forurensingsloven ved boring av letebrønn 35/10-4 S Stålull med opsjon for to sidesteg
AU-TPD DW ED-00224
Innhold
1 Sammendrag ... 5
2 Ramme for aktiviteten ... 5
3 Generell informasjon ... 6
3.1 Beliggenhet og lisensforhold ... 6
3.2 Målsetting for boreaktiviteten ... 6
3.3 Boring og brønndesign... 8
4 Forbruk og utslipp av kjemikalier og kaks ... 13
4.1 Valg og evaluering av kjemikalier ... 13
4.2 Kontroll, måling og rapportering av utslipp ... 13
4.3 Omsøkte forbruks- og utslippsmengder av kjemikalier ... 13
4.3.1 Omsøkt forbruk og utslipp av gule, grønne og røde kjemikalier fordelt på bruksområder ... 14
4.3.1.1 Planlagt brukte kjemikalier ... 15
4.3.2 Omsøkt forbruk av svarte kjemikalier - Kjemikalier i lukkede systemer ... 16
4.4 Valg av borevæskesystemer og begrunnelse for bruk... 17
4.5 Sement-, beredskaps- og riggkjemikalier... 18
4.5.1 Sementkjemikalier... 18
4.5.2 Beredskapskjemikalier ... 18
4.5.3 Riggkjemikalier... 19
4.5.4 Utslipp av tørrbulk gjennom ventilasjonsliner... 19
4.5.5 Drenasje- og oljeholdig vann ... 20
4.6 Utslipp av borekaks... 20
5 Planlagte utslipp til luft ... 21
5.1 Utslipp ved kraftgenerering ... 21
6 Avfallshåndtering... 22
6.1 Håndtering av borekaks ... 22
6.2 Sanitærvann og organisk kjøkkenavfall ... 22
7 Tiltak for å redusere risiko for utilsiktede utslipp... 23
8 Miljørisiko og beredskap ved akutte oljeutslipp ... 24
8.1 Innledning ... 24
8.1.1 Definisjoner og forkortelser ... 24
8.1.2 Bakgrunn... 25
8.1.3 Aktivitetsbeskrivelse... 25
8.2 Miljørisiko ... 26
8.2.1 Metodikk... 26
8.2.2 Type operasjon og utslippssannsynlighet ... 27
8.2.3 Utblåsningsrater og –varigheter ... 28
8.2.4 Oljetype ... 28
8.2.5 Oppsummering av miljørisiko... 29
8.2.5.1 Resultater fra oljedriftsimuleringer ... 29
8.2.5.2 Oppsummering av resultater fra miljørisikoanalysen ... 36
8.2.5.3 Miljørisiko for pelagisk sjøfugl ... 36
8.2.5.4 Miljørisiko for kystnær sjøfugl ... 38
8.2.5.5 Miljørisiko for marine pattedyr ... 38
8.2.5.6 Miljørisiko for fisk ... 38
8.2.5.7 Miljørisiko strandhabitat ... 39
8.2.6 Oppsummering og konklusjon av miljørisikoanalyse ... 39
8.3 Beredskapsanalyse... 41
8.3.1 Ytelseskrav ... 41
8.3.2 Metodikk... 42
8.3.2.1 Dimensjonering av barriere 1 og 2 – nær kilden og på åpent hav ... 42
8.3.2.2 Dimensjonering av barriere 3 og 4 – kyst- og strandsone ... 42
8.3.2.3 Dimensjonering av barriere 5 - strandrensing ... 43
8.3.3 Analysegrunnlag ... 43
8.3.3.1 Utslippsscenarier ... 43
8.3.3.2 Oljens egenskaper ... 43
8.3.3.3 Mekanisk oppsamling ... 44
8.3.3.4 Kjemisk dispergerbarhet ... 44
8.3.3.5 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer ... 45
8.3.3.6 Operasjonslys ... 45
8.3.3.7 Bølgeforhold... 46
8.3.3.8 Bølger i kystsonen ... 47
8.3.3.9 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger ... 47
8.3.3.10 Influensområder og stranding ... 50
8.3.3.11 Beredskapsbehov og responstider i barriere 1 og 2 ... 51
8.3.3.12 Beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4 ... 53
8.3.3.13 Beredskapsbehov og responstider i barriere 5 ... 54
8.3.3.14 Bruk av kjemisk dispergering ... 54
8.3.4 Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak ... 55
8.3.5 Konklusjon – beredskapsanalyse ... 56
9 Konklusjon ... 56
10 Referanser ... 57
Vedlegg A ... 58
1 Sammendrag
Statoil planlegger boring av letebrønn 35/10-4S Stålull i Havsule prosjektet. Brønnen er lokalisert i Nordsjøen, vest for Fram-feltet. Avstanden til nærmeste land, Utvær i Solund kommune i Sogn og Fjordane, er om lag 67 km. Boringen har planlagt oppstart Q2 2018. Brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Deepsea Bergen. Dette dokumentet oppsummerer resultatene fra miljørisikoanalysen og setter krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for den planlagte aktiviteten.
Brønn 35/10-4 S Stålull er planlagt boret med sjøvann og høyviskøse piller i topphullseksjonene, vannbasert borevæske i 17 ½’’ x 20’’ seksjonen og oljebasert borevæske i , 14 ¾’’ x 17 ½’’-, 12 ¼’’- og 8 ½"-seksjonen. Det er en opsjon basert på resultatet av Stålull hovedløp 35/10-4 S om å bore et sidesteg for å påvise hydrokarboner i Oseberg reservoaret. 8 ½"
seksjonen på Stålull vil da plugges tilbake og en vil kutte og trekke 14" foringsrør før en setter en sementplugg og borer sidesteget. Det er en opsjon basert på resultatet av Stålull hovedløp 35/10-4 S om å bore et sidesteg for å påvise hydrokarboner i Oxfordian reservoaret. 8 ½" seksjonen på Stålull vil da plugges tilbake og en vil kutte og trekke 14"
foringsrør før en setter en sementplugg og borer sidesteget.
Miljørisikoanalysen for 35/10-4 Stålull [1] er gjennomført som en helårlig skadebasert analyse, og er utført av DNV GL.
Miljørisikoen er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for alle VØK’er, i alle fire sesonger. Høyeste miljørisiko gjennom året er beregnet for januar, med utslag på 85 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for alvorlig miljøskade (alkekonge - pelagisk i vintersesongen). I planlagt boreperiode er det lomvi i gruppen pelagisk sjøfugl som er dimensjonerende art med maksimalt 20 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriteriet i kategori alvorlig miljøskade.
Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for boring av letebrønn 35/10-4 Stålull er oppsummert i Tabell 8-28. Det er satt krav til 14 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 48 timer. Det settes krav til kapasitet tilsvarende 2 NOFO-systemer og 10 kystsystemer i barriere 3 og 10 fjordsystemer i barriere 4. For barriere 5 settes det krav til kapasitet tilsvarende 140 strandrenselag.
Ved behov vil ytterligere ressurser kunne mobiliseres i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og IUAer. Statoil har også avtale med OSRL om bistand til rådgivning og ressurser (inkludert dispergering fra fly).
2 Ramme for aktiviteten
Prinsipper for risikoreduksjon beskrives i § 11 i rammeforskriften. Lovgivningen sier at skade eller fare for skade på mennesker, miljø eller materielle verdier skal forhindres eller begrenses i tråd med helse-, miljø- og
sikkerhetslovgivningen, herunder interne krav og akseptkriterier som er av betydning for å oppfylle krav i denne lovgivningen. Videre sier forskriftet at utover dette nivået skal risikoen reduseres ytterligere så langt det er mulig.
Statoil planlegger å gjennomføre aktivitetene i tråd med dette.
3 Generell informasjon
3.1 Beliggenhet og lisensforhold
Letebrønn 35/10-4 S Stålull med tilhørende mulige sidesteg er planlagt i posisjon 61° 08' 55.52" N og 03° 17' 5.11" Ø.
Brønnen er lokalisert nordvest for Fram feltet og ca.67 km fra nærmeste land. Et områdekart for den planlagte brønnen er vist i figur 3.1. Vanndypet på brønnlokasjon er ca. 366 m MSL.
Brønnlokasjonen befinner seg i lisens PL 630. Tabell 3.1 nedenfor viser rettighetshavere og lisensandel for lisensen.
Figur 3.1 Beliggenhet til letebrønn 35/10-4 S Stålull med nærliggende felt og nærmeste avstand til land.
Tabell 3.1: Rettighetshavere og lisensandel for PL 630:
Selskap Prosentandel
Statoil Petroleum AS (operatør) 60 %
Wellesley 40%
3.3 Boring og brønndesign
Brønn 35/10-4 S Stålull er planlagt boret med sjøvann og høyviskøse piller i topphullseksjonene, vannbasert borevæske i 17 ½’’ x 20’’ seksjonen og oljebasert borevæske i 14 ¾’’ x 17 ½’’-, 12 ¼’’- og 8 ½"-seksjonen. En oversikt over forbruk og utslipp av vannbasert borevæske og forbruk av oljebasert borevæske er gitt i vedlegg A, henholdsvis tabell A-1 og A-2.
Økotoksikologiske data for produkter som ikke er på PLONOR-listen er tilgjengelige i databasen NEMS Chemicals.
Omsøkt mengde bore- og brønnkjemikalier er basert på brønndesign beskrevet under som bidrar til ‘’worst case’’ forbruk og utslipp.
Alle dyp er målt fra boredekksnivå på Deepsea Bergen (høydereferanse er betegnet RKB). RKB - MSL på Deepsea Bergen er 23 m. Vanndypet på lokasjonen er omtrent 360 m MSL.
Eventuelle endringer i brønnplanlegging vil ikke føre til økt utslipp av borevæske- og sementkjemikalier. Brønnen er planlagt boret i følgende sekvenser:
36”- og 26’’-brønnseksjonene
De to øverste hullseksjonene er planlagt boret med sjøvann. For å rense hullet vil høyviskøse piller bli pumpet. Etter boring fortrenges hullet til vektet vannbasert væske. 30” lederør og 20" foringsrør blir kjørt og sementert i hele sin lengde.
Borekaks og eventuell overskytende sement slippes ut på havbunnen da stigerør ikke er installert.
17 1/2” x 20” -brønnseksjon
Seksjonen er planlagt boret med vannbasert borevæskesystem. Borekaks returneres til overflaten, separeres over shaker og slippes til sjø. Overflødig borevæske vil bli gjenbrukt på brønnen ellr sendt til land for gjenbruk på andre brønner eller avfallsbehandling hvis dette ikke er mulig. Seksjonen vil bli boret med 17 1/2” borekrone og 20”
"underreamer" i bunnhullsstrengen.17” forlengelsesrør er planlagt installert, denne planlegges sementert i hele sin lengde.
14 ¾” x 17 ½ -brønnseksjon
14 ¾” x 17 ½” seksjonen er planlagt boret med oljebasert borevæskesystemet. Borekaks returneres til overflaten, separeres over shaker og sendes til land for behandling. Overflødig borevæske vil bli sendt til land for gjenbruk og eventuelt avfallsbehandling hvis gjenbruk ikke er mulig. Seksjonen vil bli boret med 14 ¾” borekrone, roterbart styrbart system og 17 ½” "underreamer" i bunnhullsstrengen. 14” foringsrør er planlagt installert og sementert tilbake omtrent 400 m over settedyp.
12 ¼"-brønnseksjon
12 ¼" seksjonen er planlagt boret med det oljebasert borevæskesystem. Borekaks returneres til overflaten, separeres over shaker og sendes til land for behandling. Overflødig borevæske vil bli sendt til land for avfallsbehandling og gjenbruk. Seksjonen vil bli boret med 12 ¼" borekrone, roterbart styrbart system i bunnhullsstrengen. 9 5/8"
forlengelsesrør er planlagt installert og sementert tilbake omtrent 400 m over settedyp
8 1/2"-brønnseksjon
Seksjonen er planlagt boret med det oljebasert borevæskesystem. Seksjonen vil bli boret ned til endelig dyp for brønnen.
Borekaks returneres til overflaten, separeres over shaker og sendes til land for behandling. Overflødig borevæske sendes til land. Datainnsamling vil bli gjennomført i henhold til eget program og brønnen vil bli plugget permanent tilbake.
Figur 3.2 viser brønnskissen for brønnen. Planlagt boredyp på 8 ½ ’’-seksjonen er 4196 m RKB MD.
Stålull Nedflanks Sidesteg 35/10-4 A
Det er en opsjon basert på resultatet av Stålull hovedløp 35/10-4 S om å bore et sidesteg for å påvise hydrokarboner i Oseberg reservoaret. 8 ½" seksjonen på Stålull vil da plugges tilbake og en vil kutte og trekke 14" foringsrør før en setter en sementplugg og borer sidesteget. Sidesteget planlegges videre med følgende seksjoner, begge planlagt med
oljebasert borevæskesystem:
14 ¾” x 17 ½ -brønnseksjon
Seksjonen vil bli boret med 14 ¾” borekrone, roterbart styrbart system og 17 ½” "underreamer" i bunnhullsstrengen.
Seksjonen er planlagt boret ut fra en sementplugg i åpent hull og ned til over settedyp av 13 3/8’’ foringsrør. 13 3/8”
foringsrør er planlagt installert og sementert tilbake omtrent 400 m over settedyp.
8 1/2"-brønnseksjon
En 8 ½" seksjon er planlagt ned til brønnens totale dyp før nødvendig datainnsamling vil bli gjennomført i henhold til eget program og brønnen vil bli plugget permanent tilbake.
Brønnskisse for planlagt brønndesign er vist i henholdsvis figur 4.2 og 4.3 for hovedbrønn og sidesteg.
Figur 3.3 viser brønnskissen for brønnen. Planlagt boredyp på 8 ½ ’’-seksjonen er 4490 m RKB MD.
Gnomoria Sidesteg 35/10-4 B
Det er en opsjon basert på resultatet av Stålull hovedløp 35/10-4 S om å bore et sidesteg for å påvise hydrokarboner i Oxfordian reservoaret. 8 ½" seksjonen på Stålull vil da plugges tilbake og en vil kutte og trekke 14" foringsrør før en setter en sementplugg og borer sidesteget. Sidesteget planlegges videre med følgende seksjoner, begge planlagt med oljebasert borevæskesystem:
12 ¼"-brønnseksjon
12 ¼" seksjonen er planlagt boret ut fra en sementplugg i åpent hull og ned til over tilstrekkelig geologisk usikkerhet over reservoaret. Et 9 5/8" foringsrør kjøres og sementeres tilbake omtrent 400 m over settedyp.
8 1/2"-brønnseksjon
En 8 ½" seksjon er planlagt ned til brønnens totale dyp før nødvendig datainnsamling vil bli gjennomført i henhold til eget program og brønnen vil bli plugget permanent tilbake.
Brønnskisse for planlagt brønndesign er vist i figur 3.4 for Gnomoria sidesteg. Planlagt totalt dyp for sidesteget er 3945 m RKB MD
.
Tabell 3.2: Oversikt over brønnseksjoner, planlagt borevæske, seksjonslengder og massebalanse for borevæske og kaks
Hull- Dybde
Seksjons-
lengde Type
Utslipp av bore- væske til sjø
Kaks generert
Kakshåndtering seksjon m (MD)
(fra-til) [m] [m3] [m3] [tonn]
36" 383-431 48
SW Polymer Mud Sweeps/Displ. Mud/kill
mud
360 32 95 utslipp til sjø
26" 431-780 349 SW sweeps/KCl/gem/pol
WBM 1200 120 359 utslipp til sjø
17x20 780-1260 480 WBM 310 97 292 utslipp til sjø
17,5 1260-
2492 1232 INNOVERT OBM 0 191 574 Til land
12 ¼" 2492-
3481 715 INNOVERT OBM 0 54 163 Til land
8 1/2" 3481-
4196 738 INNOVERT OBM 0 27 81 Til land
P&A - - INNOVERT OBM 0 - - Til land
12.25in Cont.
sidetrack
2492-
3207 715 INNOVERT OBM 0 54 163 Til land
8.5in Cont.
sidetrack
3207-
3945 738 INNOVERT OBM 0 27 81 Til land
P&A - - INNOVERT OBM 0 - - Til land
17,5 1260-
2492 1232 INNOVERT OBM 0 191 574 Til land
12.25in Cont.
sidetrack
2492-
3481 989 INNOVERT OBM 0 75 226 Til land
8.5in Cont.
sidetrack
3481-
4490 1009 INNOVERT OBM 0 37 111 Til land
P&A - - INNOVERT OBM 0 - - Til land
Totalt - 8245 - 1870 906 2717 -
4 Forbruk og utslipp av kjemikalier og kaks
4.1 Valg og evaluering av kjemikalier
Klassifiseringen av kjemikalier og stoffer i kjemikalier er gjort i henhold til gjeldende forskrifter og dokumentert i databasesystemet Nems Chemicals.
Kjemikalier benyttes i henhold til aktivitetsforskriftens rammer og miljøklassifiseres basert på HOCNF-informasjon. Alle produkter vurderes for substitusjon etter iboende fare og risiko ved bruk. Årlig avholdes substitusjonsmøter mellom Statoil og leverandører/kontraktører, her presenteres produktporteføljen og bruksområder der HMS-egenskapene er synliggjort.
På møtene gjøres opp status for tidligere vedtatte aksjoner og det diskuteres behovet for de enkelte kjemikaliene i bruk og muligheten for substitusjon fremover. Statoil vil særlig prioritere substitusjonskandidater som går til utslipp.
Substitusjonsplanene er lett tilgjengelig for lokal miljøkoordinator samt andre relevante som er knyttet til drift eller kontrakter.
4.2 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 vil bli ivaretatt. Disse kravene vil også gjelde for de
leverandører som leverer tjenester i forbindelse med boringen av brønnen. Det er utarbeidet et riggspesifikt måleprogram for Songa Delta. Måleprogrammet er en del av Statoil sitt styringssystem, ARIS.
Rapportering av forbruk og utslipp av riggkjemikalier utføres av boreentreprenør. Rapportering av forbruk og utslipp av borevæsker og sementkjemikalier utføres av den enkelte leverandør.
4.3 Omsøkte forbruks- og utslippsmengder av kjemikalier
I henhold til gjeldende regelverk søkes det om tillatelse til forbruk av svarte og røde kjemikalier og forbruk og utslipp av grønne og gule kjemikalier. Mengdene er beregnet ut fra andel svart, rødt og gult stoff i hvert av handelsproduktene. Det vises til Vedlegg A for underlag for de omsøkte mengdene. De omsøkte kjemikaliene er inndelt i bore- og
brønnkjemikalier, riggkjemikalier, sementkjemikalier og kjemikalier i lukket system.
Kjemikaliemengdene er basert på boring og tilbakeplugging av hovedbrønn og et sidesteg.
‘’Worst case’’ doseringsrater er lagt til grunn for estimering av kjemikalieforbruk. Hjelpekjemikaliene er beregnet ut fra erfaringstall av månedlig forbruk på Deepsea Bergen.
Utslipp til sjø i forbindelse med planlagt aktivitet består av:
Tabell 5.1 viser totalt omsøkte forbruks- og utslippsmengder av grønne, gule og røde kjemikalier ved boring av brønnen.
Omsøkte forbruksmengder av kjemikalier i lukkede systemer (kjemikalier uten utslipp til sjø) er gitt i kapittel 5.3.2.
Tabell 4.1 Omsøkte forbruks- og utslippsmengder ved boring av Stålull inklusiv opsjonelle sidesteg
Kjemikalietype Omsøkt forbruk
[tonn]
Omsøkt utslipp til sjø [tonn]
Total mengde grønt stoff 8727 930
Total mengde gult stoff (ekskl. Y2) 3029 30
Total mengde gult Y2 stoff 12 0,100
Total mengde rødt stoff 130 0,004
4.3.1 Omsøkt forbruk og utslipp av gule, grønne og røde kjemikalier fordelt på bruksområder
Tabell 5.2 viser estimert forbruk og utslipp av stoff i gul, grønn og rød miljøkategori fordelt på bruksområde.
Tabell 4.2 Estimert forbruk og utslipp av stoff i gul, grønn og rød miljøklassifisering fordelt på bruksområder
Bruksområde/tillatelseskategori Forbruk stoff i grønn kategori (kg)
Utslipp stoff i grønn kategori (kg)
Forbruk stoff i gul kategori (kg) Utslipp stoff i gul kategori (kg)
Forbruk stoff i rød kategori (kg)
Utslipp stoff i rød kategori (kg)
Forbruk stoff i sort kategori (kg)
104 og 100 101 102 103 104 og 100 101 102 103
Anslått i OBM 5089810 0 25220 2910520 0 0 0 0 0 0 112150 0 0
Anslått i VBM 832000 828637 21400 0 0 0 21400 0 0 0 0 0 0
Anslått i sementkjemikalier 2779117 75746 37670 20191 12498 0 346 503 100 0 371 4 0
Anslått i riggkjemikalier 25672 25658 7016 1426 0 0 6101 1374 0 0 0 0 0
Anslått mengde andre bore
og brønnkjemikalier 0 0 5978 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Kjemikalier i lukket system 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 17763 0 16237
Sum kjemikalier 8726598 930041 97284 2932138 12498 0 27847 1877 100 0 130284 4 16237
4.3.1.1 Planlagt brukte kjemikalier
En stor andel av kjemikaliene som går til utslipp er PLONOR-kjemikalier. Dette er kjemikalier som er vannløselige, bionedbrytbare, ikke-akkumulerende og/eller uorganiske, naturlig forekommende stoffer med minimal eller ingen miljøskadelig effekt. Kjemikaliene er valgt fordi de regnes som de mest miljøvennlige produktene.
De fleste produkter som planlegges benyttet i gul miljøklassifisering befinner seg i kategorien gul Y1, og anses å ha akseptable miljøegenskaper.
Vannbasert borevæske:
Samtlige produkter i borevæsken er grønne PLONOR-kjemikalier.
Oljebasert borevæske:
Totalt seks gule kjemikalier er planlagt benyttet. Det er også planlagt å benytte ett rødt kjemikalie i borevæsken (Bara FLC 513). Det vil ikke være planlagte utslipp til sjø av denne borevæsken.
Sementkjemikalier:
Det planlegges å bruke tretten kjemikalier i gul kategori, tre i Y2-kategori. De resterende kjemikaliene som er planlagt brukt er grønne PLONOR-kjemikalier. Ingen sementkjemikalier i rød kategori er planlegges brukt, men ett produkt (SA 1020) kan bli brukt, hvis sement testene viser at en ikke får en stabil sement slurry med primærkjemikaliene. Typiske primærprodukter som brukes til dette er Suspend HT og Komponent R. Tidligere brønner har vist at det kan være utfordrende å få en stabil sement slurry med høyere temperatur og trykk forhold. Dette kan være sikkerhetskritisk med tanke på å sikre gode barrierer i brønnen. Statoil anser sannsynligheten for at SA 1020 blir brukt på Stålull brønnen med sidesteg som liten og det vil være de konkrete sement testene i forkant av sement jobbene som avgjør om produktet må brukes.
Riggkjemikalier:
Det planlegges kun å benytte gule og grønne riggkjemikalier. Ingen riggkjemikalier er i Y2-kategori.
4.3.2 Omsøkt forbruk av svarte kjemikalier - Kjemikalier i lukkede systemer
Det søkes om tillatelse til bruk av svarte kjemikalier i lukket system med estimert forbruk over 3000 kg pr. år pr.
installasjon. Statoil har gjort en vurdering av hvilke hydraulikkvæsker/oljer i lukkede systemer som omfattes av krav til økotoksikologisk dokumentasjon (HOCNF) i henhold til Aktivitetsforskriften § 62. Økotoksikologisk dokumentasjon for de nevnte produkter i Tabell 5.3 er registrert i databasen NEMS Chemicals.
Forbruk av de omsøkte produktene er styrt av ulike behov og forbruket kan typisk være en funksjon av en eller flere av disse faktorene:
• Krav til garantibetingelser. Utskifting iht. et påkrevd intervall, eksempelvis 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 og lignende.
Avhending av kjemikalieproduktene ved utskifting gjøres iht. plan for avfallsbehandling for den enkelte innretning og de spesifikke krav som er gitt for avfallsbehandling.
Utskiftning av kjemikalier i lukkede system vil vanskelig kunne forutses, og det vil være mulighet for flere større utskiftninger på riggen i løpet av ett år. Omsøkt forbruk inkluderer estimert årlig forbruk på Deepsea Bergen, samt en opsjon på ytterligere forbruk av kjemikalier i svart miljøkategori som kan benyttes ved væskeutskifting av systemer. Det søkes om et forbruk på 19 000 liter som omfatter normalt årlig forbruk og en opsjon på å benytte ytterligere 15 000 liter dersom det blir nødvendig med utskiftning av alle systemene.
De omsøkte produktene er brukt i lukkede systemer og vil ikke medføre planlagte utslipp til sjø. Ved årsrapportering vil Statoil levere informasjon om faktiske forbrukte mengder av navngitte produkter.
Tabell 5.3 viser en oversikt over kjemikalier i lukkede systemer som kan få et forbruk høyere enn 3000 kg per år per installasjon.
Tabell 5.3 Kjemikalier i lukkede systemer med estimert forbruk over 3000 kg/år/installasjon
*Det er konservativt søkt om tillatelse til forbruk av 100 % svart stoff i tilfelle det skulle være ønskelig å bytte til et annet produkt ved en totalutskiftning av væsken på et større hydraulisk system. Per i dag er det ikke planlagt å bytte til andre produkter.
Svart Rød Gul Grønn Svart Rød Gul Grønn
Castrol Hyspin AWH-M 32 Hydraulikkolje Svart 12000 6,5 93,5 0 0 780 11220 0 0
Castrol Hyspin AWH-M 46 Hydraulikkolje Svart 4000 8,2 91,8 0 0 328 3672 0 0
Castrol Hyspin AWH-M 15 Hydraulikkolje Svart 3000 4,3 95,7 0 0 129 2871 0 0
Opsjon ved utskiftning Hydraulikkolje/væske Svart 15000 100 15000 0 0 0
Sum 34000 16237 17763 0 0
Forbruk stoff i kategori( kg) Handelsnavn Funksjon Miljøvurdering
Estimert årlig forbruk
(kg)
% andel stoff i kategori
4.4 Valg av borevæskesystemer og begrunnelse for bruk
Topphullsseksjonene vil bli boret før stigerør er installert. Disse seksjonene blir boret med sjøvann og høyviskøse piller med retur til havbunnen. 17 ½ ’’x 20’’- blir boret med vannbasert borevæske. Før boring av 17 ½ ’’x 20’’-seksjonen vil stigerør installeres. Ved boring med oljebasert borevæske vil borekaks separeres over shaker og sendes til land for avfallshåndtering.
Oljebasert borevæske er vurdert som den beste tekniske og sikkerhetsmessige løsningen for 14 ¾’’ x 17 ½’’-, 12 ¼’’- og 8 1/2"- seksjonenene, både i hovedbrønnen og sidestegene.
Begrunnelse for valg av oljebasert borevæske:
• 14 ¾’’ x 17 ½’’, 12 ¼’’ og 8 ½’’-seksjonene i brønnen er planlagt boret gjennom formasjoner som er kjent for å være reaktive og ustabile når boret med vannbaserte borevæskesystemer. Eksponeringstiden vil være relativt lang dersom funn i reservoarene og flere logger på kabel vil bli gjennomført. Oljebasert borevæske sørger for god inhibering, bedrer hullrensing og stabiliserer formasjonen i åpent hull. Samtidig vil den gi mindre utvasking og en tynnere filterkake som reduserer risikoen for å sette seg fast med bore- og datainnsamlingsstreng.
Begrunnelse for bruk av produkt i rød kategori i det oljebaserte borevæskesystemet:
• BaraFLC 513 er nødvendig for Filtrattap kontroll egenskapende i borevæsken. BaraFLC 513 er et produkt bestående av kryss koblede polymerer, som forholder seg stabilt over et bredt temperaturområde.
4.5 Sement-, beredskaps- og riggkjemikalier
4.5.1 Sementkjemikalier
Tabell A-3 i Vedlegg A 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 kategori.
For hovedbrønnen er det tatt høyde for 30" lederør, 20” overflaterør, 17" forlengelsesrør, 14’’ foringsrør og 9 5/8"
forlengelsesrør, skillevæsker og tilbakeplugging av brønnen. For sidestegene er det tatt høyde for sementjobb knyttet til 13 3/8’’ foringsrør og 9 5/8" forlengelsesrør (sidesteget til 35/10-4 A) og 9 5/8" foringsrør (sidesteget til 35/10-4 B) samt skillevæsker og tilbakeplugging av begge brønnene.
I forbindelse med sementjobber vil alt miksevann som er i sementeringsenheten bli pumpet inn i brønnen. Resterende belegg i tanker og rør går til sjø under rengjøring. Beregnet utslipp per vaskejobb er 300 liter kjemikalieforurenset vaskevann.
På grunn av usikkerhet i hullvolum, beregnes en ekstra sikkerhetsmargin på sementvolum som vist under:
• Lederør: 300 % av teoretisk ringromsvolum
• Overflaterør: 100 % av teoretisk ringromsvolum
• Forings- og avhengningsrør: 50% av teoretisk ringromsvolum
• Tilbakepluggingsvolum: 30% av teoretisk volum
• Tilbakeplugging av brønnen vil generere oppvaskvolum og skillevæsker som vil bli sendt til land for videre behandling.
En del av denne sikkerhetsmarginen vil gå med til å fylle opp hulrom i formasjonen. Den resterende mengden vil gå til utslipp. For utslipp til sjø regner man:
• Lederør: 50 % av teoretisk ringromsvolum
• Overflaterør: 20 % av teoretisk ringromsvolum i åpent hull
I tillegg er det lagt inn en sikkerhetsmargin på 50% på det totale forventede forbruk og utslipp.
Mindre utslipp vil skje i forbindelse med rengjøring/nedspyling av sementenhet. Vaskevannet fra denne operasjonen slippes til sjø for å unngå plugging av lukket drainsystem pga størknet sement og ytterligere kjemikaliebruk for å løse opp dette. Utslipp av sementkjemikalier i forbindelse med rengjøring av sementenhet estimeres til 1-2% av totalforbruk. Det vil også forekomme utslipp av tørrsement via ventilasjonssystemet på lagertanker i forbindelse med lasting av sement om bord på riggen, samt transport av denne under sementeringsjobber. Dette utslippet estimeres til 2% av totalt
sementforbruk.
4.5.2 Beredskapskjemikalier
Beredskapskjemikalier vil under normale forhold ikke vil bli benyttet, men kan komme til anvendelse dersom det oppstår uventede situasjoner eller spesielle problemer. Dette kan for eksempel være grunn gass, fastsittende borestreng, tapt sirkulasjon i brønn, sementforurensing osv. Forbruk av disse kjemikaliene vil gå utover det som er omsøkt av planlagte kjemikalier. Ved «normal» bruk doseres produktene inn i væsken og fortynnes slik at utslipp av kjemikaliene vil være under produktenes potensielle giftighetsnivå.
En oversikt over beredskapskjemikaliene er gitt i Vedlegg B, tabell B-1
4.5.3 Riggkjemikalier
Estimert samlet forbruk og utslipp av riggkjemikalier er gitt i kapittel 5.3.
Vaskekjemikalier
Vaske- og rensemidler brukes til rengjøring av gulvflater, dekk, olje- og fettholdig utstyr o.l. Rengjøringskjemikaliene er overflateaktive kjemikalier som har til hensikt å øke løseligheten av olje i vann. Ved vasking av dekk under boring med oljebasert borevæske vil vaskevann i skitne områder gå i lukket avløp og renses/sendes til land. Ut over dette vil brukt vaskemiddel slippes til sjø. Vaskemiddelet er vannbasert og komponentene forventes å biodegradere fullstendig i vannmassene.
En oversikt over riggvaskemiddel er gitt i App. A tabell A-4.
Gjengefett
Gjengefett vil bli brukt ved sammenkobling av borestreng og foringsrør. Ved boring med vannbasert borevæske vil overskytende gjengefett bli sluppet til sjø sammen med borevæsken som vedheng på kaks. Utslippet av gjengefett er ut i fra bransjestandard estimert til 10% av forbruket ved boring med vannbasert borevæske.
En oversikt over gjengefett er gitt i Vedlegg A tabell A-4.
BOP-væske
BOP-kontrollvæske benyttes ved trykktesting og aktivisering av ventiler og systemer på BOP (utblåsningsventil). BOP- systemet er et åpent system hvor mesteparten av forbruk går til utslipp. Produktene er vannløselige og vil umiddelbart etter utslipp distribueres fritt i vannmassene og fortynnes nedenfor NOEC (No Effect Concentration).
En oversikt over BOP-væsker er gitt i Vedlegg A tabell A-4
4.5.4 Utslipp av tørrbulk gjennom ventilasjonsliner
Ved operering av liner og pumper for intern transport på rigg, samt lasting og lossing av tørrbulk vil det fra tid til annen foregå små uunngåelige utslipp av tørrstoff gjennom ventilene. Ventilene må til tider også blåses rene når de samme linene skal brukes til ulikt tørrstoff. Disse utslippene rapporteres i dag som en del av forbruk og utslipp av borevæsker og sement.
4.5.5 Drenasje- og oljeholdig vann
Dreneringsvann fra rene områder på riggen vil bli rutet direkte til sjø. Vann fra skitne områder vil rutes til sloptank og bli renset før utslipp vha. riggens sloprenseanlegg. Vann fra såkalte ‘’skite områder’’ inkluderer vaskevann og drenasjevann fra dekk samt vaskevann generert ifm. vasking av utstyr og tanker som har inneholdt kjemikalier brukt under
operasjonen.
Ved rensing via riggen sloprenseanlegg vil oljeholdig vann med oljekonsentrasjon på mindre enn 30 mg/l bli sluppet til sjø fra renseanlegget. De resterende mengdene som ikke kan behandles ombord, vil bli sendt til land for behandling eller deponering ved godkjent anlegg. Dersom sloprenseanlegg er ute av drift, vil alt vann fra skitne områder bli sendt til land for behandling.
4.6 Utslipp av borekaks
Estimert mengde utslipp av kaks i forbindelse med boringen av 35/10-4 S Stålull med opsjonelle sidesteg er vist i kapittel 3.3.
5 Planlagte utslipp til luft
5.1 Utslipp ved kraftgenerering
Gjennomsnittlig dieselforbruk i forbindelse med kraftgenerering på Deepsea Bergen er estimert til 19 tonn per døgn, og den planlagte operasjonen har en estimert varighet på maksimalt 84 døgn dersom sidestegene blir boret. Videre planlegging av brønnen kan gi endringer i antall dager på varihet av boreprosjektet. Beregnet utslipp av klimagasser ifm.
kraftgenerering er gitt i tabell 6.1.
Norsk Olje & Gass sine standardfaktorer er benyttet for å estimere utslipp av de ulike klimagassene, med unntak av NOx- utslipp hvor standardfaktor fra særavgiftsforskriften er benyttet.
Tabell 5.1 Estimert utslipp til luft per måned og totalt for den planlagte operasjonen
Dieseldrevne motorer
Diesel CO2 NOx nmVOC SOx
Mengde
forbrukt OLF Faktor Utslipp Særavgifts-
forskriften Utslipp OLF Faktor Utslipp Utslipps-
faktor Utslipp [tonn] [tonn/tonn] [tonn] [tonn/tonn] [tonn] [tonn/tonn] [tonn] [tonn/tonn] [tonn]
Forbruk og utslipp per
døgn 18 3,17 57 0,053 1 0,005 0,1 0,000999 0,018
Anslått for 84 døgn 1512 3,17 4793 - 80 - 8 - 1,510
6 Avfallshåndtering
Norsk olje og gass sine retningslinjer for avfallsstyring vil bli benyttet i forbindelse avfallshåndtering, og en
installasjonsspesifikk avfallsplan vil bli fulgt. Konkrete sorteringsmål er styrende for avfallsarbeidet og flyterigger som opererer for Statoil er underlagt samme sorteringssystem.
Alt næringsavfall og farlig avfall, bortsett fra fraksjonene som defineres som produksjonsavfall; Kaks, brukt oljeholdig borevæske og oljeholdig slop blir håndtert av avfallskontraktøren SAR.
Avfallskontraktørene sørger for en optimal håndtering og sluttbehandling av avfallet i henhold til kontraktene. Alle aktuelle nedstrømsløsninger som velges skal godkjennes av Statoil. Avfallskontraktørene lager også et miljøregnskap for sine valgte nedstrømsløsninger. Hovedfokus for valgte nedstrømsløsninger vil være å sikre høyest mulig gjenvinningsgrad for avfallet som håndteres.
Alt avfall kildesorteres offshore i henhold til Norsk olje og gass sine anbefalte avfallskategorier. Avfall som kommer til land og ikke tilfredsstiller disse sorteringskategoriene blir avvikshåndtert og ettersortert på land. Avfallskontraktørene benyttes også som rådgivere i tilrettelegging av avfallssystemer ute på plattformene.
Egne avtaler er inngått for behandling av boreavfall (borekaks /borevæske, oljeholdig boreslop og tankvask) med borevæskekontraktørene og spesialfirma for håndtering av boreavfall. Det er også utviklet et kompensasjonsformat som skal stimulere til gjenbruk av de brukte borevæskene. Væske/slop som ikke kan gjenbrukes sendes videre til godkjente avfallsbehandlingsanlegg.
Det er en hovedmålsetning at mengde avfall som går til sluttdeponi skal reduseres. Dette skal i størst mulig grad oppnås gjennom optimalisering av materialbruk, gjenbruk, gjenvinning eller alternativ bruk av væsker og materialer innenfor en forsvarlig ramme av helse, miljø og sikkerhet, samt kvalitet.
6.1 Håndtering av borekaks
Kaks generert under boring med vannbaserte borevæskesystemer er designet for å kunne slippes til sjø. Ved boring med oljebasert borevæske vil all kaks bli separert over shaker og sendt til land.
6.2 Sanitærvann og organisk kjøkkenavfall
Vann fra sanitæranlegg behandles og slippes til sjø. Organisk kjøkkenavfall males opp på riggen før utslipp til sjø.
7 Tiltak for å redusere risiko for utilsiktede utslipp
For å redusere risiko for utilsiktede utslipp fra rigg er det satt følgende tekniske krav til riggen:
• Doble fysiske barrierer på alle linjer mot sjø
• Tankkapasitet for oljeholdig vann
• Liquid additive system (LAS) for dosering av sementkjemikalier
• System som gir god nøyaktighet og kontrollert forbruk av kjemikalier
• Alle områder hvor olje- og kjemikaliesøl kan oppstå skal være koblet til lukket drainsystem
• To uavhengige systemer for operering av slip-joint pakninger på stigerør
• Områder ved kjellerdekkshull og andre områder der utslipp normalt kan gå direkte til sjø har kant som forhindrer utslipp til sjø
8 Miljørisiko og beredskap ved akutte oljeutslipp
8.1 Innledning
8.1.1 Definisjoner og forkortelser
Sentrale ord og uttrykk som inngår i miljørisikoanalysen er kort beskrevet nedenfor:
Akseptkriterium: Verbal eller tallfestet grense for hvilket risikonivå som aksepteres.
Bestand: Gruppe av individer innen en art som befinner seg i et bestemt geografisk område i en bestemt tidsperiode (naturlig avgrenset del av en populasjon).
BOP: Blow Out Preventer
DFU: Definert fare- og ulykkessituasjon.
Grunnberedskap: 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B).
IKV: Indre Kystvakt
Influensområde: Område som med mer enn 5 % sannsynlighet vil bli berørt av et oljeutslipp, hvor det er tatt hensyn til fordeling over alle utslippsrater og -varigheter.
Korteste drivtid: 95-persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til kysten.
KYV: Kystverket
Miljø: Et ytre miljø som kan bli berørt av oljeutslipp til sjø, dvs. det marine miljø.
Miljørisikoanalyse: Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø.
Miljøskade: Direkte eller indirekte tap av liv for en eller flere biologiske ressurser på grunn av oljeutslipp som kan beskrives på individ- eller bestandsnivå. For at et oljeutslipp skal kunne gi en miljøskade må restitusjonstiden for den mest sårbare bestanden være lengre enn 1 måned.
Miljøskadekategorier: Kategorisering av miljøskader i hhv. mindre, moderat, betydelig eller alvorlig på grunnlag av restitusjonstid for den mest sårbare bestanden:Mindre: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 måned og 1 år.
Moderat: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 år og 3 år.
Betydelig: en miljøskade med restitusjonstid mellom 3 år og 10 år.
Alvorlig: en miljøskade med restitusjonstid over 10 år.
NOFO: Norsk Oljevernforening for Operatørselskap
Operasjon: En enkel, tidsbegrenset arbeidsoperasjon som kan medføre akutt utslipp, f.eks. boring av en letebrønn, som inkluderer all aktivitet fra leteriggen er på borelokasjonen til den forlater lokasjonen.
OSRL: Oil Spill Response Limited
Prioriterte områder: Til bruk i beredskapsplanleggingen er det definert arealer kalt prioriterte områder (basert på en vurdering av tidligere eksempelområder i NOFO). Disse er karakterisert ved at de ligger i ytre kystsone, har høy tetthet av miljøprioriterte lokaliteter og som også på andre måter setter strenge krav til oljevernberedskapen. Disse områdene er derfor forhåndsdefinert som dimensjonerende for oljevernberedskapen.
Ressurs eller biologisk ressurs: Levende organismer, f.eks. plankton, tang og tare, virvelløse dyr, fisk, sjøfugl og sjøpattedyr.
Restitusjonstid: Tiden det tar etter en akutt reduksjon før ressursen har tatt seg opp til (omtrentlig) normalnivået. Den akutte reduksjonen skjer (her) som følge av et oljeutslipp.
SIMA-prinsippet: Spill Impact Mitigation Assessment – metode for å sammenligne og rangere netto miljøgevinst forbundet med forskjellige bekjempelsesmetoder innen oljevern, eksempelvis oppsamling, mekanisk og kjemisk dispergering. Tilsvarer tidligere brukt NEBA-prinsippet
Størst strandet emulsjonsmengde: 95-persentilen i utfallsrommet for størst strandet mengde
VØK: Verdsatte økologiske komponenter. En VØK er en populasjon, et samfunn eller et habitat (naturområde) som:- Er viktig for lokalbefolkningen (ikke bare økonomisk), eller - Har regional, nasjonal eller internasjonal verdi, eller
- Har stor økologisk, vitenskapelig, estetisk og/eller økonomisk verdi, og som
- Vil være dimensjonerende med hensyn på gjennomføring av risikoreduserende tiltak.
8.1.2 Bakgrunn
I forkant av boringen av letebrønn 35/10-4 S Stålull er det utarbeidet en miljørisiko- og beredskapsanalyse.
Miljørisikoanalysen er gjennomført som en skadebasert helårlig analyse av DNV GL [1].
Formålet med miljørisikoanalysen er å kartlegge risikonivået for det ytre miljøet i forbindelse med boring av letebrønnen og å sammenholde risiko mot gjeldende operasjonsspesifikke akseptkriterier.
Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning. Dette skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av oljevernberedskap i forbindelse med akutte utslipp. Beredskapsanalysen for 35/10-4 S Stålull er brønnspesifikk. Aktivitetsforskriftens § 73 og Styringsforskriftens § 17 stiller krav til beregning av risiko og beredskap ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp som grunnlag for beredskapsetablering.
8.1.3 Aktivitetsbeskrivelse
Letebrønnen 35/10-4S Stålull skal bores i Nordsjøen (Figur 8-1). Vanndybden på borelokasjon er 366 m og korteste avstand til land, som er Utvær i Sogn og Fjordane, er om lag 67 km. Boringen har planlagt tidligst oppstart Q2 2018.
Brønnen er planlagt boret med den halvt nedsenkbare riggen Deepsea Bergen.
Hovedformålet med letebrønn 35/10-4S Stålull er å undersøke hydrokarbonforekomster i reservoarene Oxfordian sandstone, Tun, Lner, Oseberg og Cook. Forventet oljetype er tilsvarende som Fram, og denne oljen er benyttet som referanseolje i miljørisikoanalysen og til å dimensjonere beredskapen. Basisinformasjon for letebrønnen er oppsummert i Tabell 8-1.
Figur 8-1 Lokasjon for letebrønn 35/10-4S Stålull – avstand til land er 67 km Tabell 8-1 Basisinformasjon for letebrønn 35/10-4S Stålull
Letebrønn 35/10-4S Stålull Posisjon for DFU (geografiske koordinater) 61°08'55,52''N, 03°17'05,11''Ø
Vanndyp 366 m
Borerigg Deepsea Bergen
Planlagt boreperiode Q2 2018
Sannsynlighet for utblåsning 6,35 · 10-5 Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 25/75
Vektet utblåsningsrate Overflate: 11300 m3/døgn
Sjøbunn: 11000 m3/døgn
Oljetype (tetthet) Fram olje (850 kg/m3)
Maksimal varighet av en utblåsning (tid til boring av avlastningsbrønn)
63 døgn
8.2 Miljørisiko
8.2.1 Metodikk
En fullstendig miljørisikoanalyse består av en sammenstilling av sannsynlighet for utslippshendelser og potensiell miljøskade relatert til disse. Oljedriftsmodeller gir innspill til beregning av skadeomfang på utvalgte Verdsatte Økologiske Komponenter (VØK’er) i influensområdet. Metodikk samt begrepsdefinisjoner er beskrevet i Norsk olje og gass sin veiledning for miljørettede risikoanalyser [2].
Miljørisiko uttrykkes ved sannsynlighet for skade på bestander eller kystområder. Skade er definert i form av restitusjonstid og graden av skade er inndelt i fire kategorier: mindre (<1 års restitusjonstid), moderat (1-3 års
restitusjonstid), betydelig (3-10 års restitusjonstid) og alvorlig (>10 års restitusjonstid) miljøskade. Miljørisikoen er vist som prosentandel av de operasjonsspesifikke akseptkriteriene i hver av skadekategoriene mindre, moderat, betydelig og alvorlig.
I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av letebrønn 35/10-4S Stålull benyttes Statoils akseptkriterier for
operasjonsspesifikk miljørisiko vist i Tabell 8-2. Statoils akseptkriterier er fastsatt på grunnlag av hovedprinsippet om at:
"Restitusjonstiden etter en miljøskade for den mest sårbare bestanden skal være ubetydelig i forhold til forventet tid mellom slike miljøskader".
Tabell 8-2 Statoils akseptkriterier for miljørisiko Miljøskade Feltspesifikk
risiko per år:
Installasjonsspesifikk risiko per år:
Operasjonsspesifikk risiko per operasjon:
Mindre < 2 x 10-2 < 1 x 10-2 < 1 x 10-3
Moderat < 5 x 10-3 < 2,5 x 10-3 < 2,5 x 10-4 Betydelig < 2 x 10-3 < 1 x 10-3 < 1 x 10-4
Alvorlig < 5 x 10-4 < 2,5 x 10-4 < 2,5 x 10-5
8.2.2 Type operasjon og utslippssannsynlighet
Det er gjennomført en brønnspesifikk risikoanalyse (Well Risk Assessment) for letebrønn 35/10-4S Stålull, fasilitert av DNV GL [11]. Stålull er en letebrønn hvor det forventes å finne olje. Brønnen skal bores i et velkjent område der Statoil og andre operatører tidligere har boret flere brønner, og brønnen er den fjerde brønnen på rad riggen Deepsea Bergen skal bore for Statoil. Resultatet av den brønnspesifikke risikoanalysen ga en utblåsningssannsynlighet på 6,35 x 10-5.
Dette er omlag 50 % lavere enn en generisk utblåsningssannsynlighet for en wildcat leteboring (Lloyd’s, 2017).
Brønnen er planlagt boret med Deepsea Bergen, som er en halvt nedsenkbar flyterigg som vil bli holdt på plass ved ankring. Sannsynligheten for utblåsning fordelt på utslippspunkt er satt til 25 % for overflateutblåsning og 75 % for sjøbunnsutblåsning.
Sannsynlighet for overflateutblåsning: 0,25 · 6.35 · 10-5 = 1.59 · 10-5 Sannsynlighet for sjøbunnsutblåsning: 0,75 · 6.35 · 10-5 = 4.76 · 10-5
8.2.3 Utblåsningsrater og –varigheter
Ratefordelingen for letebrønn 35/10-4S Stålull er presentert i Tabell 8-3. Vektet rate er henholdsvis11300 og 11100 m3/d for overflate og sjøbunnsutblåsning [3].
Tabell 8-3 Utblåsningsrater og –varighet med tilhørende sannsynligheter for letebrønnen 35/10-4S Stålull Utblåsnings
-lokasjon
Fordeling Overflate/
Sjøbunn (%)
Rate (Sm3/d)
Sannsynlighet for rater (%)
Varigheter (døgn) og sannsynlighetsfordeling (%)
2 5 14 35 63
Overflate 25
1300 20
52 19 14 5 10
4700 10
12000 10
15400 20
15800 40
Sjøbunn 75
1300 20
40 19 18 8 15
4600 10
11800 10
15100 20
15400 40
Tid for boring av avlastningsbrønn er basert på operasjonelle og brønnspesifikke forhold og inkluderer tid til avgjørelser, mobilisering av rigg, transitt, oppankring, boring, geomagnetisk styring og dreping av brønnen. Tid til boring av
avlastningsbrønn er basert på vurderinger fra prosjektet og beregnet vha. Monte Carlo-simuleringer. For 35/10-4S Stålull er maksimal utblåsningsvarighet beregnet til 63 døgn.
8.2.4 Oljetype
Forventet hydrokarbonfunn for 35/10-4S Stålull er beregnet til å være olje med tilsvarende egenskaper som Fram olje (850 kg/m3). Fram råolje er en parafinsk råolje og har en middels tetthet (850 kg/m3) med et middels asfalten- og voksinnhold som resulterer i en relativt høy fordampning. Fram råoljen kan bli gjenværende på havoverflaten over lengre tid på grunn et raskt vannopptak og høy viskositet. Ved høy sjø (15 m/s) kan derimot oljen forsvinne fra overflaten i løpet av to dager [4]. Fram olje har redusert potensiale for kjemisk dispergering.
Oljedriftsimuleringene for letebrønnen 35/10-4S Stålull er utført med Fram olje, og samme olje er benyttet for dimensjonering av beredskap.
Tabell 8-4 Egenskaper for Fram olje
Parameter Fram olje [4]
Oljetetthet (kg/m3) 850
Maksimalt vanninnhold (vol %) 80
Voksinnhold (vekt %) 5,3
Asfalteninnhold (harde) (vekt %) 0,11 Viskositet, fersk olje (13 ºC) (cP) 69
Forvitringsegenskapene til Fram olje er oppsummert i Tabell 8-5, og er hentet fra forvitringsstudier gjennomført for oljetypen [4]. Fram har redusert potensiale for bruk av dispergeringsmidler.
Tabell 8-5: Fram olje, forvitringsegenskaper ved 2 og 12 timer for definerte vinter- og sommerforhold
Timer Parameter – Fram olje Vinter,
5 ºC 10 m/s vind
Sommer, 15 ºC 5 m/s vind
2 timer
Fordampning (%) 16 14
Nedblanding (%) 4 0
Vanninnhold (%) 49 35
Viskositet av emulsjon (cP) 1610 583
Gjenværende olje på overflate (%) 79 84
12 timer
Fordampning (%) 22 21
Nedblanding (%) 18 1
Vanninnhold (%) 67 72
Viskositet av emulsjon (cP) 4610 2020
Gjenværende olje på overflate (%) 59 76
8.2.5 Oppsummering av miljørisiko
Resultater fra oljedriftsimuleringer og miljørisikoanalysen er oppsummert for letebrønn 35/10-4S Stålull i dette kapittelet.
For alle resultater refereres det videre til miljørisikoanalysen [1].
8.2.5.1 Resultater fra oljedriftsimuleringer
Oljedrift og forvitring av oljen er modellert med modellen OSCAR (MEMW versjon 7.0.1). Strøm- og vinddata som er benyttet i analysen er henholdsvis SVIM (2002-2011) og NORA10 (2002-2011). Det er modellert for værforhold gjennom hele året. Influensområdene for olje på havoverflaten, i vannkolonnen og akkumulert på strandlinjen består av alle 10 x 10 km kartruter som har mer olje enn en viss grenseverdi i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene. Grenseverdiene som er benyttet er 0,01 tonn/km2 for sjøoverflaten, 50 ppb THC (Total Hydrocarbon Concentration) for vannkolonnen, og 0,01 tonn/km for strandlinjen. Influensområdene er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Effekt av oljevernberedskap er ikke inkludert i oljedriftsmodelleringen.
Oljedriftsstatistikk fra modellerte overflate- og sjøbunnsutblåsninger i influensområdene er presentert på rutenivå (10 x 10 km ruter) for sesongene vår, sommer, høst og vinter i Figur 8-2 til Figur 8-5. Sesongene vår, sommer, høst og vinter er fordelt som følger: vår; mars-mai, sommer; juni-august, høst; september-november, vinter; desember-februar.
Resultatene for både overflate- og sjøbunnsutblåsning viser at oljen i stor grad fordeles rundt utblåsningspunktet i sentrale deler av Norskehavet, men at oljen trekkes nordover med Kyststrømmen uavhengig av sesong. Oljen spres og
Figur 8-2 Sesongvise forventede treff av oljemengder (≥ 5 % treff av > 1 tonn olje) i 10×10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønn 35/10-4S. Forventet treff av olje er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av en enkelt
oljeutblåsning, men er det området som berøres i ≥ 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong
Figur 8-4 Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i 10×10 km kystruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønnen 35/10-4S i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i ≥ 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong.
Strandingsstatistikken for all oljeberørt kyst viser høy sannsynlighet for stranding, med størst strandningssannsynlighet i øyområdene oppover langs kysten fra Smøla til Froan (5-100 % treffsannsynlighet). Korteste drivtid til land er 3 døgn i høst- og vintersesongen (95-persentil) og største strandingsmengde er 142870 tonn oljeemulsjon langs kysten i sommersesongen (95-persentil). 10 av Statoils 36 prioriterte områder har mer enn 5 % sannsynlighet for stranding.
Korteste drivtid (95-persentil) inn til et prioritert område er 4 døgn (Atløy-Værlandet om i vintersesongen). Alle simuleringene for overflate- og sjøbunnsutblåsning er lagt til grunn for tallene presentert i Tabell 8-6 og Tabell 8-7.
Tabell 8-6 Største strandingsmengder av oljeemulsjon og korteste drivtid til den norske kystlinje gitt en utblåsning fra letebrønn 35/10-4S (95-persentil)
Størst mengde strandet emulsjon (tonn) Korteste drivtid (døgn)
Årstid Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter
90231 142870 106887 102638 5 5 3 3
Tabell 8-7 Korteste drivtid og maksimalt strandet mengde inn til prioriterte områder med kortere drivtid enn 20 døgn (95-persentiler)
Prioritert område
Maksimal mengde strandet emulsjon
(tonn) Korteste drivtid (døgn)
Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter
Frøya og Froan 19800 22130 18536 17850 15 11 9 10
Smøla 8769 11732 7898 7748 12 10 8 9
Sandøy 4360 4986 3694 3472 14 11 8 8
Vigra-Godøya 4445 7333 4048 2921 13 10 7 8
Runde 5301 7651 5495 4263 9 9 5 6
Stadtlandet 7235 12263 9020 7109 6 8 5 4
Sverslingsosen- Skorpa 3923 5649 5666 6694 8 8 6 5
Atløy-Værlandet 4765 7835 6952 6095 7 6 5 4
Ytre Sula 3018 3909 4467 4202 11 10 6 6
Onøy-Øygarden 1632 790 625 752 26 38 25 15
Resultatene av konsentrasjonsberegningene rapporteres vanligvis som totale konsentrasjonsverdier av olje (THC) i de øverste vannmassene, det vil si det skilles ikke mellom dispergert olje og løste oljekomponenter. Oljen i vannmassene vil i hovedsak skrive seg fra olje som blandes ned i vannmassene fra drivende oljeflak (naturlig dispergering som følge av vind og bølger). Nedblanding av oljen fra overflaten beregnes på basis av oljens egenskaper og den rådende
sjøtilstanden. Figur 8-6 viser helårlige THC konsentrasjoner i vannsøylen gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 35/10-4.
Resultatene av modelleringen viser at fullt utfallsrom (dvs. alle rate- og varighetskombinasjonene) gir moderate THC- konsentrasjoner i vannsøylen. Både en overflate- og en sjøbunnsutblåsning gir i all hovedsak THC konsentrasjoner mindre enn 100 ppb, men med et begrenset område (hhv. 4 og 5 ruter) nær brønnlokasjonen med THC konsentrasjoner på 100-300 ppb. 58 ppb regnes som nedre effektgrense for skade på fiskeegg og – larver.
Figur 8-6 Maksimale tidsmidlede THC konsentrasjoner i vannsøylen gitt en overflateutsblåsning (venstre) og en sjøbunnsutblåsning (høyre) fra letebrønn 35/10-4 vist årlig. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor året.
8.2.5.2 Oppsummering av resultater fra miljørisikoanalysen
Det er analysert for potensielle effekter på flere pelagiske (sjøfugl på åpent hav) og kystnære sjøfuglarter, sel, fisk og strandhabitater. Analysen er utført for hele året og presentert per måned. Sesongvise fremstillinger finnes i den fulle miljørisikoanalysen [1].
Miljørisiko uttrykkes ved sannsynlighet for skade på bestander eller kystområder kombinert med frekvens for utblåsning.
For bestander; pelagisk og kystnær sjøfugl, og marine pattedyr presenteres risikoen på artsnivå mens for kysthabitat presenteres de 10 rutene (10 × 10 km) med høyest utslag. Miljørisikoen presenteres per måned eller per sesong. De sesongvise verdiene tilsvarer måneden med høyest innslag innenfor en gitt sesong, og viser et vektet bilde for overflate- og sjøbunnsutblåsning. Risikoen presenteres som prosentvis andel av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier.
Miljørisiko er beregnet uten å ta hensyn til konsekvensreduserende effekt av oljevern.
Høyeste beregnet miljørisiko gjennom året er 85 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier.
8.2.5.3 Miljørisiko for pelagisk sjøfugl
Miljørisiko for pelagisk sjøfugl er presentert i Tabell 8-8 for alle berørte arter i hver sesong. Høyeste beregnet miljørisiko er 85 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for skadekategori Alvorlig for alkekonge i vintersesongen. Merk at de sesongvise verdiene tilsvarer måneden med høyest innslag innenfor en gitt sesong. For dimensjonerende miljørisiko i de ulike månedene gjennom året vises det til figur 8-7. Høyest beregnet miljørisiko innenfor hver miljøskadekategori, som andel av akseptkriteriet, er som følger:
• 3 % av akseptkriteriet for Mindre miljørisiko (gråmåke – høst og vinter, havsule – høst, svartbak – høst og vinter).
• 12 % av akseptkriteriet for Moderat miljørisiko (havsule – høst).
• 24 % av akseptkriteriet for Betydelig miljørisiko (alkekonge- høst og vinter, lomvi - høst).
• 85 % av akseptkriteriet for Alvorlig miljørisiko (alkekonge- vinter).
Miljørisiko for pelagiske sjøfugl er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. For mer utfyllende resultater se appendiks F i miljørisikoanalysen [1].
