Utslippssøknad Svanefjell
Innholdsfortegnelse
1 Sammendrag 1
2 Innledning 2
2.1 Generelt om lisensen, målsetning med boringen og søknadens omfang 2
2.2 Spesielle aspekt ved denne søknaden 4
2.3 Forkortelser 4
3 Overordnet ramme for aktiviteten 5
3.1 Geografisk lokasjon 5
3.2 Havbunnsundersøkelser og sårbar bunnfauna 6
4 Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier 7
4.1 Sammendrag av omsøkte utslip til sjø 7
4.2 Boring, brønndesign og borekjemikalier 7
4.3 Sementeringskjemikalier 10
4.4 Brønntestkjemikalier 10
4.4.1 Begrunnelse av behov for brønntest 11
4.4.2 Vasketog/brønnopprensingskjemikalier 11
4.4.3 Testkjemikalier 11
4.5 Hjelpe-/riggkjemikalier 12
4.5.1 Riggvaskemiddel 12
4.5.2 BOP væske 12
4.5.3 Gjengefett 12
4.5.4 Kjemikalier i lukket system 13
4.5.5 Kjemikalier i brannvannsystemer 13
4.6 Beredskapskjemikalier 13
4.7 Andre forbruk og utslipp 14
4.7.1 Rensing og utslipp av oljeholdig vann 14
4.7.2 Sanitærvann og organisk kjøkkennavfall 14
5 Utslipp til luft 15
5.1 Utslipp til luft fra kraftgenerering 15
5.2 Utslipp til luft fra brønntesting 15
6 Avfallshåndtering 16
7 Miljøvurdering av planlagte utslipp 17
7.1 Borevæske og kaks 17
7.2 Sementeringskjemikalier 17
7.3 Riggspesifikke kjemikalier 18
7.4 Utslipp av oljeholdig vann 18
8 Miljørisiko og beredskap 19
8.1 Akseptkriterier 19
8.2 Inngangsdata for analysene 19
8.2.1 Lokasjon og tidsperiode 19
8.2.2 Egenskaper til oljen 20
8.2.3 Viktige parametere for å evaluere miljørisiko 20
8.2.4 Sannsynlighet for utblåsning 21
8.2.5 Utblåsningsrater og -varigheter 22
8.3 Naturressurser som er inkludert i miljørisikoanalysen 23
8.4 Drift og spredning av olje 25
8.5 Vurdering av miljørisiko 27
8.5.1 Konsekvensberegninger 27
8.5.2 Miljørisikonivå 28
8.5.3 Oppsummering av miljørisiko forbundet med aktiviteten 29
8.6 Beredskap mot akutt forurensning 29
8.6.1 Analyse av dimensjoneringsbehov 29
8.6.2 Beredskapsstrategi 31
8.6.3 Forslag til beredskap mot akutt forurensning 31
8.6.4 Systemer for å oppdage utslipp 31
9 Miljøforbedrende tiltak 33
9.1 Kjemikalier og substitusjon 33
9.2 Spillvann og slopvann 33
9.3 Utslipp til luft 34
9.4 Logistikk 34
10 Kontroll, måling og rapportering 35
11 Referanser 36
12 Vedlegg 38
12.1 Kjemikalietabeller 38
12.2 Oversikt over beredskapskjemikalier 43
Oversikt over figurer
2.1 Kart som viser PL 659 med Svanefjell prospektet og andre referansebrønner. ... 3
2.2 Boreriggen Deepsea Stavanger ... 3
3.1 Lokalisering av avgrensningsbrønn Svanefjell i Barentshavet... 5
4.1 Skjematisk oversikt over avgrensningsbrønnen... 9
8.1 Forventede treff av oljemengder (≥ 5 % treff av > 1 tonn olje) i 10×10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønn 7221/12-1 i vår- og sommersesongen. ... 26
8.2 Forventede treff av oljemengder (≥ 5 % treff av > 1 tonn olje) i 10×10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 7221/12-1 i vår- og sommersesongen... 26
8.3 Lokasjon av eksempelområdene langs Norskekysten. Letebrønn 7221/12-1 Svanefjell er merket med gul stjerne... 27
8.4 Beregnet sesongvis miljørisiko for alle VØK-kategoriene lagt til grunn i analysen for letebrønn 7221/12-1 Svanefjell. Verdiene er oppgitt som prosent av Aker BPs operasjonsspesifikke akseptkriterier. ... 28
Oversikt over tabeller
2.1 Lisenshavere i PL 659. ... 2
2.2 Forklaring av forkortelser. ... 4
3.1 Havdyp og avstander fra Svanefjell avgrensningsbrønn. ... 5
3.2 Koordinater for Svanefjell avgrensningsbrønn. ... 5
4.1 Oversikt over omsøkte kjemikalier per bruksområde og fargekategori... 7
4.2 Oversikt over brønnseksjoner, planlagt borevæske, seksjonslengder og massebalanse for borevæske og kaks. ... 9
4.3 HOCNF-pliktige kjemikalier i lukket system på Deepsea Stavanger... 13
5.1 Utslipp til luft fra kraftgenerering og brønntesting... 15
8.1 Aker BPs operasjonsspesifikke akseptkriterier for forurensning, uttrykt som akseptabel grense for miljøskade innen gitte miljøskadekategorier. ... 19
8.2 Inngangsdata og basisinformasjon for avgrensningsbrønn 7222/10-1... 20
8.3 Sammenstilling av parametere for avgrensningsbrønn 7222/10-1 og letebrønn 7221/12-1... 21
8.4 Rate- og varighetsfordeling med tilhørende sannsynligheter for overflate- og sjøbunnsutblåsning for letebrønn 7221/12-1. ... 22
8.5 Rateberegninger for brønn 7222/10-1 gitt en overflateutblåsning (øverst) eller sjøbunnsutblåsning (nederst). ... 23
8.6 Utvalgte VØKer sjøfugl for miljørisikoanalysen for avgrensningsbrønn 7222/10-1. ... 24
8.7 Beregnet systembehov for overflateutblåsning fra avgrensningsbrønn 7222/10-1. Beregningene for barriere 1a er basert på den oljemengden som, basert på forvitringsegenskapene til Wisting Central råolje, tilflyter barrieren. For barriere 1b er det beregnet systembehov på samme måte, men gitt at barriere 1a er operativ... 30
8.8 Beregninger av responstider for oljevernfartøy til brønn 7222/10-1 i PL 659 for OR- og slepefartøy. ... 30
9.1 Substitusjonsliste for operasjonen. ... 33
12.1 Oversikt over forbruk og utslipp av vannbasert borevæske ... 39
12.2 Oversikt over forbruk og utslipp av sementkjemikalier ... 40
12.3 Oversikt over forbruk og utslipp fra brønntesting... 41
12.4 Oversikt over forbruk og utslipp av hjelpekjemikalier ... 42
12.5 Oversikt over beredskapskjemikalier ... 43
1 Sammendrag
Aker BP søker om tillatelse til virksomhet i forbindelse med boring av en avgrensningsbrønn i PL 659 i midtre del av Barentshavet ca. 168 km nord for Hammerfest. Brønn navnet er Svanefjell avgrensingsbrønn 7222/10-1, og den ligger om lag 88 km nord for ENIs Goliat-felt. Vanndypet i området er om lag 357 m. Formålet med brønnen er å undersøke hydrokarbonpotensialet i sandstein av trias alder.
Aker BP har tidligere søkt om tillatelse til virksomhet i forbindelse med boring av en letebrønn på Svanefjell i PL 659, brønn 7221/12-1. Denne er lokalisert ca 9 km nordvest for
avgrensningsbrønnen.
Brønnen er planlagt boret med tre seksjoner til et totalt dyp (MD) på ca. 423 m. Det skal benyttes sjøvann og bentonitt i topphull-seksjonene uten installert stigerør og vannbasert borevæske i den nederste seksjonen. Brønnen vil bli permanent plugget og forlatt. Dersom man finner
hydrokarboner vil det bli vurdert å gjennomføre en brønntest. Tidligste planlagte borestart er 15.
april 2018. Boreriggen Deepsea Stavanger skal brukes til boringen.
Søknaden omfatter utslipp av totalt 116 tonn gule kjemikalier og 1527 tonn grønne kjemikalier. Gul andel utgjør ca. 7 % av det totale planlagte utslippet til sjø. I tillegg er det planlagt med bruk av et rødt gjengefett på connector og et teoretisk utslipp av 6 kg av dette. Utslipp til luft er estimert til 9349 tonn CO2 for hele operasjonen.
Aker BP har vurdert det totale utslippet av kjemikalier til å ha minimal påvirkning på det ytre miljø.
Kjemikaliene vil spres og fortynnes i vannsøylen, og vil være nedbrutt etter relativt kort tid. Ingen av kjemikaliene som vil gå til utslipp har bioakkumulerende egenskaper. Oppsummering av kjemikalier som inngår i søknaden fremgår av kapittel 4. En total oversikt over planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier er vist i tabellene i Vedlegg 12.1.
Total mengde generert borekaks er beregnet til ca. 58 m3, og dette vil bli sluppet til sjø.
Det er utført borestedsundersøkelse rundt lokasjonen i 2017. Havbunnen består av leire, sand, grus og noe grovere material samt større steiner. Ingen sårbar bunnfauna som koraller er observert. Noen svamper forekommer spredt som enkeltindivider.
Det er gjennomført en miljørettet risiko- og beredskapsanalyse for Svanefjell avgrensningsbrønn basert på en referansebasert metode. Anbefalt beredskapsløsning er 2 NOFO-system i barriere 1a og 1b (felt/hav) med krav til 9 timer responstid for første system og fullt utbygd barriere innen 24 timer (alle sesonger). Dette er samme systemkrav som for letebrønnen. NOFO disponerer 10 oljevernsystemer for kyst som er tilgjengelige innen 5 døgn.
Aker BP vurderer miljørisikoen ved boring av avgrensningsbrønnen på Svanefjell til å være akseptabel.
1 av 43 1 Sammendrag
2 Innledning
2.1 Generelt om lisensen, målsetning med boringen og søknadens omfang
I henhold til norsk lovverk søker Aker BP om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven ved boring av avgrensningsbrønn på Svanefjell. Svanefjell ligger i lisens PL 659, og brønnen er lokalisert 88 km nord for Goliatfeltet i midtre del av Barentshavet. Nærmeste sted på land er Hammerfest som ligger omlag 168 km sørover. Primært formål med avgrensningsbrønnen er å påvise hydrokarboner i Svanefjell-prospektet, i sandstein av trias alder. Svanefjell-prospektet er definert av en 4-veis lukning med en mulig stratigrafisk komponent. Ved funn (og dersom en olje- vannkontakt ikke påvises i hovedbrønnen (7221/12-1)), vil en nedflanks avgrensningsbrønn (7222/10-1) bli vurdert boret for å påvise en mulig olje-vannkontakt. Denne søknaden gjelder for avgrensningsbrønnen.
Utslippssøknaden for hovedbrønnen (letebrønnen) ble oversent Miljødirektoratet 1.12.2017 (AkerBP-UT-2017-0460). Videre ble det oversendt et tillegg den 22.12.2017 (AkerBP-
UT-2017-0460-del2) som viser til endret boretidspunkt og kvalitative vurderinger rundt miljørisiko samt ny informasjon om borevæskesystemet PerformaDril.
Utvinningstillatelse 659 ble tildelt 3.2.2012 (i TFO2011), og en oversikt over lisenshaverne er vist i Tabell 2.1. Det foreligger ingen spesielle vilkår i tildelingslisensen som er relevant for søknaden (OED, 2012).
Et områdekart for den planlagte brønnen sammen med andre referansebrønner er vist i Fig. 2.1.
Aker BP (tidligere Det norske) gjennomførte i 2014 en leteboring i samme området, på Langlitinden.
Det er utført ny borestedsundersøkelse av Fugro sommeren 2017 (Fugro, 2017). Havbunnen bestod av leire, sand, grus og noe grovere material samt større steiner. Ingen sårbar bunnfauna som koraller ble observert. Spredt forekomst av enkelte svamp ble sett. Undersøkelsen har også vist at det er lav sannsynlighet for å påtreffe grunn gass der.
Selskap Andel (%)
Aker BP ASA 50,00
Petoro 30,00
Lundin 20,00
Tabell 2.1 Lisenshavere i PL 659.
Brønnen vil bli boret med den halvt nedsenkbare 6. generasjons boreriggen Deepsea Stavanger, se Fig. 2.2. Riggen, som eies og opereres av Odfjell Drilling, ble bygget i 2010 og er klasset i DNV.
Denne søknaden er utarbeidet i henhold til aktivitetsforskriften, forurensningsloven med tilhørende forskrifter, HMS-forskriftene for petroleumsvirksomheten og Miljødirektoratet sine retningslinjer for søknad om tillatelse til virksomhet. Den omfatter:
• Forbruk og utslipp av kjemikalier. Omfatter borevæske, sementkjemikalier, brønntesting, riggspesifikke kjemikalier og kjemikalier i lukket system, samt slopbehandlings- og
borevæske i topphullseksjonene.
• Utslipp til luft. Omfatter avgasser i forbindelse med kraftgenerering og brønntesting.
• Avfallshåndtering. Omfatter generelt avfall (næringsavfall), borerelatert avfall og eventuelt farlig avfall fra riggen.
• Miljøvurdering av planlagte utslipp. Omfatter en overordnet vurdering av utslippene.
• Miljørisiko og beredskap (oljevern). Omfatter miljørisiko for natur- og miljøressurser og anbefalt beredskapsløsning og -krav.
• Miljøforbedrende tiltak. Omfatter oversikt over forbruks- og utslippsreduserende tiltak som er etablert på riggen samt miljørisikoreduserende tiltak.
• Kontroll, måling og rapportering. Omfatter rutiner og verktøy for måling og rapportering av forbruk og utslipp.
Fig. 2.1 Kart som viser PL 659 med Svanefjell prospektet og andre referansebrønner.
Fig. 2.2 Boreriggen Deepsea Stavanger
3 av 43 2.1 Innledning
2.2 Spesielle aspekt ved denne søknaden
Svanefjell avgrensningsbrønn ligger ca 9,2 km sørøst for hovedbrønnen. Det er mange likheter ved avgrensingsbrønnen og hovedbrønnen, og de er planlagt boret rett etter hverandre. Riggen som skal brukes er den samme, og det er Deepsea Stavanger. Begge brønnene dekkes også av samme havbunnsundersøkelse.
Denne søknaden henviser til utslippssøknaden for hovedbrønnen der hvor det er hensiktsmessig.
Videre er det i kjemikaliekapitlene henvist til likheter og ulikheter mellom de to søknadene.
ALARP As Low As Reasonably Practicable (så lavt som praktisk mulig) BAT Best Available Technology (beste tilgjengelige teknologi) BOP Blow-out Preventer (utblåsningsventil)
DNV GL Det Norske Veritas Germanischer Lloyd
DST Drillstem test
FPSO Floating, production, storage and offloading unit (innretning) Hi-Vis High Viscocity skimmer (for oljer med høy viskositet) Hi-Wax High Wax skimmer (for oljer med høyt voksinnhold) HOCNF Harmonised Offshore Chemical Notification Format
IR Infrarød
IUA Interkommunale utvalg mot akutt forurensning
MD Measured Depth
MEG Monoetylenglykol
MIRA Metode for Miljørettet Risikoanalyse MSL Mean Sea Level (havoverflaten) NINA Norsk Institutt for Naturforskning
NOFO Norsk oljevernforening for operatørselskap NOV National Oilwell Varco
OBM Oil Based Mud (oljebasert borevæske)
OR-Scanner Systemer for oljeoppsamling, med DNV "Oil Recovery" klasse
OSCAR Oil Spill Contingency And Response Model (SINTEF oljedriftsimuleringsmodell P&A Plug and Abandon (permanent tilbakeplugging)
PL Produksjonslisens
PLONOR Pose Little or No Risk to the Marine Environment PPM Parts Per Million
RKB Rotary Kelly Bushing (referansedyp fra boredekk)
ROV Remotely Operated Underwater Vehicle (fjernstyrt undervannsfarkost) SVO Særlig verdifulle områder
TD Total Depth
THC Total Hydrocarbons
TVD Total Vertical Depth
WBM Water Based Mud (vannbasert borevæske)
Tabell 2.2 Forklaring av forkortelser.
2.3 Forkortelser
3 Overordnet ramme for aktiviteten
Forskrift om helse, miljø og sikkerhet i petroleumsvirksomheten (rammeforskriften) § 11 beskriver prinsippene for risikoreduksjon. Miljølovgivningen sier at skade eller fare for skade på det ytre miljø skal forhindres eller begrenses så langt mulig. Prinsippene for risikoreduksjon sier at risikoen for miljøskade deretter skal reduseres ytterligere så langt det er mulig.
Aker BPs miljøpolitikk er en del av det overordnede styringssystemet for selskapet. Viktigste miljømål er å unngå skade på miljøet gjennom å integrere hensynet til miljø i alle selskapets aktiviteter. For boreaktivitetene er det også etablert operasjonsspesifikke akseptkriterier for miljørisiko knyttet til større oljeutslipp i samsvar med etablert praksis blant operatører på norsk sokkel. Slike større oljeutslipp er dimensjonerende hendelser som danner grunnlaget for analyse av behov for oljevernberedskap.
Svanefjell avgrensningsbrønn er lokalisert i Barentshavet ca. 168 km nordvest for Hammerfest.
Nærmeste produserende felt er Goliat, som ligger 88 km sør for Svanefjell. Andre produserende felt i nærheten er Snøhvit. Havdyp og avstander fra Svanefjell er oppsummert i Tabell 3.1, og koordinatene for Svanefjell er vist i Tabell 3.2. Fig. 3.1 viser lokasjonen i et kartutsnitt.
3.1 Geografisk lokasjon
Lokalisering Havdyp og Avstander
Vanndyp 357 m
Avstand til land 168 km til Hammerfest, 183 km til Honningsvåg
Nærmeste innretninger 88 km til Goliat
Avstand til nærmeste SVO 100 km til SVO kyst
Tabell 3.1 Havdyp og avstander fra Svanefjell avgrensningsbrønn.
ED50 UTM Zone 34
Breddegrad 72º 05’ 48.192’’ N Nord/sørkoordinat 8 000 324.0 m
Lengdegrad 22º 09’ 44.920’’ E Øst/vestkoordinat 539 886.0 m
Tabell 3.2 Koordinater for Svanefjell avgrensningsbrønn.
Fig. 3.1 Lokalisering av avgrensningsbrønn Svanefjell i Barentshavet
5 av 43 3 Overordnet ramme for aktiviteten
3.2 Havbunnsundersøkelser og sårbar bunnfauna
Det henvises til utførlig beskrivelse av havbunnsundersøkelser i utslippssøknad for hovedbrønnen (AkerBP-UT-2017-0460).
4 Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier
4.1 Sammendrag av omsøkte utslip til sjø
For boring av Svanefjell avgrensningsbrønn vil utslipp til sjø bestå av:
• Bore- og brønnkjemikalier (vannbasert borevæske- og sementeringskjemikalier)
• Riggkjemikalier (hjelpekjemikalier som riggvaskemiddel, gjengefett, BOP væske)
• Kjemikalier relatert til potensiell brønntest
• Andre utslipp (drenasjevann, borekaks, sanitærvann og organisk kjøkkenavfall)
Dette er samme type kjemikalier som beskrevet i utslippssøknaden for hovedbrønnen (AkerBP- UT-2017-0460).
Riggen drives med kjemikalier i grønn, gul, rød og svart kategori. Kjemikalier i svart kategori benyttes i lukkede systemer og vil ikke gå til utslipp.
De kjemikaliene som er valgt for bruk er vurdert ut fra tekniske kriterier og HMS-egenskaper.
Kjemikaliene som er planlagt sluppet ut i forbindelse med boreoperasjonen er vurdert å ha miljømessig akseptable egenskaper i grønn eller gul kategori. Et gjengefett som inneholder stoff i rød kategori er påført connector som kobles til BOP. Det er ikke planlagt med utslipp av dette produktet, men siden connector vil være i kontakt med sjøvann er det konservativt satt opp et utslipp på 10 % av forbruksmengden. Totalt omsøkt forbruk og utslipp av grønne, gule og røde kjemikalier per bruksområde er vist i Tabell 4.1.
Tabell 4.1 Oversikt over omsøkte kjemikalier per bruksområde og fargekategori.
Søknaden omfatter forbruk og utslipp av kjemikalier for boring av en avgrensningsbrønn, kjerneprøvetaking og brønntesting. Det vil bli tatt en fast kjerne uavhengig om det blir påvist hydrokarboner eller ikke. Det er planlagt å permanent plugge brønnen før den forlates. Varighet av operasjonen er estimert til opp mot 40 dager, og det inkluderer da boring og prøvetaking samt brønntesting. Tidligste planlagte borestart er 15. april 2018.
4.2 Boring, brønndesign og borekjemikalier
Brønnen planlegges boret i følgende sekvens:
• Bore 42'' x 36" seksjonen
• Sette 36" og 30'' lederør
• Bore 12 ¼" seksjonen
• Sette 20'' x 9 5/8" foringsrør
• Installere BOP og stigerør
• Bore 8 ½" seksjonen
• Utføre kjerneprøvetaking og datainnsamling (wireline logging) i brønnen inklusive en mulig
7 av 43 4 Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier
brønntest
• Permanent plugging av brønnen.
42"x36" topphull og 12 ¼" overflatehull er planlagt boret med bruk av sjøvann og bentonittpiller og retur til sjøbunnen. Topphullsseksjonen bores først, etterfulgt av lederør. Deretter bores neste seksjon før overflaterør settes. Så installeres BOP på brønnhodet, retur til riggen etableres og den siste seksjonen bores med borevæskesystemet PerformaDril. PerformaDril er en vannbasert borevæske inneholdende Performatrol som reduserer risikoen for hullproblemer og sikrer
hullstabilitet gjennom nødvendig inhibering av leire. Et alternativ til PerformaDril vurderes ref. brev til Miljødirektoratet (AkerBP-UT-2017-0460-del2).
Utslipp av vann og bentonittpiller, tilsatt grønne og to gule borevæske-kjemikalier, samt kaks vil foregå på havbunnen i et begrenset geografisk område. Utslipp av kaks fra 8 ½" seksjonen vil være fra riggen.
Informasjon om forbruk og utslipp av borevæske er basert på beregninger av teoretiske volumer og erfaringsdata fra tidligere brønner. I beregningene tas det hensyn til at mengden borevæske blir større enn teoretisk beregnet, på grunn av forhold som:
• Borevæske tapes til formasjonen
• Vedheng på utboret kaks
• Slop med rester av borevæske etter sementjobber
• Utvasking av borehull
• Annet poretrykk i formasjonen enn prognosert
• Rester etter lasting/lossing av båt og fra lagringstanker på rigg
Oversikt over brønndesign er vist i Fig. 4.1 mens Tabell 4.2 gir en oversikt over brønnseksjoner, planlagt borevæske, seksjonslengder og massebalanse for borevæske og kaks. Sammenlignet med hovedbrønnen er det ved avgrensningsbrønnen ikke planlagt med boring av pilothull, noe som fører til mindre forbruk av borevæske og mindre utslipp av kaks.
Det er planlagt med et totalt forbruk av 1300 tonn kjemikalier og for utslipp av 1294 tonn.
Utslippet består av 93 % grønne og 7 % gule kjemikalier. Ingen røde kjemikalier vil bli brukt.
Oversikt over planlagt forbruk og utslipp av vannbasert borevæske samt polymer sweeps er vist i Tabell 12.1 i Vedlegg 12.1.
Fig. 4.1 Skjematisk oversikt over avgrensningsbrønnen.
Hullseksjon /''
Dybde (MD) fra-til /m
Seksjonslengde /m
Type borevæske Utslipp borevæske /m3
Kaks / m3
Kaks / tonn
Kakshåndtering
42 x 36 389-431 42 Sjøvann med polymer
sweeps
150 38 105 Utslipp til sjø,
på havbunnen
12 1/4 431-610 179 Sjøvann med polymer
sweeps
72 14 38 Utslipp til sjø,
på havbunnen
8 1/2 610-780 170 Vannbasert borevæske 51 6 17 Utslipp til sjø,
fra riggen
P&A - - Vannbasert borevæske 300 - - Utslipp til sjø,
på havbunnen
Totalt 391 573 58 160
Tabell 4.2 Oversikt over brønnseksjoner, planlagt borevæske, seksjonslengder og massebalanse for borevæske og kaks.
9 av 43 4.2 Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier
4.3 Sementeringskjemikalier
Etter hver sementjobb spyles rørlinjer og sementutstyr, og vaskevannet med sementrester vil gå til utslipp. Estimert volum er 300 liter vaskevann per sementjobb. Doseringsutstyr installert på
Deepsea Stavanger gjør at overskudd av sementblanding minimaliseres og dermed reduserer innholdet av sementkjemikalier i vaskevannet som går til utslipp. Før sementering tilsettes en skillevæske (spacer) som gjør at borevæske og sement ikke blandes.
Det planlegges for følgende sementjobber:
• Sementere 36’’ x 30" lederør
• Sementere 20’’ x 9 5/8" foringsrør
• Permanent plugging av brønnen
Dersom det blir funn vil følgende operasjoner potensielt gjøres i tillegg:
• Sementere 7" foringsrør
På grunn av forventet utvasking i forbindelse med boring av topphullseksjonene, beregnes følgende mengder overskudd på forbruk av sement for sementering:
• Sementering av fóringsrør: 50 % av teoretisk ringromsvolum
• P&A: 30 % av teoretisk volum ved "åpent hull" plugger og 10 % for sementplugger i fóringsrør
Estimert mengde forbruk av sementkjemikalier er 733 tonn og utslipp er 10 tonn, hvorav 98 % av utslippene er grønne kjemikalier. Øvrige kjemikalier er i gul kategori. Tabell 12.2 i Vedlegg 12.1 viser oversikten over planlagt forbruk og utslipp av sementkjemikalier med tilhørende
miljøkategori.
Siden antall seksjoner planlagt boret er det samme som for hovedbrønnen, det er to rør som skal sementeres og en brønn som til slutt skal plugges, er mengden sementkjemikalier som skal brukes det samme som for hovedbrønnen.
I utslippssøknaden for hovedbrønnen ble det sagt at
4.4 Brønntestkjemikalier
• Dersom det skulle bli funn på Svanefjell kan det bli aktuelt å gjennomføre en brønntest med avbrenning av brønnstrøm. Ved eventuell brønntest vil det bli kjørt og sementert 7
" foringsrør.
Siden det nå planlegges med boring av avgrensningsbrønn er det en annen mulighet hva brønntesten angår:
• Dersom det er funn med gasskappe i hovedbrønnen vil det sannsynligvis ikke bli brønntest i hovedbrønnen men muligens i avgrensningsbrønnen.
Søknad om brønntest inkluderes derfor også for avgrensningsbrønnen, og det er planlagt med samme type og mengde kjemikalier som beskrevet i AkerBP-UT-2017-0460.
4.4.1 Begrunnelse av behov for brønntest
Formålet med brønnen er å undersøke hydrokarbonpotensialet i en sandsteinsformasjon. Per i dag foreligger kun estimater på reservoaregenskaper, basert på seismiske undersøkelser, nærliggende brønner og antatt liknende reservoar. Det er ikke mulig å kartlegge tykkelsen og utstrekningen av det prognoserte reservoaret basert på seismiske data.
I senere år har det i mange brønner blitt kjørt såkalte mini-DST'er på kabel. Fordelen med slike tester er minimalt med utslipp og lite brenning av hydrokarboner på dekk. Imidlertid vil en slik mini-DST kun kartlegge en relativt begrenset del av området rundt brønnen (radius på 30-50 m), mens en fullskala DST vil kunne kartlegge flere 100 m inn i reservoaret, avhengig av
reservoarkvaliteten. På Svanefjell vil det bli gjennomført en full DST.
Dersom brønntest gjennomføres vil man for å sikre renest mulig brønn før kjøring av testestreng, føre et skrapeverktøy ned. Dette sørger for at 7" forlengelsesrør er fri for sement og lignende.
Deretter pumpes det ned et vasketog for å rense hullet tilstrekkelig. I dette vasketoget vil det bli benyttet overflateaktive kjemikalier og brine. Vasketoget vil gå i retur til riggen og videre til land for destruksjon.
4.4.2 Vasketog/brønnopprensingskjemikalier
Før kjøring av testestreng vil brønnvolumet som består av vannbasert borevæske og rester av vasketoget bli fortrengt til en saltoppløsning (natriumklorid). Etter brønntesten vil brønnvolumet bli fortrengt tilbake til vannbasert borevæske, og saltoppløsningen vil gå i retur til riggen. En del av blandingen (mellomfase mellom spacer og brine) vil gå som slop og sendes til land for destruksjon om ikke rensegraden på riggen oppnås. Det er estimert et utslipp av mellomfase på 20 %.
For å skape undertrykk i testestrengen i forhold til reservoartrykket før perforering, pumpes baseolje (gul kategori) inn i testestrengen og fortrenger saltoppløsningen som er i strengen.
Baseolje vil bli forbrent sammen med brønnstrømmen. Baseolje som ikke blir forbrent vil bli sendt til land for destruksjon.
4.4.3 Testkjemikalier
Til brønnstrømmen kan det bli aktuelt å tilsette kjemikalier for å unngå prosessproblemer.
Dersom den produserte oljen blir vanskelig å håndtere i testanlegget vil skumdemper og/eller emulsjonsbryter bli benyttet.
Under brønntesten kan monoetylenglykol (MEG) bli injisert som hydratinhibitor. MEG vil bli injisert kontinuerlig, direkte i brønnstrømmen og vil bli samlet opp i en tank på riggen for ilandføring, eller gå sammen med brønnstrømmen til forbrenning. MEG vil også bli blandet med vann i forholdet 50/50 under trykktesting i forbindelse med klargjøring av testeutstyr og testestreng, dette for å redusere faren for hydratdannelse under selve brønntesten. Estimert mengde til forbrenning er 10 % av forbruket. Ved hydratdannelse kan det bli aktuelt å tilsette metanol. Den totale mengden metanol som forbrukes vil gå sammen med brønnstrømmen til forbrenning.
Ved oppstart av brønnstrømming går produsert væske gjennom en separator i testanlegget og blir deretter samlet opp i en tank. Den delen av væsken som er brennbar (hydrokarboner) brennes og den delen som består av en væskeblanding som ikke kan brennes samles opp og sendes til land for destruksjon. Væsken som ikke brennes er typisk blanding mellom reservoarvæske og
11 av 43 4.4.1 Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier
saltvannsoppløsning. Totalt er det estimert med et forbruk av 473 tonn og utslipp av 421,5 tonn brønntestekjemikalier. Hva forbruket angår, så er dette satt sammen av 87 % grønne og 13 % gule kjemikalier. Utslippet består hovedsakelig av brine.
En oversikt over kjemikalier som er planlagt brukt er gitt i Tabell 12.3 i Vedlegg 12.1.
Odfjell har utarbeidet et riggspesifikt måleprogram hvor de tekniske systemene er beskrevet som medfører utslipp til sjø og luft. Videre er en liste over de mest brukte kjemikaliene som går til utslipp til sjø satt opp med tilhørende utslippsfaktorer (Odfjell, 2017).
4.5 Hjelpe-/riggkjemikalier
Riggkjemikalier omfatter følgende funksjoner:
• Riggvaskemiddel
• BOP-væske
• Gjengefett (borestreng og fóringsrør)
• Kjemikalier i lukket system
• Brannskum
Siden boring av avgrensningsbrønnen er planlagt å ta 40 dager - det samme som hovedbrønnen - vil kjemikalieforbruket på riggen være lik det som er omsøkt for boring av hovedbrønnen. Totalt er det planlagt med forbruk av 9,2 tonn kjemikalier og utslipp av 9 tonn hvorav 82 % av utslippet utgjør kjemikalier i grønn kategori. Oversikt over estimert forbruk og utslipp er vist i Tabell 12.4 i Vedlegg 12.1.
For grovvask av dekk, gulvflater, olje- og fettholdig utstyr benyttes produktet Microsit Polar (gul miljøkategori). Rengjøringskjemikalier er overflateaktive stoffer som har til hensikt å øke
løseligheten av olje i vann. Estimert forbruk er ca. 3000 liter. Vaskevannet samles opp i lukket dren og renses før det går til utslipp. Utslipp til sjø er satt til lik forbruket.
4.5.1 Riggvaskemiddel
Erifon HD 603 HP (gul Y1) brukes ved aktivering av ventiler og systemer på BOP/sikkerhetsventil.
Væsken tilsettes frostvæske ved behov. Hovedsystemet testes i henhold til NORSOK standard D-010.
4.5.2 BOP væske
Gjengefett benyttes ved sammenkoblinger av borestreng for å beskytte gjengene. Valg av
gjengefett er basert på tekniske egenskaper, helsemessige aspekter og miljøfare. Borestreng vil bli smurt med Jet-Lube NCS-30ECF (gul). Ved boring med vannbasert borevæske vil en del av
gjengefettet bli sluppet ut til sjø sammen med borekaks. Utfra bransjestandard er utslipp til sjø av gjengefett estimert til 10 % av forbruket.
4.5.3 Gjengefett
Gjengefett brukes også ved sammenkobling av brønnhode og BOP, det er påsmurt connector.
Leverandør av connector har spesifisert bruk av et produkt som er i rød miljøkategori, JetLube
Alco EP-73 Plus. Når connector monteres på brønnhode vil gjengefettet være eksponert for sjøvann, og det er derfor konservativt estimert et utslipp på 10 %. Når BOP så er satt, er connector ikke i kontakt med sjøvann lenger.
Med referanse til aktivitetsforskriften § 62 Økotoksikologisk testing av kjemikalier skal det foreligge HOCNF for kjemikalier i lukket system med forbruk på over 3 000 kg per innretning per år,
inkludert første påfylling (systemvolum). Det er gjort en vurdering av riggens kjemikalier som dette kravet omfatter.
4.5.4 Kjemikalier i lukket system
Det er identifisert tre kjemikalier på Deepsea Stavanger med et årlig forbruk på over 3 000 kg. For operasjonen på Svanefjell vil forbruket være under 3 000 kg.
Forbruk av kjemikalier i lukket system er styrt av ulike behov og kan typisk være en funksjon av en eller flere av disse faktorene:
• Utskifting i henhold til et påkrevd intervall (eksempelvis utstyrspesifikke krav)
• Utskifting i henhold til målinger (oljeanalyser)
• Forebyggende vedlikehold
• Kritisk vedlikehold
Kjemikalieproduktene som benyttes i de lukkede systemene vil under normale omstendigheter ikke slippes ut. Avhending av disse produktene ved utskiftning gjøres i henhold til plan for avfallshåndtering og de spesifikke kravene som er gitt for avfallsbehandling. Tabell 4.3 viser estimert forbruk av hydraulikkoljer i svart kategori.
Lukkede system Forbruk System Miljøkategori
Castrol HYSPIN AWH-M 46 2100 Hydraulikkolje Svart
Castrol HYSPIN AWH-M 32 2940 Hydraulikkolje Svart
Castrik Alpha SP 150 1440 Thrustere Svart
Tabell 4.3 HOCNF-pliktige kjemikalier i lukket system på Deepsea Stavanger.
Kjemikalier i brannvannssystem er ikke søknadspliktige (ref. aktivitetsforskriften § 62), men det er krav til HOCNF. Det benyttes brannskum av typen RF-1 (rød kategori) på Deepsea Stavanger.
4.5.5 Kjemikalier i brannvannsystemer
Av sikkerhetsmessige årsaker kan beredskapskjemikalier komme til anvendelse i borevæsken, ved sementering og dersom det oppstår uventede situasjoner/spesielle problemer (ref.
aktivitetsforskriften § 67). Slike situasjoner kan eksempelvis være ved fastsetting av borestreng, tap av sirkulasjon under boring eller ødelagte gjenger på borestreng eller foringsrør. Det er ikke planlagt for bruk av beredskapskjemikalier.
4.6 Beredskapskjemikalier
Beredskapskjemikaliene er vurdert og godkjent i henhold til interne krav og HOCNF er tilgjengelig i NEMS Chemicals. En oversikt over beredskapskjemikalier er vist i Tabell 12.5 i Vedlegg 12.2.
13 av 43 4.5.3 Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier
4.7 Andre forbruk og utslipp
4.7.1 Rensing og utslipp av oljeholdig vann
Deepsea Stavanger har to vannrenseanlegg, en maskinromsvannseparator som renser vann til <
15 mg/l før utslipp og returnerer vann utenfor spesifikasjon til oppsamlingstank. Oljefasen pumpes til maskinroms oljeslamstank. Separatoren er designet for kontinuerlig strøm og separerer
emulgert og ren olje. Det brukes ikke kjemikalier i enheten. Det er installert en online olje-i- vannmåler for kontinuerlig overvåking og styring.
I tillegg har Deepsea Stavanger et membranbasert system for rensing av slopvann og drenasjevann fra boredekk og dekkområder (Odfjell, 2017).
Vann fra sanitæranlegg vil bli renset og UV-behandlet før det blir sluppet til sjø. Organisk kjøkkenavfall vil bli kvernet og sluppet til sjø.
4.7.2 Sanitærvann og organisk kjøkkennavfall
5 Utslipp til luft
Utslipp til luft i forbindelse med boringen av Svanefjell avgrensningsbrønn vil omfatte avgasser fra kraftgenerering av dieseldrevne motorer og kjeler ombord. Det er planlagt at riggen skal
posisjoneres dynamisk under boreoperasjonen.
Total operasjonstid er beregnet til ca. 40 dager inkludert eventuelle tilleggsoperasjoner som kjerneprøver, logging, og brønntest.
Det er benyttet Norsk Olje og Gass sine standardfaktorer for å estimere utslipp til luft. En oversikt over utslipp til luft er vist i Tabell 5.1.
Aktivitet CO2 (tonn) NOX (tonn) nmVOC (tonn) CH4 (tonn) SOX (tonn) PAH (tonn) PCB (tonn)
Kraftgenerering 6 505 10,9 10,3 0,0 2,1 0,0 0,0
Brønntest 2 844 4 3 0,1 0,0 0,0 0,0
Sum 9 349 14,5 13,1 0,1 2,1 0,0 0,0
Tabell 5.1 Utslipp til luft fra kraftgenerering og brønntesting.
Deepsea Stavanger er utstyrt med dieselmotorer og kjeler. Disse fungerer også som
nødgeneratorer. Når riggen ligger på dynamisk posisjonering, som den vil gjøre under operasjonen på Svanefjell, har den et estimert dieselforbruk på 60 m3/døgn (ca. 51 tonn/døgn). Tetthet til diesel er satt til 0,855 tonn/m3, og den diesel som leveres til riggen vil ha et lavt svovelinnhold (0,1 %).
Det er beregnet et dieselforbruk på inntil 2052 tonn. Utslipp til luft er vist i Tabell 5.1 over.
5.1 Utslipp til luft fra kraftgenerering
Dersom det blir funnet hydrokarboner vil det bli vurdert å foreta en brønntest. Det vil bli benyttet brennerteknologi som maksimaliserer forbrenning og minimaliserer uforbrent nedfall. Estimert forbrent mengde er 24684 Sm3 naturgass og 650 Sm3 olje. Dette er basert på 12 timer
opprenskning og 48 timer strømning.
5.2 Utslipp til luft fra brønntesting
I forbindelse med testen vil det bli forbrent inntil 17 m3 baseolje og inntil 20 m3 diesel til drift av anlegget. Disse volumene er inkludert i utslippsestimatene vist i Tabell 5.1.
Utslippsfaktorer anbefalt fra Norsk olje og gass er benyttet for utregning av avgasser i forbindelse med brønntest.
15 av 43 5 Utslipp til luft
6 Avfallshåndtering
Avfallshierarkiet vil bli fulgt, i prioritert rekkefølge blir reduksjon av avfallsmengde, gjenbruk, resirkulering, energigjenvinning og deponering strategien. Et system for avfallsbehandling er allerede implementert slik at maksimal gjenbruk og gjenvinning oppnås. Dette oppnås ved god planlegning av arbeidet ombord, ved reduksjon av innpakningsmateriale, ved god planlegging av kjemikaliebruk og ved å returnere overflødig materiale/kjemikalier til leverandøren.
Riggen sitt system for avfallshåndtering og avfallssortering vil være i overensstemmelse med retningslinjene utgitt av Norsk olje og gass, som regnes som bransjestandard.
For næringsavfall er det tilrettelagt for kildesortering ved utplassering av forskjellige containere ombord. Ansvarlig for logistikk og basetjenester vil sørge for håndtering av avfall fra offshore til land og videre håndtering på land. Avfall fra byssa og generelt industrielt avfall vil bli sendt til et godkjent fyllplass. Farlig avfall vil bli levert etter gjeldende regler til godkjent mottak.
Deklarering av farlig avfall skjer i henhold til avfallsforskriftens kapittel 11.
7 Miljøvurdering av planlagte utslipp
I henhold til aktivitetsforskriften § 64 er det utført en miljøvurdering av alle kjemikalier som skal brukes og/eller slippes ut, og det er gjort miljøvurderinger av alle planlagte utslipp. De største effektene kan forventes i nærområdet og representerer et begrenset areal. Med de
kjemikalievalgene som er tatt, samt generelt høyt fokus på å redusere skadelige utslipp og tiltak som er beskrevet i denne søknaden, vurderer Aker BP at aktiviteten kan gjennomføres uten vesentlige negative konsekvenser på borestedet og havområdet for øvrig.
Ved boring av topphullseksjonene vil sjøvann/bentonitt og borekaks slippes ut på havbunnen.
Nærbrønnsområdet vil bli dekket med kaks iblandet noen kjemikalier, i all hovedsak salt. Kaks fra den siste seksjonen (8 1/2'') vil bli sluppet ut fra riggen, og borekaks og annet tungt materiale vil spres og fordeles lokalt i området rundt borestedet avhengig av partikkelstørrelse, strømstyrke og strømretning, og vil sedimentere raskt. Sedimentering av borekaks på havbunnen vil kun ha påvirkning på bunnfaunaen i et begrenset område nær brønnen, i en begrenset periode. Det er ikke påvist sårbar bunnfauna som koraller i området, og svamp forekommer stort sett som enkeltindivider og spredt.
7.1 Borevæske og kaks
Erfaringer fra tilsvarende utslipp ved boring med vannbasert borevæske har vist at det kun vil være en kortvarig og begrenset effekt på plankton og bunndyr, hvilket er bekreftet av de regionale havbunnsundersøkelsene som er gjennomført på sokkelen. Alle kjemikaliene i utslippet fra boring av topphullseksjonene er i kategorien grønn og gul og er vurdert å ikke ha effekter på miljøet.
Alle sementkjemikalier som er planlagt benyttet er kategorisert som grønne eller gule.
7.2 Sementeringskjemikalier
Utslipp av sementeringskjemikalier vil forekomme ved utslipp av overskuddsement på sjøbunn fra foringsrør og lederør, samt fra noe vasking av sementutstyr.
Størsteparten av utslippet vil være til sjøbunn. Utslippet av sement med tilsetninger vil stivne langs bunnen rundt brønnhullet. Dette vil føre til en fysisk påvirkning av bunnforholdene, men herdet sement vil ikke ha toksiske effekter på bunnlevende organismer. Størsteparten av
sementeringskjemikaliene er polymerer, som i liten grad vil kunne tas opp av biologiske organismer.
Sementeringskjemikaliene som slippes ut fra riggen som følge av rengjøring av sementenheten, vil synke til bunn. Grunnet det store dypet kan det forventes at disse spres over relativt store
områder og ikke vil påvirke bunnlevende organismer i nevneverdig grad. Konsekvensene av et slikt utslipp vil være neglisjerbare. Sementeringskjemikaliene vil slippes ut i flytende form, før det rekker å herde i ledningene. Vannløselige fraksjoner i sementblandingen vil da lekke ut til
omliggende vannmasser og raskt fortynnes av omkringliggende vann. Områder hvor det i en kort periode kan forekomme påvirkning av marine organismer vil være svært begrenset.
17 av 43 7 Miljøvurdering av planlagte utslipp
7.3 Riggspesifikke kjemikalier
Det benyttes et vannbasert gult riggvaskemiddel på Deepsea Stavanger. Alt vaskevann samles opp i lukket dren og vil bli renset før det går til utslipp. Mengden estimert til utslipp er lav og vil fordele seg i vannsøylen. Utslippet vil ha minimal miljøpåvirkning.
Komponentene i gjengefett vil brytes ned over tid og er miljømessig akseptable i henhold til kriterier i aktivitetsforskriften. Gjengefett som følger med utslippene av kaks fra brønnhodet / topphullene vil ha mindre mengder fettfraksjoner som løses opp i sjøvann. Utslippet av gjengefett er lavt, og er vurdert å ha en neglisjerbar miljøpåvirkning.
Vannrensesystemet på riggen vil sørge for at oljeinnholdet i vannet som slippes ut ikke overstiger 15 mg/l, noe som er godt under myndighetskravet på 30 mg/l. Oljeholdig vann som ikke lar seg rense til under 15 mg/l oljeinnhold, vil bli sendt til land for destruksjon.
7.4 Utslipp av oljeholdig vann
Utslipp av oljeholdig vann fra riggen vil være så lavt at det ikke vil ha påvirkning for organismer i vannsøylen.
8 Miljørisiko og beredskap
DNV GL har utført en miljørettet risikoanalyse og beredskapsanalyse for letebrønn 7221/12-1 Svanefjell i Barentshavet i tråd med styringsforskriften §§ 16-17 (DNV GL, 2017).
Miljørisikoanalysen er gjennomført ihht. MIRA metodikken med sesongvis oppløsning, og beredskapsanalysen er gjennomført i henhold til NOROGs retningslinjer. Dette er beskrevet i utslippssøknaden for letebrønnen (AkerBP-UT-2017-0460).
Siden letebrønn og avgrensningsbrønn ligger i nærheten av hverandre og brønn design er ganske likt, er det valgt å ikke gjøre en full miljørisikoanalyse men i stedet gjennomføre en referansebasert analyse. Denne er også utarbeidet av DNV GL (DNV GL, 2018).
Aker BP har etablert akseptkriterier for miljørisiko som samsvarer med etablert praksis blant operatørene på norsk sokkel. Prinsippet for etablering av akseptkriteriene er å sikre at
sannsynligheten for en hendelse er så lav at hyppigheten av en hendelse i forhold til varigheten av miljøskadene skal være ubetydelig. Ubetydelig i denne sammenheng er satt til < 5 %.
Akseptkriteriene er spesifisert i forhold til regioner, med fem felt innen regionen, to installasjoner per felt, og ti operasjoner per installasjon per år. Miljøskadefrekvenser for ulike skadekategorier vurderes opp mot Aker BPs akseptkriterier for miljørisiko som er vist i Tabell 8.1.
8.1 Akseptkriterier
Miljøskade Varighet av skaden (restitusjonstid) Operasjonsspesifikke akseptkriterier
Mindre 1 mnd. – 1 år < 1 x 10-3
Moderat 1-3 år < 2,5 x 10-4
Betydelig 3-10 år < 1 x 10-4
Alvorlig >10 år < 2,5 x 10-5
Tabell 8.1 Aker BPs operasjonsspesifikke akseptkriterier for forurensning, uttrykt som akseptabel grense for miljøskade innen gitte miljøskadekategorier.
Miljørisikonalysen er basert på inngangsdata gitt i Tabell 8.2, og avgrensningsbrønnens lokasjon er tidligere vist i Fig. 3.1.
8.2 Inngangsdata for analysene
8.2.1 Lokasjon og tidsperiode
Analysen er gjort som helårlig analyse, fordelt på fire sessonger. Avgrensningsbrønn 7222/10-1 er planlagt med oppstart i april 2018 med en varighet på inntil 40 dager for operasjonen.
19 av 43 8 Miljørisiko og beredskap
Koordinater for modellerte scenarier Breddegrad: 72° 05' 48,192" N Lengdegrad: 22° 09' 44,920" Ø
Vanndybde 357 meter
Avstand til nærmeste kystlinje Ca. 131 km (Ingøya, Måsøy kommune)
Referanse oljetype Wisting Central olje (838 kg/m3)
Riggtype Deepsea Stavanger - Halvt nedsenkbar flyterigg
Utblåsningsrater Vektet rate overflate: 590 Sm3/døgn
Vektet rate sjøbunn: 240 Sm3/døgn
Vektet varighet Overflateutblåsning: 9,8 dager
Sjøbunnsutblåsning: 10,2 dager
GOR (Sm3/Sm3) 107
Tid for boring av avlastningsbrønn 52 døgn
Aktivitet Avgrensningsboring
Type scenario Utblåsning (overflate/sjøbunn)
Tabell 8.2 Inngangsdata og basisinformasjon for avgrensningsbrønn 7222/10-1.
Både levetid til olje på sjø, grad av nedblanding i vannmassene og de tilhørende potensielle miljøeffektene vil avhenge av oljetype. Det samme gjelder egnetheten til og effekten av ulike typer oljevernberedskap (mekanisk og kjemisk bekjempelse). Det forventes å finne hydrokarboner i brønn 7222/10-1, og det er valgt å benytte Wisting Central råolje som olje i analysene for
miljørisiko- og beredskap. Wisting Central råolje har egenskaper tilsvarende de man forventer for oljen i brønnen ved funn.
8.2.2 Egenskaper til oljen
Wisting Central oljen er kategorisert som en naftenisk råolje med middels tetthet (838 kg/m3) og lavt asfalten- (0,05 vekt %) og voksinnhold (0,72 vekt %), sammenliknet med andre norske råoljer.
En høy initiell fordampning fører til økning i asfalten- og voksinnholdet, og det bidrar til en stabil vann i olje emulsjon. Wisting Central danner lavviskøse emulsjoner med relativt sakte vannopptak og med et lavt maksimum vanninnhold på 60 % (Sintef, 2017).
Miljørisikoen er gjennomført som en referansebasert analyse i henhold til MIRA-metoden (OLF, 2007). Viktige parametere ved avgrensningsbrønnen har blitt sammenliknet med samsvarende parametere i miljørisikoen for Svanefjell letebrønn, heretter kalt referansebrønn (DNV GL, 2017).
Tabell 8.3 viser sammenlikning av parametere for de to brønnene.
8.2.3 Viktige parametere for å evaluere miljørisiko
Inngangsdata og eventuelle ulikheter i inngangsdata, og konsekvenser av disse ulikhetene er diskutert i påfølgende delkapitler og i vedlegget til denne søknaden.
Parameter 7222/10-1 Svanefjell appraisal
7221/12-1 Svanefjell (2017) Kriterium for sammenlikning
Resultat av sammenlikning
Operatør Aker BP Aker BP -- --
Posisjon (Geografiske koordinater)
72º 05’ 48.192” N 22º 09’ 44.920” Ø
72º 08’ 18.6318” N 21º 55’ 50.2261” Ø
-- --
Avstand til Svanefjell appraisal (km)
9 km -- Mindre enn 50 km
avstand
Ok
PL 659 659 -- --
Brønntype Avgrensningsbrønn Avgrensningsbrønn -- --
Olje Wisting Central Wisting Central -- Ok
Oljens tetthet 838 838 Tilsvarende Ok
Dyp (m) 357 345 Tilsvarende Ok
GOR (Sm3/Sm3) 107 106 Tilsvarende Ok
Avstand til land (km) Ca. 131 km til Ingøya Ca. 138 km til Ingøya Tilsvarende eller lengre avstand til land
Ok
Rater overflate (Sm3/ d)
519-697 142-1648 -- --
Vektet rate overflate (Sm3/d)
590 290 Tilsvarende eller
lavere rate
Se kap. 8.2.5
Rater sjøbunn (Sm3/ d)
198-293 115-976 -- --
Vektet rate sjøbunn (Sm3/d)
240 190 Tilsvarende eller
lavere rate
Se kap. 8.2.5
Lengste varighet (d) 52 52 Tilsvarende eller
kortere varighet
Ok
Vektet var. top/sub 9,8/10,2 9,8/10,2 Tilsvarende eller
kortere varighet
Ok
Frekvens 1,37 x 10-4 1,42 x 10-4 Tilsvarende Se kap. 8.2.4
Topside/subsea fordeling
20/80 % 20/80 % Tilsvarende Ok
Riggtype Deepsea Stavanger (semi sub flyter)
Deepsea Stavanger (semi sub flyter) -- --
Analyseperiode Hele året Hele året Må dekke planlagt
boreperiode.
Ok
Seapop datasett - 2013 (Åpent hav)/ 2017 (Kystnære) -- --
Akseptkriterier Aker BPs Operasjons- spesifikke akseptkriterier
Aker BPs Operasjons-spesifikke akseptkriterier
Tilsvarende Ok
Høyeste risiko -- Høyeste utslag i miljørisiko utgjør 5 % av akseptkriteriet for moderat Miljøskade i høstsesongen (Lunde, åpent hav).
-- Ok
Tabell 8.3 Sammenstilling av parametere for avgrensningsbrønn 7222/10-1 og letebrønn 7221/12-1.
Brønn 7222/10-1 er en avgrensningsbrønn der det forventes å finne olje. Basert på SINTEF
offshore blowout database 2016, er den totale utblåsningsfrekvensen vurdert til 1,37 x 10-4 som er frekvensen for boring av en avgrensningsbrønn. For Svanefjell ble utblåsningsfrekvensen vurdert til 1,42 x 10-4 for en letebrønn (Lloyd’s, 2017).
8.2.4 Sannsynlighet for utblåsning
Begge brønnene er planlagt boret med den halvt nedsenkbare riggen Deepsea Stavanger.
Deepsea Stavanger er en halvt nedsenkbar flyter med BOP plassert på havbunnen, noe som tilsier at en utblåsning mest sannsynlig vil forekomme på havbunnen. Sannsynlighetsfordelingen mellom utblåsninger på havbunn kontra overflate under boring, er satt til henholdsvis 80 % / 20 % for begge brønnene (Lloyd’s, 2017).
21 av 43 8.2.3 Miljørisiko og beredskap
8.2.5 Utblåsningsrater og -varigheter
De fleste former for uhellsutslipp i forbindelse med en leteboring er begrensede, med små
mengder og lette forbindelser. De hendelsene som har de største potensielle miljøkonsekvensene er ukontrollerte utslipp fra brønnen under boring (utblåsning). Slike hendelser anses
dimensjonerende for foreliggende analyse.
Lengste utblåsningsvarighet er satt til tiden det tar å bore en avlastningsbrønn. For brønn 7222/10-1 er denne satt til 52 døgn, fordelt på mobilisering av rigg, boring inn i reservoar og dreping av utblåsningen (AddEnergy, 2017). For referansebrønn Svanefjell var også lengste varighet beregnet til 52 døgn. Vektet varighet for overflateutblåsning fra 7222/10-1 er 9,8 døgn, mens tilsvarende verdi for sjøbunnsutblåsning er 10,2 døgn. De vektede varighetene for Svanefjell er tilsvarende. Rate-/varighetsmatrisen som ligger til grunn for oljedriftsmodelleringen og
miljørisikoanalysen for referansebrønn Svanefjell er basert på utblåsningsstudiet fra AddEnergy (2017b). Vektet rate for overflateutblåsning er 290 Sm3/døgn og vektet rate for sjøbunnsutblåsning er 190 Sm3/døgn. Rate-/varighetsmatrisen er gitt i Tabell 8.4.
Utblåsnings -lokasjon
Fordeling overflate/
sjøbunn
Rate Sm3/d
Open (O)/
Restricted (R)
Varigheter (dg) og sannsynlighetsfordeling Sannsynlighet for raten
2 5 15 35 52
Overflate 20 % 142 - 52,1% 18,7% 17,3% 6,0% 6,0% 3,6 %
672 - 92,8 %
1648 - 3,6 %
Sjøbunn 80 % 115 O 50,14% 18,9% 18,3% 6,5% 6,1% 3,6 %
442 O 25,2 %
443 R 67,5 %
976 O 3,6 %
Tabell 8.4 Rate- og varighetsfordeling med tilhørende sannsynligheter for overflate- og sjøbunnsutblåsning for letebrønn 7221/12-1.
* Utblåsningsstudien fra AddEnergy (2017b) er basis for matrisen, men flere av ratene er vektet sammen for å få en mer komprimert matrise for modelleringen. Scenarier med null i utslippsrate er ikke modellert og er derfor ikke med i matrisen, men de er tatt med inn i beregning av vektede rater (AddEnergy, 2017b).
Forventede utblåsningsrater for brønn 7222/10-1 er basert på utblåsningsstudiet fra AddEnergy (AddEnergy, 2017). Vektet rate for overflateutblåsning er 590 Sm3/døgn, og 240 Sm3/døgn for sjøbunnsutblåsning (Tabell 8.5).
Tabell 8.5 Rateberegninger for brønn 7222/10-1 gitt en overflateutblåsning (øverst) eller sjøbunnsutblåsning (nederst).
Tabell 8.6 viser utvalgte VØK inkludert i analysen for referansebrønn Svanefjell. Flere av de
pelagiske sjøfuglene inngår også i datasettene for kystnære sjøfugl, da det benyttes ulike datasett for disse etter tilholdssted i ulike deler av året. For disse artene dreier det seg i all hovedsak om hekkebestanden som oppholder seg rundt hekkekoloniene i en begrenset periode av året (vår/
sommer). Det ble benyttet de mest oppdaterte sjøfugl-datasettene for region Barentshavet.
8.3 Naturressurser som er inkludert i miljørisikoanalysen
Havert og steinkobbe har høyest sårbarhet under kaste- og hårfellingsperioden da de samler seg i kolonier i kystnære områder. Influensområdet til brønn Svanefjell strekker seg sørover og østover mot Finnmarkskysten, og det er derfor valgt å gjennomføre risikoberegninger for havert,
steinkobbe og oter i analysen.
I tillegg ble det for Svanefjell valgt å inkludere fisk (torsk og lodde). Strandhabitater ble også inkludert i miljørisikoanalysen.
23 av 43 8.2.5 Miljørisiko og beredskap
Navn Latinsk navn Rødlista Tilhørighet
Alke Alca torda EN Pelagisk sjøfugl – datasett Barentshavet
Alkekonge Alle alle -
Fiskemåke Larus canus NT
Gråmåke Larus argentatus LC Havhest Fulmarus glacialis EN
Havsule Morus bassanus LC
Krykkje Rissa tridactyla EN
Lomvi Uria aalge CR
Lunde Fratercula arctica VU
Polarlomvi Uria lomvia EN
Polarmåke Larus hyperboreus -
Svartbak Larus marinus LC
Alke Alca torda EN Kystnær sjøfugl– datasett Barentshavet (Datasett både regionalt og nasjonalt)
Fiskemåke Larus canus NT
Gråmåke Larus argentatus LC Havhest Fulmarus glacialis EN
Havsule Morus bassanus LC
Islom Gavia immer -
Krykkje Rissa tridactyla EN
Lomvi Uria aalge CR
Lunde Fratercula arctica VU Makrellterne Sterna hirundo EN
Polarlomvi Uria lomvia EN
Polarmåke Larus hyperboreus - Praktærfugl Somateria spectabilis - Rødnebbterne Sterna paradisaea LC
Siland Mergus serrator LC
Sildemåke Larus fuscus LC
Smålom Gavia stellata LC
Storjo Stercorarius skua LC Storskarv Phalacrocorax carbo LC
Svartbak Larus marinus LC
Teist Cepphus grylle VU
Toppskarv Phalacrocorax aristotelis LC Ærfugl Somateria molissima NT
Havert Halichoerus grypus LC Marine pattedyr Barentshavet Steinkobbe Phoca vitulina LC
Oter Lutra lutra VU
Torsk Gadus morhua LC Fisk - Barentshavet
Lodde Mallotus villosus LC
Strandhabitat - - Strand
Tabell 8.6 Utvalgte VØKer sjøfugl for miljørisikoanalysen for avgrensningsbrønn 7222/10-1.
NT – Nær Truet, EN – Sterkt Truet, CR – Kritisk Truet, VU – Sårbar, LC – Livskraftig
8.4 Drift og spredning av olje
For modellerte overflate- og sjøbunnsutblåsninger fra Svanefjell er det generert oljedriftsstatistikk på rutenivå (10 × 10 km ruter) for fire sesonger; høst (september-november), vinter (desember- februar), vår (mars-mai) og sommer (juni-august). Forventet treff av oljemengder (≥ 5 % treff av tonn olje (sannsynlighet for treff x mengde olje gitt treff)) gitt en utblåsning fra henholdsvis
overflate og sjøbunn fra brønnen i de ulike sesongene er presentert i Fig. 8.1 og Fig. 8.2. Figurene viser også 5 % og 50 % treffsannsynlighet for olje (influensområde). Influensområdet er basert på sannsynligheten for at en rute treffes i den statistiske oljedriftsmodelleringen. For den forventede oljemengden (tonn) er sannsynligheten for at ruten treffes multiplisert med den gjennomsnittlige tidsmidlete oljemengden ≥1 tonn i ruten gitt at den treffes. Influensområdet vil være større i utstrekning da den også inneholder ruter med mer enn 1 tonn olje selv med små
treffsannsynligheter.
Merk imidlertid at forventet oljemengde og treff av olje er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter, og 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.
Resultatene viser at oljen i stor grad fordeles rundt utblåsningspunktet i sentrale deler av Barentshavet, men at oljen trekkes nordover og østover med strømmen uavhengig av sesong.
Resultatene, som viser forventede oljemengder på overflaten, viser at oljen spres og forvitrer slik at det i all hovedsak er sannsynlighet for treff av oljemengder i kategori < 10 tonn per 10 × 10 km rute, med sannsynlighet for større oljemengder (10-100 tonn) i området rundt brønnlokasjonen.
Det er ingen landruter som har ≥5 % sannsynlighet for stranding av mer enn 1 tonn olje per 10 × 10 km ruter i noen av sesongene hverken gitt en overflate- eller en sjøbunnsutblåsning fra brønnen.
Korteste ankomsttid til land og største strandingsmengder av emulsjon (95-persentil) gir 4 tonn oljeemulsjon langs kystlinjen og korteste drivtid er 33,1 døgn, i hhv. sommersesongen og
vintersesongen. 95-persentil av scenariene gir ingen treff i noen de definerte eksempelområdene langs Finnmarkskysten eller på Bjørnøya. Lokasjon av eksempelområdene er gitt i Fig. 8.3.
25 av 43 8.3 Miljørisiko og beredskap
Fig. 8.1 Forventede treff av oljemengder (≥ 5 % treff av > 1 tonn olje) i 10×10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønn 7221/12-1 i vår- og sommersesongen.
Fig. 8.2 Forventede treff av oljemengder (≥ 5 % treff av > 1 tonn olje) i 10×10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 7221/12-1 i vår- og sommersesongen.
Fig. 8.3 Lokasjon av eksempelområdene langs Norskekysten.
Letebrønn 7221/12-1 Svanefjell er merket med gul stjerne.
I henhold til standard MIRA-metodikk (OLF, 2007) ble det beregnet sannsynlighet for bestandstap av ulike sjøfuglarter og marine pattedyr som følge av en overflate- og sjøbunnsutblåsning fra Svanefjell. For strandhabitat er det beregnet sannsynlighet for treff av ulike oljemengdekategorier (1-100 tonn, 100-500 tonn, 500-1000 tonn og > 1000 tonn per 10 × 10 km strandrute) og
medfølgende sannsynlighet for miljøskade.
8.5 Vurdering av miljørisiko
8.5.1 Konsekvensberegninger
Største sannsynligheter for bestandstap av sjøfugl og marine pattedyr ble funnet å være:
• 1-5 % bestandstap: 37% sannsynlighet (lunde, pelagisk sjøfugl overflateutblåsning, i høstsesongen)
• 5-10 % bestandstap: 11 % sannsynlighet (lunde, pelagisk sjøfugl overflateutblåsning, i høstsesongen)
• 10-20 % bestandstap: <0,5 % sannsynlighet (alke, pelagisk sjøfugl overflateutblåsning, i vårsesongen)
Det er ingen sannsynlighet for bestandstap >20 %.
For strandhabitat ble treffsannsynligheten av olje i 10×10 km strandhabitater langs kysten maksimalt funnet å være henholdsvis:
• 7 % sannsynlighet for treff av 1-100 tonn olje per rute (vår).
Det er ingen sannsynlighet for treff av > 100 tonn olje i habitatene.
Torsk og lodde ble definert som verdsatte økosystem komponenter (VØK) i miljørisikoanalysen for Svanefjell. Modellering av oljedrift etter utblåsning for referansebrønnen viste ingen THC
konsentrasjoner over 50 ppb hverken gitt en overflate- eller sjøbunnsutblåsning fra brønnen. 58
27 av 43 8.4 Miljørisiko og beredskap
ppb regnes som nedre effektgrense for skade på fiskeegg og – larver (Nilsen et.al., 2006).
Miljørisikoanalysen viser ingen sannsynlighet for tapsandeler over 0,5 % i noen av sesongene.
Mulige konsekvenser for torsk og lodde anses derfor som neglisjerbare.
Fig. 8.4 viser sesongvis høyeste miljørisiko for hver av VØK-kategoriene; pelagisk og kystnær sjøfugl, marine pattedyr og strandhabitat, uavhengig av art. Miljørisikoen er presentert som prosentandel av Aker BPs operasjonsspesifikke akseptkriterier.
8.5.2 Miljørisikonivå
Det er viktig å merke seg at pelagisk og kystnær sjøfugl i utgangspunktet kan tilhøre samme bestand, men at analysene er basert på to ulike datasett etter sjøfuglenes tilholdssted i ulike perioder av året. I vår-/ sommersesongen vil hekkebestandene av de pelagiske artene trekke inn mot kysten (hekkekoloniene), og inngår i denne perioden i datasettet for kystnær sjøfugl.
Pelagisk sjøfugl (lunde) er dimensjonerende for risikonivået med 5 % av akseptkriteriet for Moderat miljøskade (1-3 års restitusjonstid) i høstsesongen (september- november), se Fig. 8.4.
Det høyeste risikonivået for kystnær sjøfugl, marine pattedyr og strandhabitat er ≤1 %.
Brønn 7222/10-1 og 7221/12-1 har planlagt oppstart i april/mai, og det vil derfor være
vårsesongen (avhengig av boreoperasjonenes varighet) som vil være aktuell i forhold til miljørisiko.
For denne sesongen er det fortsatt pelagisk sjøfugl som er dimensjonerende for risikonivået, og høyeste utslag er beregnet for alke og lunde med 3 % av akseptkriteriet for Moderat miljøskade.
Det høyeste risikonivået for kystnær sjøfugl, marine pattedyr og strandhabitat er ≤1 % i vårsesongen.
Fig. 8.4 Beregnet sesongvis miljørisiko for alle VØK-kategoriene lagt til grunn i analysen for letebrønn 7221/12-1 Svanefjell. Verdiene er oppgitt som prosent av Aker BPs
operasjonsspesifikke akseptkriterier.
