i området er beskrevet nærmere i kapittel 8.1. Det vises også til miljørisikoanalysen for brønnen der det er gitt en utfyllende beskrivelse av Froan verneområder.

Brønnlokasjonen er i et område der det er forventet å kunne forekomme sårbar bunnfauna som svamp og koraller. Det er derfor gjennomført en borestedsundersøkelse med ekstra fokus på identifikasjon av sårbar bunnfauna (kapittel 8.1.3).

(12)

6307/1-1 S PL 830

Date:

03.05.2018

Document no.:

005363

Version:

01

Side 12 av 76

4 Aktivitetsbeskrivelse

4.1 Generelt om aktiviteten

Brønnen er lokalisert i lisens PL 830. Avstanden til grunnlinja er 47 km og avstanden til land er ca.

52 km (øyer i Frøya kommune). Nærmeste felt i drift er Njord og Draugen, lokalisert hhv. 37 km nordvest og 39 km nordøst for brønnlokasjonen.Vanndypet på lokasjonen er 236,5±1 m og sjøbunnen består hovedsakelig av gjørmete sand med varierende innhold av grus samt områder med grovere materiale på sanden.

Formålet med letebrønnen er å teste reservoaregenskapene og hydrokarbonpotensialet i ulike prospekter av jura og permisk alder. Det er fire potensielle prospekter i brønnen; 2 mindre reservoarer i 12 ¼" seksjonen, et hovedprospekt i 8 ½" seksjonen og et mindre prospekt i 6" seksjonen. Sidesteget vil eventuelt ha de tre øvre reservoarene som mål. Reservoarsekjon i 8 ½" vil bli vurdert for formasjonstest, enten i hovedbrønnen eller i sidesteget, avhengig av brønnresultatene. Formålet med formasjonstesten vil være å undersøke produksjonsegenskapene til dette prospektet. Det forventes høy temperatur i nederste seksjon (6") av brønnen, noe som kan gi boretekniske utfordringer ved bruk av vannbasert borevæske. Det søkes derfor om bruk av oljebasert borevæske (OBM) i denne seksjonen.

Søknad om tillatelse til forbruk og utslipp av radioaktive komponenter (tritium) i forbindelse med boring av brønn 6307/1-1 S i lisens 830 er sendt inn til Statens Strålevern parallellt med foreliggende søknad (Lundin Norway AS, 2018).

Basisinformasjon for brønn 6307/1-1 S er vist i Tabell 4-1.

Tabell 4-1. Generell informasjon om brønn 6307/1-1 S.

Parameter Verdi

Brønnidentitet 6307/1-1 S

Utvinningstillatelse PL 830

Organisasjonsnummer 986209409

Lengde/breddegrad 07° 18' 10.05" E 63° 55' 15.85" N

UTM koordinater (ED 1950, UTM Zone 32 Central

Median 09º east) 416 755 m E 7 089 501 m N

Vanndyp 236.5 ± 1 m MSL

Avstand til land ca. 52 km (øyer i Frøya kommune i Sør-Trøndelag)

Planlagt boredyp 4 850 m TVD RKB

5 292 m MD RKB Varighet på boreoperasjonen:

- Hovedbrønn, inkludert tilbakeplugging - Sidesteg (opsjon), inkludert tilbakeplugging - Formasjonstest av hovedbrønn eller sidesteg

89 dager 28 dager 16 dager

(13)

6307/1-1 S PL 830

Date:

03.05.2018

Document no.:

005363

Version:

01

Side 13 av 76

Totalt, inkludert opsjoner 133 dager

4.2 Boreplan

Boreoperasjonen er planlagt gjennomført med den halvt nedsenkede flyteriggen Leiv Eiriksson. Riggen er drevet av Ocean Rig. Tidligst forventede oppstart er i 15. august 2018. Boring i oljeførende lag vil under ingen omstendighet starte før 1. september. Brønnen skal plugges og forlates etter endt operasjon.

Brønn 6307/1-1 S skal bores ned til maksimalt dyp på 4 850 m MD/TVD RKB. En skisse av brønnen er vist i Figur 4-1.

Estimert varighet for boring av hovedbrønnen er 89 dager. Dette inkluderer boring til dypt TD med uttak av en kjerneprøve i hovedmålet med boreoperasjonen (8 ½" seksjonen) samt tilbakeplugging.

Estimert varighet for boreaktiviteten, inkludert opsjonene for sidesteg og formasjonstest, er ca. 133 dager.

(14)

6307/1-1 S PL 830

Date:

03.05.2018

Document no.:

005363

Version:

01

Side 14 av 76 Figur 4-1. Brønnskisse for brønn 6307/1-1 S.

4.3 Boreprogram

Program for boring, samt eventuelt sidesteg, og permanent tilbakeplugging av brønnbane 6307/1-1 S vil bli sendt Petroleumstilsynet som vedlegg til samtykkesøknaden. Nedenfor følger en kort beskrivelse av brønnseksjonene.

(15)

6307/1-1 S PL 830

Date:

03.05.2018

Document no.:

005363

Version:

01

Side 15 av 76

4.3.1 Boring av brønn 6307/1-1 S 36” x 42" hullseksjon

Et 36” x 42" hull bores fra sjøbunn (261 m RKB) til 326 m RKB. Hullet bores med sjøvann og renses periodevis med høyviskøse bentonittpiller. Etter boring til planlagt dyp (TD) fortrenges hullet med 1,50 s.g. fortrengningsvæske. Lederøret (30" x 36") installeres og støpes med sement. Borekaks og overskytende sement slippes ut ved sjøbunn.

9 ⁷/8” pilothull

Et 9 ⁷/8" pilothull bores fra 30" lederør sko på 326 m til ca. 620 m MD. Riserless mud recovery (RMR) vil bli benyttes for denne seksjonen. Hullet bores med 1,20 s.g. KCL/polymer vannbasert borevæske med retur til riggen. Borekaks med vedheng av borevæske separeres fra borevæsken på riggen og slippes til sjø.

26” seksjon

Pilothullet åpnes opp til 26” hull fra 30" lederør sko på 326 m ned til ca. 908 m MD. RMR vil benyttes også for denne seksjonen. Hullet bores med 1,20 s.g. KCL/polymer vannbasert borevæske med retur til riggen. Borekaks med vedheng av borevæske separeres fra borevæsken på riggen og slippes til sjø.

Overflaterør (20") installeres fra sjøbunn ned til 900 m MD og støpes med sement. Etter installering av overflaterøret installeres BOP på brønnhodet og stigerør monteres fra BOP opp til riggen.

17 ½” seksjon

17 ½” seksjonen bores fra 900 m MD/TVD til 1763 m MD/1735 m TVD med 1.45 s.g. Performadril vannbasert borevæske med retur til riggen. Borekaks med vedheng av borevæske separeres fra borevæsken og slippes ut til sjø. Etter fullføring av seksjonen installeres 13 ⅜” forlengelsesrør og støpes med sement.

12 ¼” seksjon

12 ¼” seksjonen bores fra 1763 m MD til 3116 m MD/2915 m TVD RKB med 1.25-1.30 s.g.

Performadril vannbasert borevæske med retur til riggen. Borekaks med vedheng av borevæske separeres fra borevæsken og slippes ut til sjø. Etter fullføring av seksjonen installeres 9 ⅞”

forlengelsesrør og støpes med sement.

8 ½” seksjon

8 ½” seksjonen bores fra 3116 m MD RKB til 4326 m MD/3989 m TVD RKB med 1.30-1.40 s.g.

Performadril vannbasert borevæske. Borevæsken sirkuleres i retur til riggen, hvor borekaks med vedheng av borevæske separeres og slippes ut til sjø. Etter fullføring av seksjonen installeres 7”

(16)

6307/1-1 S PL 830

Date:

03.05.2018

Document no.:

005363

Version:

01

Side 16 av 76

6” seksjon

6” seksjonen bores fra 4326 m MD RKB til 5292 m MD/4850 m TVD RKB med 1.30 s.g. oljebasert borevæske (Low Solids Oil-Based Mud, LSOBM). Borevæsken sirkuleres i retur til riggen, hvor borekaks med vedheng av borevæske separeres og ilandført for behandling hos godkjent avfallsmottak som oljebasert borekaks.

P&A

6" seksjonen blir plugget med sement i sin helhet og inn i foregående 7" forlengelsesrør. Det vil deretter bli installert mekanisk plugg i overgangene mellom 7" forlengelsesrør og 9 ⅞" foringsrør, og brønnen blir fortrengt tilbake til vannbasert borevæske før det sementeres barriereplugger på dette nivået. Så blir 9 ⅞" foringsrøret kuttet og trukket i åpent hull under 13 ⅜" sko før det sementeres barriereplugg over dette intervallet. Videre blir så 13 ⅜" forlengelsesrør kuttet og trukket før der sementeres en overflateplugg opp og inn i 20" overflaterør. Overskudd av spacer og sement fra brønnen blir sluppet til sjø for alle seksjoner med vannbasert borevæsker. For 6" seksjonen hvor det er oljebasert boreslam vil også sement og spacer bli ilandført for behandling hos godkjent avfallsmottak som oljebasert boreavfall.

4.3.1 Opsjon sidesteg 17 ½” seksjon

17 ½” seksjonen bores fra 900 m MD/TVD til 1763 m MD/1735 m TVD med 1.45 s.g. Performadril vannbasert borevæske med retur til riggen. Borekaks med vedheng av borevæske separeres fra borevæsken og slippes ut til sjø. Etter fullføring av seksjonen installeres 13 ⅜” forlengelsesrør og støpes med sement.

12 ¼” seksjon

12 ¼” seksjonen bores fra 1763 m MD til 3116 m MD/2915 m TVD RKB med 1.25-1.30 s.g.

Performadril vannbasert borevæske med retur til riggen. Borekaks med vedheng av borevæske separeres fra borevæsken og slippes ut til sjø. Etter fullføring av seksjonen installeres 9 ⅞”

8 ½” seksjon

8 ½” seksjonen bores fra 3116 m MD RKB til 4326 m MD/3989 m TVD RKB med 1.30-1.40 s.g.

Performadril vannbasert borevæske. Borevæsken sirkuleres i retur til riggen, hvor borekaks med vedheng av borevæske separeres og slippes ut til sjø. Etter fullføring av seksjonen installeres 7”

P&A

8 ½" seksjonen blir plugget med sement i sin helhet og inn i foregående 9 ⅞" foringsrør. Deretter blir 9 ⅞" foringsrør kuttet og trukket i åpent hull under 13 ⅜" sko før der sementeres barriereplugg over dette intervallet. Videre blir så 13 ⅜" forlengelsesrør kuttet og trukket før det sementeres en overflateplugg opp og inn i 20" overflaterør. Overskudd av spacer og sement fra brønnen blir sluppet til sjø.

(17)

6307/1-1 S PL 830

Date:

03.05.2018

Document no.:

005363

Version:

01

Side 17 av 76 4.4 Formasjonstest

4.4.1 Formålet med formasjonstesten

Den planlagte aktiviteten inkluderer en formasjonstest. Hvorvidt den gjennomføres vil avhenge av resultatene fra kjerneprøver, kabellogging og væskeprøver. Testen vil enten gjennomføres i hovedbrønnen eller i sidesteget.

Formål med formasjonstesten vil være å bestemme reservoarets produksjonsegenskaper.

En formasjonstest kan være avgjørende for fremtidig aktivitet, både i letefasen og avgrensningsfasen.

Det poengteres at de dynamiske data som ble generert som følge av formasjonstestene på Edvard Grieg-feltet (16/1-10, 16/1-8 og 16/1-15) og på Johan Sverdrup-feltet (16/2-6, 16/3-4 og 16/2-11) var av avgjørende betydning for forståelsen av reservoarenes utstrekning og produksjonsegenskaper.

Resultatene fra testene beviste kommersiell brønn-produktivitet i disse reservoarene. Feltene ville trolig ikke blitt erklært kommersielle uten formasjonstestene som ble gjennomført i lete- og avgrensningsfasen.

En formasjonstest vil også i flere tilfeller kunne spare lisenser for avgrensningsbrønner.

Formasjonstesten på 16/3-4 kombinert med 16/2-6 testen på Johan Sverdrup-feltet sparte minst én brønn ved at de viste at reservoarsanden her stod i kommunikasjon med hverandre.

4.4.2 Beskrivelse av utstyret for formasjonstesten

Hensikten med en formasjonstest er å måle strømningsegenskapene til en hydrokarbonforekomst.

Figur 4-5 viser et generisk formasjonstestanlegg. Valg av komponentene i testutstyret er i henhold til prinsippene for beste tilgjengelige teknikk (BAT). Beskrivelsen av hovedkomponentene er gitt nedenfor. De viktigste komponentene i anlegget er også beskrevet i Tabell 4-3.

(18)

6307/1-1 S PL 830

Date:

03.05.2018

Document no.:

005363

Version:

01

Side 18 av 76 Figur 4-5. Generisk testanlegg. Hvite tekstbokser viser prosesskomponenter, gule viser målepunktene og rosa viser hvor forbrenningen foregår.

Brønnstrømmen kommer til overflaten via produksjonsrøret i brønnen, som er koblet til overflatetesttreet på boredekket. Testtreet er utstyrt med sikkerhetsventiler. Fra testtreet blir brønnstrømmen koblet fra høytrykkslinjen til testområdet via armerte, fleksible slanger.

Høytrykkslinjen fra boredekket går via en nødavstengningsventil til strupeventilen (choke- manifolden) ved testanlegget. På strupeventilen kontrolleres åpningen på ventilen og derved strømningsraten.

Væskestrømmen går fra strupeventilen via en varmeveksler til test-separatoren. Varmeveksleren justerer temperaturen på brønnstrømmen til ønsket nivå for å oppnå effektiv separasjon av hydrokarbonfasene og vann. I separatoren skilles olje, gass og eventuelt vann. Gassen går til høytrykks-fakkel på brennerbommen. Oljen går til brennerhodet på brennerbommen, mens vann samles i en lagertank. For å sikre best mulig forbrenning ved gjennomføring av testingen vil det bli benyttet oljebrenner av typen Environmentally Distinctive Burner. Denne brenneren anses for å være den beste tilgjengelige på markedet, med høy effektivitet og god forbrenning.

Oljemålerne kalibreres under testen ved hjelp av en kalibreringstank. Denne etablerer en korreksjonsfaktor for bestemmelse av strømningsratene av olje under testen. Korreksjonsfaktoren benyttes for å få strømningsratene fra brønnen så korrekt som mulig.

I tillegg til selve prosessutstyret brukes det også atmosfæriske lagertanker for å lagre vann og annen væske som ikke kan brennes. Volumet på lagertankene vurderes for hver enkelt jobb. Disse tankene har hjelpepumper koblet opp for væskeoverføring til transporttanker som frakter væsken til land

(19)

6307/1-1 S PL 830

Date:

03.05.2018

Document no.:

005363

Version:

01

Side 19 av 76 Figur 4-6. Et typisk testanlegg om bord på riggen. Beskyttelsesburet rundt anlegget benyttes for å beskytte anlegget mot kollisjoner og kranløftuhell.

(20)

6307/1-1 S PL 830

Date:

03.05.2018

Document no.:

005363

Version:

01

Side 20 av 76 Tabell 4-2. Beskrivelse av hovedkomponentene i anlegget for formasjonstesten.

Testtre

 Del av primærbarrieren i brønnen.

 Lokalisert på boredekk

 Dette er et ventiltre som monteres direkte på produksjonsrøret i brønnen. Treet kan variere i størrelse, alt etter størrelsen på produksjonsrøret. Testtreet har

sikkerhetsventiler som kan stenge ned brønnen.

Choke-manifold

 Lokalisert i brønntest-området

 Dette er en manifold med blokkeringsventiler og faste (utbyttbar) og justerbar strupeventil.

 Det er på denne enheten at brønnstrømmen reguleres.

Varmeveksler

 Hensikten med varmeveksleren er å kunne justere separator-temperaturen. De fleste gangene trenger vi oppvarming, men i noen tilfeller er det snakk om kjøling. Målet er å ha en optimal temperatur i separatoren for best mulig separasjon.

 Størrelsen på varmevekslerene varierer mye, alt etter energibehovet for å oppnå ønsket temperatur i separatoren.

 I de fleste tilfellene er det en enkelt varmeveksler som trengs, enten som en løs prosesskomponent montert inne i en modulærpakke modul (øverste bilde), eller i egen løfteramme (bildet i midten). De doble varmevekslerne (nederst) er normalt kun i bruk på høyrate jobber.

Test-separator

 I test-separatoren separeres olje, gass og eventuelt vann fra hverandre. Dette ved hjelp av gravitasjonsseparering.

 Separatoren inneholder bølgedempere, gass-utskillere, innløpsanordninger, overløpsplater, etc.

 Eksternt har enheten gass- og væskemålere, pluss normalt en enhet for å måle oljevolum-krymping.

Kalibreringstank

 Dette er en tank med kalibrert volum som brukes til å verifisere oljemålerne på test- separatoren under operasjon. Korreksjonsfaktorene benyttes direkte i målerapportene fra jobbene for å få best mulig målenøyaktighet under jobbene.

 Tanken finnes i to hovedtyper, enkelt kammer, og dobbeltkammer. (Venstre bilde viser tank med enkelt kammer, mens høyre bilde viser tank med to kamre). Bruken av enkelt- eller dobbeltkammer avhenger av brønnen sin beskaffenhet og

operatørselskap preferanse.



(21)

6307/1-1 S PL 830

Date:

03.05.2018

Document no.:

005363

Version:

01

Side 21 av 76 Pumpe

 Hovedpumpen brukes til å pumpe kalibreringstanken tom. Pumpen pumper normalt oljen til brennerhodene på brennerbommen.

 Pumpen har også mulighet for å pumpe oljen til lager- og transporttanker hvis behov for dette.

 Pumpestørrelsen varierer en del, alt avhengig av hvordan en aktuell brønn forventes å oppføre seg. Men, alle pumpene er av sentrifugal type, har girboks og

elektromotor.

Brennerbom

 2 stk. lokalisert på begge sider av riggen.

 Brennerbommen benyttes til å montere oljebrennerne på, samt rigg-kjøleutstyr ved behov. I tillegg har bommen gass flare linjer (2 stk).

 Brenner-bommene er typisk ca. 25 meter lange og kan håndtere en vekt på 750- 1500 kg ytterst (rigg spesifikt). Bildet til venstre viser brennerbomtuppen.

 Brennerbommene har normalt følgende linjer; oljelinje, høytrykksgass,

lavtrykksgass, kjølevann, luft og på en del rigger en ekstra linje for sirkulering av olje til tank etter en jobb.

Brennerhode

 Lokalisert på brennerbom (et på hver bom)

 Hovedbrenneren har vært brukt i Norge siden introduksjonen i 1994. Ca. 80% av aller jobbene i Norge siden den gang har blitt utført med denne brenneren i bruk.

 Brenneren er testet av tredjepart i USA og de omfattende dataene fra denne testen er brukt indirekte som basis for utslippsfaktorene som ligger i Norsk Olje og Gass sine retningslinjer.

 Bildet viser brenneren med transportrammen på. Den fjernes ved installering.

Høytrykks-gass fakkel

 Lokalisert på brennerbom (en på hver bom)

 Selve høytrykks-fakkelen er normalt en del av det faste utstyret på en rigg, men i noen tilfeller leveres spesial-fakkel tupper fra leverandøren av utstyret for formasjonstesten. (ref. bilde)

 Alle høytrykks-faklene er av høyhastighets- eller supersonisk- type (mao. høy- effektive)

Atmosfærisk lagertank

 Lokalisert i brønntest-området, eller i eget lagertankområde

 Lagertank for væske som ikke kan brennes.

 Antall tanker varierer fra jobb til jobb, alt etter behov.

 Væske innholdet blir pumpet over på små transporttanker for transport til lands.

 Tankene inneholde spylesystemer for å fjerne bunnsedimenter.

Hjelpepumpe

 Lokalisert i brønntest-området, eller i eget lagertankområde

 Brukes til å overføre væske mellom lagertanker, og fra lagertank til transporttank.

 Denne typen pumper er alltid av membrantype, som tåler eksponering av urene væsker.

(22)

6307/1-1 S PL 830

Date:

03.05.2018

Document no.:

005363

Version:

01

Side 22 av 76 Lavtrykks væskeutskiller (knock-out pot)

 Valgfritt utstyr, lokalisert nedstrøms kalibreringstank.

 Benyttes som ekstra sikringstiltak mot mindre væskemengder som kan følge med gassen fra kalibreringstanken til lavtrykks-gass flare på brennerbommen, hvis oljen kan danne skum som nivåkontrollen på kalibreringstanken ikke kan fange opp.

 Lavtrykks væskeutskilleren skal normalt alltid være tørr innvendig. Hvis væske kommer ut av gassutløpet på kalibreringstanken vil en nivåbryter som sitter i bunnen av væskeutskilleren gi signal om overfylling av kalibreringstanken, slik at korrektivt tiltak kan iverksettes, eller anlegget stenges ned.

 Volumet i væskeutskilleren er tilpasset tiden det tar å stenge ned brønnen, slik at ingenting går til sjøen hvis overfylling skjer.

Høytrykks olje-i-gass nivåkontroll

 Valgfritt utstyr, lokalisert nedstrøms gassutløpet på separatoren.

 Benyttes som ekstra sikring mot mindre væskemengder som kan følge med gassen fra separatoren til høytrykks-gass flare på brennerbommen, i tilfeller hvor oljen danner skum, eller store bølgebevegelser i riggen gir nivåkontroll-problemer.

 Utstyret egner seg best til tilfeller med relativt lave gass rater fra separatoren (som oftest vil være mest kritiske).

 Dette er nyutviklet utstyr som fremdeles er under utprøving offshore.

4.4.3 Tiltak for å minimere utslipp og sikre optimal forbrenning

For å minimalisere utslippene i forbindelse med formasjonstesten vil operasjonen gjennomføres med fokus på å minimalisere mengden olje og gass som forbrennes, samt på å sikre så effektiv forbrenning som mulig.

Nedihullsensorer i brønnen formidler sanntidsdata (reservoartrykk og temperatur) til riggen. Dette muliggjør optimalisering av strømningen slik at produksjonsperioden kan avsluttes så snart nødvendige data er innsamlet. Kortere testvarigheter betyr mindre volum av faklet olje og gass med tilhørende reduksjon i utslipp til luft.

Oljebrennere av typen Environmentaly Distinct Burner vil bli benyttet for å sikre best mulig forbrenning av oljen. Denne typen brenner har høy effektivitet og god forbrenning. Konstruksjonen av brennerdyser på brennehodet sikrer best mulig luftinntak noe som muliggjør dannelse av svært små oljedråper, hurtigere forbrenning og redusert risiko for oljeutfall til sjø. Brenneren har angitt forbrenningseffektivitet på >99.993% (dvs <0,007% oljenedfall). Dette er vesentlig lavere enn Norsk Olje og Gass sin anbefalte standardfaktor for oljenedfall fra tester (0,05%).

Det er et overordnet mål å gjennomføre formasjonstesten med så små utslipp som praktisk mulig, inkludert å minimalisere sotdannelse. Forbrenningen på brennerbommen overvåkes kontinuerlig for å sørge for optimal forbrenning og umiddelbar deteksjon av eventuelt oljesøl. Forbrennings- parameterne justeres underveis for å optimalisere forbrenningen. Skulle oljenedfall til sjø eller sotdannelse inntreffe, vil forbrenningsparameterne bli justert for å optimalisere forbrenningen. Om dette ikke umiddelbart kan gjøres, vil produksjonen stanses og ikke startes før problemet er løst.

Forbrenningsparameterne som overvåkes inkluderer:

(23)

6307/1-1 S PL 830

Date:

03.05.2018

Document no.:

005363

Version:

01

Side 23 av 76

 Lufttilførselen. Den må være tilstrekkelig høy

 Kontinuerlig drift av pilotflammene på fakkel

 Oljeraten. Den skal være innenfor brennerhodet sin spesifikasjon (justerbart ved åpning og stenging av brennerhoder)

 Mottrykket på oljen som forbrennes. Det må være tilstrekkelig.

Temperaturen på oljen optimaliseres under testen ved bruk av varmevekseler (multi tube heater) for å unngå voksutfelling og redusert forbrenning.

4.4.4 Barrierer for å hindre oljesøl under formasjonstesten

Det er en rekke barrierer på plass for å forhindre oljesøl på dekk og utslipp av olje til sjø under formasjonstesten. De viktigste barrierene er som følger:

 Automatisk prosess-nedstengingssystem. Dersom eventuell hydrokarbonlekkasje til dekk ikke blir oppdaget av det automatiske prosess-nedstengingssystemet, nedstenges brønnen

umiddelbart manuelt.

 Rutine for tømming av kalibreringstanken for ikke-brennbar væske før pumping av olje til brennerbom og oppstart av formasjonstest

 Lavtrykks væskeutskiller (knock-out pot) forhindrer overfylling av kalibreringstanken og eventuelt utslipp til sjø

 Nitrogenspylte avlastningsventiler. Disse hindrer utslipp til luft og sjø ved oppstart av prosessanlegget

 Kontinuerlig bemanning av testanlegget i drift. Dette betyr fysisk tilstedeværelse til enhver tid og strengere enn for eksempel ved produksjonsplattformene.

 Brennerne og kompressorene vil til enhver tid overvåkes av en brennerspesialist fra Halliburton for å sikre optimal operasjon av brennerne

 Spillkant rundt hele testområdet. Dette kan håndtere et utslipp som tilsvarer minst 110% av volumet til tanken for lagring av hydrokarboner.

 Alle dreneringspunkter på dekk innenfor spillkanten er mekanisk blokkert og forseglet for å hindre eventuelt oljesøl inn til riggen sitt dreneringssystem.

DNV GL vil verifisere at testanlegget er utformet ihht NORSOK-D007 i forkant av operasjonen.

Beredskapsfartøy utstyrt med oljedetekterende systemer vil overvåke formasjonstesten. Om en hendelse skulle inntreffe og olje observeres på havoverflaten vil nødvendige tiltak ihht utslippets størrelse gjennomføres.

(24)

6307/1-1 S PL 830

Date:

03.05.2018

Document no.:

005363

Version:

01

Side 24 av 76

5 Utslipp til sjø

5.1 Vurdering av kjemikalier og utslipp

LNAS stiller strenge krav til kjemikalienes tekniske og miljømessige egenskaper. Det er lagt vekt på å etablere boreplaner og benytte kjemikalier som, innen tekniske og kostnadsmessige forsvarlige rammer, har minimalt potensiale for negativ miljøpåvirkning. Samtlige kjemikalier som planlegges sluppet ut er i miljøkategorisering grønn eller gul, ihht Aktivitetsforskriftens § 63.

Brønnplanene og valg av kjemikalier er lagt opp til å følge kravene spesifisert bl.a. i:

- Aktivitetsforskriftens Kap XI,

- De generelle nullutslippsmålene for petroleumsvirksomhetens utslipp til sjø, som spesifisert i Stortingsmelding nr. 26 (2006–2007) (Miljøverndepartementet, 2007)

I henhold til substitusjonsplikten (Produktkontrolloven) vil LNAS, i samarbeid med leverandøren av kjemikaliene, etablere planer for substitusjon av helse og miljøfarlige kjemikalier.

5.2 Forbruk og utslipp av kjemikalier Denne søknaden omfatter:

 Bore- og brønnkjemikalier (borevæske, sementkjemikalier), inkludert sement til tilbakeplugging av brønn og sidesteg (opsjon)

 Kjemikalier til formasjonstest (opsjon)

 Riggkjemikalier (BOP-væske, hydraulisk kontrollvæske, gjengefett, vaske- og rensemidler)

 Borekaks

 Oljeholdig vann, sanitærvann og matavfall

 Kjemikalier i lukket system

 Beredskapskjemikalier

5.2.1 Borekjemikalier

Halliburton er leverandør av borevæskekjemikalier. Det er planlagt å benytte vannbasert borevæske under boring av brønn med unntak av 6'' seksjonen, hvor oljebasert borevæske er planlagt benyttet.

Samtlige vannbaserte kjemikalier er klassifiserte som gule eller grønne ihht Aktivitetsforskriftens § 63, mens den oljebaserte borevæsken inneholder to kjemikalier klassifisert som røde.

I den øverste seksjonen vil det benyttes sjøvann som borevæske, men hullet vil periodevis vaskes med høyviskøse bentonittpiller, bestående av bentonitt (leire) og hjelpekjemikalier. Før installering av lederør vil hullet fortrenges med vektet vannbasert slam.

For pilothullet og 20″ seksjonen, som bores med Riserless Mud Returns (RMR), vil det benyttes KCl/Polymer vannbasert borevæske med retur til riggen. Borekaks med vedheng av borevæske

(25)

6307/1-1 S PL 830

Date:

03.05.2018

Document no.:

005363

Version:

01

Side 25 av 76

separeres fra borevæsken over ristebordene på riggen og slippes ut til sjø. For samtlige seksjoner gjenbrukes borevæske i den grad det er mulig.

For seksjonene etter at BOP er installert og ned mot reservoaret vil det benyttes Performadril borevæske. Den ligner på KCl-polymer borevæske, men er tilsatt inhiberende stoffer som forhindrer svelling av leire under boring. Ett av disse kjemikaliene har miljøkategorisering gul Y2. Performatrol vil kun benyttes der det av boretekniske grunner er nødvendig. LNAS sin vurdering og erfaring er imidlertid at dette produktet gir en bedre ytelse og økt gjenbruksfaktor for vannbasert borevæske, som medfører reduserte utslipp av borevæske på sikt. Bruken av produktet under operasjon vil minimaliseres så langt det er praktisk mulig, samtidig som det jobbes med substitusjonsevalueringer for produktet.

6″ seksjonen er planlagt boret i en formasjon med høy temperatur. Dette stiller høye krav til temperaturstabiliteten til borevæsken. Oljebaserte borevæsker har generelt bedre stabilitet ved høye temperaturer enn vannbaserte borevæsker. Videre sørger oljebasert borevæske for bedre hullrensing enn vannbasert borevæske samt gir mindre utvasking og tynnere filterkake, noe som reduserer risikoen for å sette seg fast med bore- og datainnsamlingsstreng. På bakgrunn av vurderingene over er oljebasert borevæske vurdert som den beste tekniske og sikkerhetsmessige løsningen for seksjonen.

Det planlegges derfor for bruk av den oljebaserte borevæsken LSOBM, som er klassifisert som rød pga. innhold av to kjemikalier klassifisert som røde. Det ene er en modifisert leire som benyttes for å justere borevæskens viskositet, mens det andre er en copolymer tilsatt for å hindre tap av borevæske til formasjonen. Begge kjemikaliene er klassifisert som røde på grunn av lav biologisk nedbrytbarhet.

Det pågår laboratorietester av et vannbasert alternativ til den oljebaserte borevæsken. Denne inneholder også røde kjemikalier, slik at brukt borevæske og kaks vil sendes i land for godkjent behandling uansett valg av borevæske. LNAS vil informere miljødirektoratet ved et eventuelt bytte fra oljebasert til vannbasert borevæske.

En samlet oversikt over forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier er vist i kapittel 14.2.

5.2.2 Sementeringskjemikalier

Halliburton er leverandør av sementkjemikalier. Samtlige kjemikalier i sementblandingene er klassifisert som grønne eller gule.

Ved støping av lede- og overflaterør, samt tilbakeplugging av topphullet vil eventuell overskuddssement gå som utslipp til sjø. Øvrig sement vil etterlates i brønnen.

Siden rester av sement kan herde i tanker og rør er det ikke ønskelig å samle opp dette i sloptanker om bord etter endt sementeringsjobb. Vaskevann fra sementenheten vil derfor slippes ut til sjø etter endt sementoperasjon. Utslipp fra rengjøring etter hver sementeringsjobb er estimert til å utgjøre 300 liter sementslurry per jobb.

En oversikt over forbruk og utslipp av sementeringskjemikaliene fordelt på miljøkategorier er vist i kapittel 14.3.

(26)

6307/1-1 S PL 830

Date:

03.05.2018

Document no.:

005363

Version:

01

Side 26 av 76

5.2.3 Kjemikalier benyttet under formasjonstesten

Gitt gjennomføring av en brønntest vil det forekomme forbruk og utslipp av kjemikalier knyttet til klargjøring av testen. En oversikt over kjemikaliene som planlegges benyttet er gitt i Tabell 14-10 i kapittel 14.4.

Gitt brønntesting vil testestrengen fylles med baseolje før perforering av forlengelsesrør mot reservoaret. Hydrokarboner, inkludert baseolje, vil brennes over brennerbom. Monoetylenglykol (MEG) vil injiseres i brønnstrømmen under oppstarten av hver strømningsperiode for å hindre dannelse av hydrater. Oljeholdig vann fra brønntesten vil samles opp og ilandføres som vandig avfall (slop). Brønntestkjemikalier som ikke har vært i kontakt med olje vil kunne slippes til sjø. Det vil etableres klare kriterier og rutiner for hvilke væsketyper som kan slippes til sjø.

5.2.4 Riggkjemikalier

En oversikt over forbruk og utslipp av samtlige riggkjemikalier, inkludert gjengefett, er vist i kapittel 14.5.

Riggvaskemiddel

Vaske- og rensemidler brukes til rengjøring av gulvflater, dekk, olje- og fettholdig utstyr.

Vaskemiddelet som benyttes på riggen er Clean Rig CHP, klassifisert som gul. Estimert forbruk er på ca. 260 liter i uka. Vaskemiddelet vil følge drensvann om bord, og enten samles opp i sloptanker for ilandføring eller renses med drensvannet før utslipp. Som et konservativt anslag anses alt forbruk å gå til utslipp.

Gjengefett

Gjengefett benyttes for å beskytte gjengene ved sammenkobling av borestreng og sammenkobling av foringsrør. Valg av gjengefett er basert på vurderinger av teknisk ytelse, driftstekniske erfaringer, helsemessige aspekter og miljøvurderinger.

Ved sammenkobling av borestrengen planlegges det for bruk av Jet-Lube NCS-30 ECF. Dette gjengefettet er klassifisert som gult med hensyn til miljøpåvirkning. Estimert forbruk i brønnen er på ca. 0,3 tonn. Utslippet anslås til 20 % av forbruket ved bruk av vannbasert borevæske.

Ved sammenkobling av foringsrør planlegges det for bruk av Jet Lube Seal-Guard ECF. Dette gjengefettet er kategorisering som gult. Forbruket er estimert til 0,2 tonn under boring av brønnen og det er antatt at 10 % slippes til sjø ved boring med vannbasert borevæske.

Jet Lube Alco EP-ECF (miljøkategorisering gult) planlegges brukt til smøring av stigerørskoblinger, BOP kobling og brønnhodekobling. Anslått forbruk er ca. 25 kg, andel som går til utslipp er 1 %.

BOP-væske

Riggen er en halvt nedsenkbar flyterigg og vil ha BOP-enheten på sjøbunnen. BOP-væsken som skal benyttes på riggen er Pelagic 50 BOP Fluid Concentrate, og er klassifisert som gul med hensyn til miljøpåvirkning. Det er estimert et forbruk og utslipp på ca. 520 liter per uke i forbindelse med trykktesting og funksjonstesting. I tillegg vil det bli benyttet og sluppet ut inntil 29 tonn Pelagic Stack Glycol V2, som er klassifisert som grønn.

(27)

6307/1-1 S PL 830

Date:

03.05.2018

Document no.:

005363

Version:

01

Side 27 av 76

Kjemikalier benyttet til rensing av oljeholdig vann

Det benyttes to kjemikalier i forbindelse med rensing av oljeholdig vann (slop) på riggen.

Kjemikaliene BDF-908 og DCA-14005 (klassifiserte som gule) benyttes i Halliburton BSS sitt vannrenseanlegg. Forventet forbruk i forbindelse med omsøkt aktivitet er på ca. 2,3 tonn BDF 908 og ca. 3,5 tonn DCA-14005 kg.

5.3 Borekaks

En oversikt over mengden borekaks som kan genereres under boreoperasjonen er vist i Tabell 5-1.

For den øverste seksjonen (42''x36'') slippes kaks og borevæske ut fra sjøbunn. For de øvrige seksjonene slippes vannbasert borevæske fra riggen. Alt borekaks med vedheng av vannbasert borevæske bestående av gule og grønne kjemikalier er planlagt sluppet til sjø mens kaks med vedheng av oljebasert borevæske eller vannbasert borevæske inneholdende røde komponenter vil sendes i land for godkjent avfallsbehandling.

Tabell 5-1. Planlagte utslipp av borevæske og borekaks fra boreoperasjonen på brønn 6307/1-1 S.

Reservoarseksjonene i hovedbrønnen og sidesteget er merket med *.

Opsjon Diameter Lengde (m)

Hullvolum (m³)

Utslipp av borekaks

(tonn) Utslipp av borevæske

(m³)

Borevæske fra

sjøbunn fra rigg

Hoved- brønn

42x36” 65 58 174

399 Sjøvann, Prehydrert bentonitt

9 ⁷/8'” 582 14 43 115 KCL-GEM-

polymer

26” 582 185 555 172 KCL-GEM-

polymer

17 ½” 855 133 398 173 Performadrill

12 ¼”* 1 353 103 309 203 Performadrill

8 ½”* 1 210 44 133 182 Performadrill

6”* 1 066 19 0 0 LSOBM

P&A 300 Performadrill

Totalt for

hovedbrønn 5 131 557 174 1 438 1 544

Sidesteg

17 ½” 855 133 398 173 Performadrill

12 ¼”* 1 353 103 309 220 Performadrill

8 ½”* 979 36 108 40 Performadrill

P&A 300 Performadrill

Totalt for sidesteg 3 187 271 0 814 733