01
00
Revisjon
Tittel:
15. 02. 2017 Endelig versjon
09.02. 2017
Data;
Utkast_For kommentarer
Versjon
A. B. Meisler
A. B. Meisler
Utarbeldet av
I. Anfinsen
M, Laget S. Gj0se
Ver'rfisert av Godkjent av
S0knad om tillatelse til virksomhet etter
forurensningsloven for boring av br0nn 31/7-2 Brasse Appraisal i PL740
Dokumentnummer;BRSE-FPNO-S-KA-0007
Prosjektkode Orginatorkode Dlsiplinkode Dokumentkode Sekvensnr.
BRSE FPNO KA 0107
Innhold
1 Introduksjon og oppsummering ... 4
1.1 Omfang ... 4
1.2 Lokasjon ... 5
1.3 Oppsummering forbruk og utslipp... 5
1.4 Sårbar bunnfauna ... 6
1.5 Miljørettet risiko- og beredskapsanalyse ... 6
1.6 Barrierer ... 7
1.7 BAT- og BEP-vurdering av kjemikalier ... 8
1.7.1 Substitusjon ... 8
1.8 Overordnet ramme for aktiviteten ... 9
1.9 Definisjoner ... 10
1.10 Forkortelser ... 11
2 Aktivitetsbeskrivelse ... 13
2.1 Brønntesting ... 15
2.1.1 Brønntesteanlegget ... 16
2.1.2 Gjennomføring av brønntest ... 18
2.1.3 Tiltak for å sikre optimal forbrenning ... 18
2.1.4 Alternative teknologier ... 19
3 Forbruk av kjemikalier og utslipp til sjø ... 22
3.1 Borevæskekjemikalier ... 22
3.2 Borekaks... 23
3.2.1 Olje på kaks ved reservoarboring med VBB ... 23
3.3 Sementeringskjemikalier ... 23
3.4 Kjemikalier for brønnopprensning og brønntesting ... 25
3.5 Riggkjemikalier (hjelpekjemikalier) ... 26
3.5.1 BOP - kontrollvæske ... 26
3.5.2 Vaskemidler ... 26
3.5.3 Gjengefett ... 26
3.5.4 Kjølevannsbehandling ... 27
3.5.5 Rensing av oljeholdig spillvann ... 27
3.5.6 Kjemikalier i lukkede system ... 27
3.5.7 Kjemikalier i brannvannsystemer ... 28
4 Utslipp til luft ... 29
4.1 Utslipp ved kraftgenerering ... 29
4.2 Utslipp ved brønntesting ... 29
5 Kvantifisering av sot og oljenedfall under brønntesting ... 31
6 Avfall... 32
6.1 Sanitært vann og matavfall ... 32
7 Planlagte miljørisikoreduserende tiltak ... 33
8 Miljøvurderinger i forbindelse med boring av Brasse Appraisal ... 34
8.1 Ankerlegging ... 34
8.2 Utslipp av borekaks ... 34
8.3 Utslipp av kjemikalier ... 34
8.4 Brønntesting ... 34
8.4.1 Miljørisiko relatert til en brønntest ... 35
8.4.2 Sot og oljenedfall ... 35
9 Miljøforhold ved lokasjonen ... 37
10 Vurdering av miljørisiko og oljevernberedskap ved akutte utslipp ... 38
10.1 Faroes akseptkriterier for akutt forurensning ... 38
10.2 Inngangsdata for analysene ... 38
10.2.1 Oljeegenskaper ... 39
10.2.2 Definerte fare- og ulykkessituasjoner (DFU) ... 40
10.2.3 Naturressurser i analyseområdet ... 40
10.2.4 Drift og spredning av olje ... 41
10.3 Miljørisiko ... 45
10.3.1 Tobis på Vikingbanken ... 46
10.4 Beredskap ... 47
10.4.1 Beredskapsbehov åpent hav (barriere 1A og 1B) ... 48
10.4.2 Beredskapsbehov kyst (barriere 2) ... 48
10.4.3 Beredskapsbehov strand (barriere 3) ... 49
10.4.4 Kjemisk dispergering ... 50
10.4.5 Beredskapsplan ... 50
10.4.6 Forslag til beredskap mot akutt forurensning ... 50
11 Konklusjon ... 52
12 Referanser ... 53
Vedlegg A – Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier ... 55
Vedlegg B – Beredskapskjemikalier ... 63
B.1 Beredskapskjemikalier - borevæske... 63
B.2 Beredskapskjemikalier - sement ... 64
B.3 Beredskapskjemikalier - riggkjemikalier ... 64
1 Introduksjon og oppsummering 1.1 Omfang
Faroe Petroleum Norge AS (Faroe) søker med dette Miljødirektoratet om tillatelse til virksomhet som medfører utslipp til luft og sjø, og som genererer avfall under boring av letebrønn 31/7-2 Brasse Appraisal i PL740. Denne søknaden er utarbeidet i henhold til Forurensningslovens kapittel 3 §11, Aktivitetsforskriften Kap. XI, og Styringsforskriften, samt tilhørende veiledninger.
Tidligste forventede oppstart for boringen er 1. juni 2017. Estimert varighet for boreoperasjonen er totalt 72 dager, hvorav 33 dager for hovedbrønn, 17 dager for brønntest og 22 dager for sidesteg.
Boreoperasjonen er planlagt gjennomført med den halvt nedsenkbare boreriggen Deepsea Bergen (Figur 1).
Figur 1: Deepsea Bergen, operert av Odfjell Drilling AS.
1.2 Lokasjon
Brasse Appraisal skal bores i den nordlige delen av Nordsjøen, 2,4 km sør for 31/7-1 Brasse, 14,9 km sørøst for Oseberg A, 15,4 km sør for Brage installasjonen og 96,5 km fra Norskekysten (Øygarden), se Figur 1.
Vanndypet er 119,1 m MSL på borelokasjonen og havbunnen består av siltholdig sand med skjellfragmenter, klassifisert som Circalittoral gjørmete sand, ref. /1/.
Figur 2: 31/7-2 Brasse Appraisal lokasjon.
1.3 Oppsummering forbruk og utslipp
Søknaden beskriver forventede bruks- og utslippsmengder av kjemikalier kategorisert som gule eller grønne. Miljøkategorisering av kjemikaliene er basert på retningslinjer gitt i Aktivitetsforskriften § 63. I tillegg er det beskrevet forventet utslipp til luft i forbindelse med kraftgenerering og brønntesting.
Bruk og utslipp av kjemikalier
Det søkes om tillatelse til bruk og utslipp av henholdsvis 659 og 34 tonn av kjemikalier kategorisert som gule, samt 2395 og 997 tonn kategorisert som grønne, se Tabell 1.
Tabell 1:Estimert forbruk og utslipp av kjemikalier ved boring av brønn 31/7-2 Brasse Appraisal.
31/7-2 Brasse Appraisal Forbruk
stoff i grønn kategori
(tonn)
Utslipp stoff i grønn kategori
(tonn)
Forbruk stoff i gul kategori
(tonn) Utslipp stoff i gul kategori (tonn)
Gul Y1 Y2 Y3 Gul Y1 Y2 Y3
Borevæskekjemikalier (VBM) - hovedbrønn 828,54 656,68 46,72 0,00 0,00 0,00 28,00 0,00 0,00 0,00 Borevæskekjemikalier (OBM) - sidesteg 877,89 0,00 507,10 25,88 39,34 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Sementeringskjemikalier - hovedbrønn 335,25 85,93 0,00 0,85 0,21 0,00 0,00 0,23 0,01 0,00 Sementeringskjemikalier - sidesteg 108,10 8,94 1,95 0,40 0,16 0,00 0,29 0,03 0,004 0,00 Riggkjemikalier - hovedbrønn 8,13 8,12 0,67 2,07 0,00 0,00 0,45 2,07 0,00 0,00 Riggkjemikalier - sidesteg 3,35 3,34 0,29 0,85 0,00 0,00 0,16 0,85 0,00 0,00 Testekjemikalier (VBM) 234,26 234,26 31,94 0,18 0,00 0,00 1,26 0,18 0,00 0,00 Totalt (tonn) 2395,37 997,10 588,67 30,23 39,70 0,00 30,16 3,37 0,01 0,00
1Grønn = PLONOR pluss vann
Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier/komponenter er beskrevet i kapittel 3, og detaljer er gitt i Vedlegg A.
Utslipp til luft
Utslipp til luft i forbindelse med kraftgenerering og brønntesting er vist i Tabell 2.
Tabell 2: Estimert totalt utslipp til luft ved boring av brønn 31/7-2 Brasse Appraisal.
Utslipp til luft CO2
(tonn) NOX
(tonn) nmVOC
(tonn) SOX
(tonn) PAH
(tonn) PCB
(tonn) Dioksiner (tonn) Kraftgenerering boring - totalt 2063,66 23,32 3,25 1,82 - - -
Brønntesting 10561,74 16,33 9,97 10,25 0,04 0,00 0,00
Totalt: 12625,40 39,64 13,22 12,07 0,04 0,00 0,00
Utslipp av kaks
Hovedbrønnen er planlagt med totalt dyp på ca. 2300 m, mens sidesteget er planlagt til ca. 2600 m målt dyp. Utboret kaks fra 36" og 17 ½" seksjonene vil gå til utslipp på havbunnen. 12 ¼" og 8 ½" seksjonene vil bores med riser og kaks fra disse fraktes opp til riggen der det blir sluppet til sjø. Sidesteget planlegges boret med oljebasert borevæske (OBB) og utboret kaks med vedheng av OBB vil bli transportert til land for behandling på godkjent mottak. Totalt utslipp av borekaks er beregnet til 755 tonn.
1.4 Sårbar bunnfauna
Basert på borestedsundersøkelse er ingen potensielt sensitive habitater, som kaldtvannskoraller eller dype havsvampsamfunn, identifisert, ref. /1/. Men ca. 20 km vest for lokasjonen fins et tobisfelt.
Miljødirektoratet forventer at Faroe bidrar til kunnskap rundt påvirkning av tobis, ref. /2/. Mer informasjon og planlagte tiltak er gitt i kap. 10.2.3 - Naturressurser i analyseområdet.
1.5 Miljørettet risiko- og beredskapsanalyse
Det er gjennomført en referansebasert miljørisiko- og beredskapsanalyse for Brasse Appraisal (ref. /3/) basert på analyse gjort for letebrønnen 31/7-1 Brasse (ref. /4/).
Den referansebaserte miljørisikoanalysen konkluderer med at Brasse er en konservativ referanse, og beregningene som er gjort er dekkende for operasjonen på Brasse Appraisal. Høyeste beregnet relativ miljørisiko er 17 % av Faroes operasjonsspesifikke akseptkriterier for skadekategori ‘Moderat’ for havsule i vintersesongen, ref. /4/.
Beredskapsanalysen er justert mhp. lavere rater for Brasse Appraisal ift. referansebrønnen. Ratene er beregnet til ca. 1/10 av hva de var for Brasse. Basert på dette viser kalkulasjonene et behov for 2 NOFO systemer for å håndtere tilflyt av olje til barrierer 1A og 1B gjennom hele året, ref. /3/. Responstid for første system vil være 8 timer, og fullt utbygd barriere vil være på plass senest innen 24 timer. Den kystnære beredskapen er satt som for Brasse og skal ha en kapasitet tilsvarende 5 kystsystemer innen 7,2 døgn. Ved behov for strandrensing, er det dimensjonert for bruk av 5-8 strandrenselag, ref. /4/. Det endelige antall beredskapssystemer og strandrenselag i barriere 2 og 3 avhenger av oljens geografiske spredning og type kystlandskap oljen skal bekjempes i.
1.6 Barrierer
Den som driver virksomhet som kan medføre akutt forurensning skal sørge for en nødvendig beredskap for å hindre, oppdage, stanse, begrense og fjerne virkningen av forurensningen. Robusthet i hver barriere og uavhengighet mellom barrierene, som nevnt i veiledningen til Styringsforskriften § 5 om barrierer, er i fokus hos Faroe. Basert på dette forholder Faroe seg til oversikten gitt i Tabell 3.
Tabell 3: Barrierer.
UTBLÅSNING KJEMIKALIEUTSLIPP
Hindre Vekt på borevæske Robust brønndesign Formasjonsstyrkekrav Relevante prosedyrer
Stengte drain plugger Oppsamlingsbakker/-kanter Oppsamlingsutstyr
Låste tankplugger/kraner Vedlikehold
Inspeksjoner
Relevante prosedyrer Oppdage Sveip hver 3. time når det opereres i
reservoarsonen.
Overvåknings- og varslingssystemer ombord på riggen.
Måleinstrumenter Sveip hver 3. time
Stanse Stenge BOP Avlastningsbrønn Well Capping utstyr
Sette på plass drain plugger Lukk kraner
Granskning Forbedringstiltak Skifte deler
Oppdatere prosedyrer Økt/bedre vedlikehold Begrense NOFO systemer
Dispergeringsmidler Beredskapsplaner
Fjerne Oppsamling med NOFO skimmere Kyst- og strandrensing
1.7 BAT- og BEP-vurdering av kjemikalier
Faroe legger vekt på å velge kjemikalier som gir minst mulig miljøskade ved utslipp til sjø. I den sammenheng er det fokus på å velge kjemikalier etter vurdering av beste tilgjengelige teknikker (BAT), teknisk ytelse, erfaring fra drift, hensyn til helsefaktorer og miljømessige hensyn (beste miljøpraksis - BEP).
Kjemikalier kategorisert som gule, grønne og gule Y1 er alle fullt akseptable kjemikalier som utgjør veldig lav miljørisiko. Gule Y2 kjemikalier medfører også lav miljørisiko, mens gule Y3 medfører moderat miljørisiko - begge kategorier vurderes for substitusjon og har spesielt fokus. Kjemikalier i rød og svart kategori medfører hhv. høy og veldig høy/alvorlig miljørisiko, og vil unngås brukt.
Borevæsker
Borevæskekjemikaliene er valgt med den tekniske spesifikasjonen som kan løse de utfordringene man antar vil oppstå under boring av brønnen. Da velges de mest miljøvennlige løsningene ut fra de produktene som er tilgjengelige, og som samtidig kan ivareta sikkerheten/barrierefunksjonen.
Ulike sammensetninger av borevæskene blir laboratorietestet slik at man har muligheten til å kontrollere at væsken oppfyller kravet til spesifikasjon før de blir brukt. Selve varesortimentet som operasjonen har til rådighet vil til enhver ses på med hensyn til teknisk og miljømessig forbedring.
Ingen kjemikalier planlagt for operasjonen er kategorisert til å medføre høy eller alvorlig risiko for miljøet. To kjemikalier planlagt for bruk er evaluert med hensyn på forbruk og utilsiktet utslipp – BDF- 578 og Duratone E, kategorisert som gule Y2. Begge skal brukes under boring av sidesteg og ingen vil bli sluppet til sjø, men sendt til land for forskriftsmessig behandling.
Sementkjemikalier
Ingen sementeringskjemikalier planlagt for bruk er kategorisert til å medføre moderat, høy eller alvorlig risiko for miljøet. Kun ett kjemikalie planlagt brukt er evaluert med hensyn på forbruk og utilsiktet utslipp – Halad-350L klassifisert som gult Y2.
Riggkjemikalier (hjelpekjemikalier)
Ingen riggkjemikalier planlagt for bruk er kategorisert til å medføre moderat, høy eller alvorlig risiko for miljøet.
1.7.1 Substitusjon
For Brasse Appraisal brukes og slippes det ut kun kjemikalier i gul og grønn miljøkategori. Av disse kjemikaliene er størst miljørisiko knyttet til kjemikalier i kategori gul Y2, dvs. produkter som brytes langsomt ned og gir opphav til stabile komponenter (men) som er ikke er farlige for miljø. Disse kjemikaliene vurderes som akseptable, men Faroe har fokus på denne type produkter som et en del av føre-var prinsippet. Y2-kategorien utgjør 0,001 % av det totale utslippet av kjemikalier kategorisert som gule.
Det jobbes også med substitusjon av kjemikalier i lukkede system - kjemikalier som i utgangspunktet ikke går til utslipp. Ombord på Deepsea Bergen brukes det tre Castrol Hyspin AWM-M-produkter som alle er klassifisert som svarte. For hver av disse finnes det en rød ekvivalent. Faroe har derfor anbefalt at Odfjell vurderer substitusjon av Hyspin produktene. De er ved innsendelse av denne søknaden lagt inn i riggens substitusjonsliste. Faroe vil følge opp dette.
Ved kontraktsinngåelse og gjennom de ulike fasene av brønnarbeidet vil Faroe følge opp leverandørene med hensyn til valg av kjemikalier, substitusjon eller utfasing av farlige kjemikalier som går til utslipp.
Leverandørene har selv utarbeidet substitusjonsplaner for sine kjemikalier (i svart, rød eller gul Y2/Y3 kategori) og Faroe vil i samarbeid med dem gjøre nødvendige vurderinger om mulighet for substitusjon eller utfasing.
1.8 Overordnet ramme for aktiviteten
Boreoperasjonen vil bli gjennomført i henhold til Faroe sine krav og strategier for boreoperasjoner og i tråd med gjeldende lovgiving. 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 mest mulig. Prinsippene for risikoreduksjon sier at risikoen for miljøskade deretter skal reduseres ytterligere så langt det er mulig.
Miljøstyring og miljøvurderinger er en integrert del av planleggings- og beslutningsprosessen i Faroes aktiviteter. For å ivareta selskapets miljømål skal BAT og BEP benyttes i planlegging og gjennomføring av aktiviteter.
Boringen vil bli gjennomført i samsvar med lisenskravene gitt til PL740. Det foreligger ingen sæskilte krav knyttet til miljø eller fiskeri i lisensen.
1.9 Definisjoner
Akseptkriterier Kriterier som benyttes for å uttrykke et akseptabelt risikonivå i virksomheten, uttrykt ved en grense for akseptabel frekvens for en gitt miljøskade
Barriere Fellesbetegnelse for en samlet aksjon i et avgrenset område; kan inkludere ett eller flere system.
Bekjempelse Alle tiltak som gjennomføres i akuttfasen av en forurensningssituasjon og som skal hindre at oljen sprer seg (strakstiltak ved å stanse lekkasjen, begrense utstrekningen, hindre spredning, samle opp fra sjøen, lede oljen forbi sensitive områder og hindre strandet olje fra å bli remobilisert).
Dioksiner Dioksiner er betegnelsen på en gruppe klor- og bromholdige stoffer med høy fettløselighet og lang nedbrytningstid i naturen. Dioksiner fremstilles ikke bevisst, men dannes som følge av naturlige og menneskeskapte forbrenningsprosesser.
Dispergering Når den ene væsken eller et fast stoff (materiale), brytes ned til svært små, mikroskopiske partikler eller dråper, som flyter rundt i den andre væsken. Disse er ikke sammenblandet, men fint fordelt i hverandre fordi de har ulik polaritet.
Emulsjon En blanding av to væsker som ikke er fullstendig løselige med hverandre. Den ene væsken er fordelt som dråper i den andre væsken. Oljeemulsjon er at olje tar til seg vann og den er generelt oppsamlingsbar når emulsjonen har en viskositet på 1000 cP og høyere.
Forvitring Nedbrytning av olje i miljøet. Forvitringsanalysen måler fysiske og kjemiske egenskaper for oljen til stede i miljøet over tid.
Influensområde Området med større eller lik 5 % sannsynlighet for forurensning med mer enn 1 tonn olje innenfor en 10 x 10 km rute, iht. oljedrifts-beregninger.
kh og skin k beskriver strømningsmotstand i reservoaret, h sier noe om hvor tykk produserende formasjonen er, skin er en faktor som beskriver strømningsmotstand fra reservoaret inn i brønnen
Korteste drivtid Tiden det tar fra utslippets start til den første oljen når kyst- og strandsonen.
OSCAR OSCAR er en 3-dimensjonal oljedrifts- og beredskapsmodell som beregner oljemengde på sjøoverflaten, på strand og i sedimenter samt konsentrasjoner i vannsøylen.
Persentil P-persentil betyr at p prosent av observasjoner i et utfallsrom er nedenfor verdien for p-persentilen. En 25-persentil er da slik at 25 % av data/observasjoner er under den gitte verdien, mens 75 % er over.
PLONOR Pose Little Or No Risk to the Marine Environment er en liste fra Oslo/Paris (OSPAR) konvensjonen over kjemikalier som antas å ha liten eller ingen effekt på det marine miljø ved utslipp.
Responstid Sammenlagt mobiliseringstid, gangtid og utsettelse av lenser.
Restitusjonstid Restitusjonstiden er oppnådd når det opprinnelige dyre- og plantelivet i det berørte samfunnet er tilbake på tilnærmet samme nivå som før utslippet (naturlig variasjon tatt i betraktning), og de biologiske prosessene fungerer normalt. Bestander anses å være restituert når bestanden er tilbake på 99 % av nivået før hendelsen. Restitusjonstiden er tiden fra et oljeutslipp skjer og til restitusjon er oppnådd.
Viskositet Sier noe om hvor tyktflytende væsken er. En lav viskositet gir tyntflytende væske, høy viskositet innebærer en tykk/seig konsistens.
1.10 Forkortelser
I denne søknaden er følgende forkortelser brukt:
BAT Beste tilgjengelige teknikk
BEP Best Environmetal Practise (beste miljømessige praksis) BOP Blow Out Preventer (utblåsningsventil)
CO2 Karbondioksid
COS Karbonylsulfid (kjemisk forbindelse med formelen OCS) DFU Definerte fare- og ulykkessituasjoner
Faroe Faroe Petroleum Norge AS H2S Hydrogensulfid
HMS Helse, Miljø, Sikkerhet
HOCNF Harmonized Offshore Chemical Notification Format ICES Internasjonale råd for havforskning
IUA Interkommunale utvalg mot akutt forurensning MIRA Miljørisikoanalyse
MSL Mean Sea Level
NH Norskehavet
NOFO Norsk Oljevernforening For Operatørselskap NOROG Norsk Olje og Gass
NORSOK Norsk sokkels konkurranseposisjon
NOX Nitrogenoksid
NS Nordsjøen
nmVOC Flyktige organiske forbindelser (non-methane volatile organic compounds) OBB Oljebasert borevæske
OR Oil Recovery
OSRL Oil Spill Response Limited P&A Plug and Abandon
PAH Polysykliske aromatiske hydrokarboner PCB Polyklorerte bifenyler
PL Produksjonslisens
POB Personnel onboard
ppb Parts per billion RKB Rotary Kelly Bushing
ROV Remotely operated underwater vehicle / Fjernstyrt undervannsfarkost R-SH Merkaptaner (også kjent som tioler, eller metantioler)
sg Specific gravity
SOX Svoveloksid
STT Slop Treatment Technology TD
TVD
Total Depth
True Vertical Depth
VBB Vannbasert borevæske
VØK Verdifull Økosystem Komponent
2 Aktivitetsbeskrivelse
Primærmålene for brønn 31/7-2 Brasse Appraisal er:
• Ingen skade på mennesker, miljø og utstyr under gjennomføringen av prosjektet.
• Undersøke tilstedeværelse av reservoar og hydrokarboner i Sognefjord-formasjonen (gass- olje-kontakt og olje-vann-kontakt)
• Ta minimum en kjerneprøve i starten av Draupne-formasjonen og av Sognefjord- reservoaret
• Utføre brønntest for å vurdere reservoarkvalitet.
• Planlagt for ett potensielt sidesteg for å se på omfang.
• Utføre datainnsamling i henhold til myndighetskrav, og få nok data for formasjons- evaluering og produktivitet i reservoaret.
• Vurdere og fastsette verdien av Brasse-prospektet.
Basisinformasjon om 31/7-2 Brasse Appraisal er gitt i Tabell 4.
Tabell 4: Basisinformasjon for Brasse Appraisal.
Parameter Verdi
Utvinningstillatelse PL740
Lisenshavere Faroe Petroleum Norge AS: 50 % (operatør)
Point Resources AS: 50 %
Sjøbunnslokasjonens lengde-/breddegrad 03° 01’ 58.47” Ø / 60° 24’ 22,01” N Sjøbunnslokasjonens UTM koordinater (sone 31N) 501813 mØ / 6696641 mN
Vanndyp 119,1 meter
Avstand til land 96,5 km
Planlagt boredyp 2300 mTVD
Varighet 33 dager for hovedbrønn
17 dager for brønntest 22 dager for sidesteg Totalt 72 dager
Brasse Appraisal vil ha en total dybde på ca. 2300 m TVD RKB inn i Fensfjord-formasjonen, der det forventes å finne gass og olje i Sognefjord formasjonen basert på funn i 31/7-1 Brasse. Maksimum forventet bunnhullstemperatur er 940 C og maksimalt trykk ved brønnhodet er 205 bar.
Poretrykket for Brasse Appraisal er analogt med letebrønn 31/7-1 Brasse. Normalt trykk er estimert ned til 1100 m MSL, før trykket øker jevnt til 1.35 sg i Hordaland (212 bar) ved 1600 m RKB. Trykket synker så til hydrostatisk fra og med Hardråde-formasjonen ved 2057 m RKB og igjennom reservoaret og ned til totalt brønndyp på 2300 m TVD RKB. Poretrykket ved toppen av reservoaret er ca. 0,92 sg, sub- hydrostatisk trykk pga. produksjon på Troll/Brage.
36"-seksjonen, 9 ⅞” pilothull og 17 ½”-seksjonen er planlagt boret med sjøvann og høyviskøse piller av bentonitt med retur til havbunnen. 17 ½”-hullet vil bli fortrengt med vannbasert borevæske før kjøring av 20” x 17 ½” foringsrør. 12 ¼"- og 8 ½”-seksjonene vil bli boret med et vannbasert borevæskesystem (VBB). Avhengig av resultater fra hovedbrønnen kan det bli aktuelt å bore et sidesteg. Da vil 8 ½”- seksjonen plugges tilbake, et 9 ⅝” foringsrør trekkes og sidesteget vil bli boret med oljebasert borevæske (OBB) under 13 ⅜" foringsrørsko i to seksjoner, 12 ¼” og 8 ½”, som vist i Figur 3. Begrunnelse for valg av OBB er gitt i kap. 3.1. Brønnen vil bli permanent plugget og forlatt i henhold til NORSOK D-010, ref. /5/.
#1 KOP
Sognefjord:
Fensfjord
TD 8 ½” hole: 2300 m TVD RKB 9 5/8" csg:
2135 m TVD RKB
30" conductor:
212 m TVD RKB
13 3/8" csg:
900 m TVD RKB
9 5/8" TOC:
1983 / 2222 m TVD/MD RKB 9 5/8" TOC:
1935 m TVD RKB Top of plug #1 :
1935 m TVD RKB
Top of plug #2:
1983 / 2222 m TVD/MD RKB
TD 8 ½” hole: 2272 / 2600 m TVD/MD RKB
Kick-off plug:
1000-850 m TVD RKB
9 5/8" csg: 2135 / 2422 m TVD/MD RKB
13 3/8" csg cut at 1000 m TVD RKB
Top of 7" liner 2035 m TVD RKB Seabed @ 142
m TVD RKB
#1 #2
#3
Top of Sognefjord:
2161 m TVD RKB
Top of Sognefjord:
2161/2456 m TVD/MD RKB
Figur 3: Brønnskisse over Brasse Appraisal inkludert sidesteg.
En detaljert beskrivelse av den planlagte operasjonen, inkludert barrierefilosofi, er gitt i 31/7-2 boreprogram, ref. /6/. Tidsplan for boreoperasjonen er vist i Figur 4.
Figur 4: Tid-dybde-kurve (inkludert DST og sidesteg - 72 dager).
2.1 Brønntesting
Avhengig av brønnresultatet ved boring av Brasse Appraisal, planlegges det å gjennomføre en brønntest (Drill Stem Test, DST). Testen vil kjøres i Sognefjord formasjonen dersom en betydelig oljekolonne påtreffes og kjerneprøver, wireline logging, og væskeprøver fra reservoarbergarter tilsier gode resultater. En brønntest vil ha stor verdi for forståelsen av reservoarets utstrekning og produksjonsegenskaper, og for å bevise kommersiell brønnproduktivitet i Brasse prospektet.
Undersøkelsesradius på testen er avhengig av reservoaregenskapene, men testen vil kjøres for å undersøke reservoarets avgrensning. Det planlagte designet av testen kan bli revidert avhengig av brønnresultatene og overflateavlesningsdata som blir tilgjengelig under testeoperasjonen.
Formål med brønntesting er å:
• Vurdere produktiviteten i Sognefjord Fm og verifisere økonomiske produksjonsrater
• Undersøke reservoarets utstrekning, kontinuitet og potensielle strømningsgrenser
• Bestemme reservoaregenskaper (kh og skin) og redusere usikkerhet
• Ta representative væskeprøver (overflate)
• Ta prøver for å gjennomføre strømnings- og ‘tie in’ studier
• Skaffe informasjon om reservoarets temperatur
• Måle sporstoffinnholdet av H2S, CO2, R-SH, COS, kvikksølv og radon
2.1.1 Brønntesteanlegget
Brønntesten gjennomføres ved at en midlertidig produksjonsstreng installeres i brønnen og brønnen blir perforert og hydrokarboner ledes opp til produksjonsanlegget på riggen. Her blir strømmen av hydrokarbonene målt før disse brennes på riggen. Figur 5 viser et generisk brønntestanlegg og gir en oversikt over hovedkomponentene i dette anlegget. Beskrivelse av hovedkomponentene er gitt i Tabell 5.
Figur 5: Generisk brønntesteanlegg.
Tabell 5: Hovedkomponentene i et testeanlegg.
Komponent Bekrivelse
DST string Midlertidig komplettering i brønnen.
Undervannstre Sikkerhetsventil og avkoblingsmulighet for testestrengen plassert i BOP.
Testtre Brønnstrømmen kommer til overflaten via produksjonsrøret i brønnen, som er koblet til overflate testtreet på boredekket. Testtreet er utstyrt med sikkerhetsventiler. Fra testtreet blir brønnstrømmen koblet til høytrykkslinjen til brønntestområdet via armerte, fleksible slanger. Testtreet er en del av barrieresystemet i brønnen.
Chokemanifold På chokemanifolden kontrolleres produksjonen fra brønnen, den er utstyrt med blokkeringsventiler og en justerbar strupeventil.
Varmeveksler Væskene går fra chokemanifolden via en varmeveksler til testseparatoren.
Varmeveksleren justerer temperaturen på brønnstrømmen til ønsket nivå for å oppnå best mulig separasjonseffekt i testseparatoren. I tillegg vil varm olje forbrenne bedre.
Testseparator I testseparatoren skilles olje, gass og eventuelt produsert vann i separate faser ved hjelp av gravitasjon. Gassen går til høytrykksfakkel på brennerbommen.
Oljen går til brennerhodet på brennerbommen, mens eventuelt utskilt vann samles på en atmosfærisk lagertank.
Atmosfærisk lagertank Her samles væske som er vanskelig å brenne (slop, kompletteringsvæske og væske som har vært i kontakt med olje eller reservoaret). Væsken pumpes over i små lagertanker for transport til land og forskriftsmessig behandling.
Kalibreringstank En kalibreringstank benyttes for å kontrollere og kalibrere oljemålere under drift for å sjekke målt volum. En korreksjonsfaktor benyttes på oljemålingen for å få den så korrekt som mulig. Fra kalibreringstanken pumpes oljen til brennerhodet på brennerbom. Gass fra kalibreringstank går til lavtrykksfakkel på brennerbommen.
Pumpe Fra kalibreringstanken pumpes oljen til brennerhodet på brennerbommen.
Kompressor Flere kompressorenheter brukes for å skaffe luft til brennerhodene. Luften tilføres for å forstøve oljen og til oksygen selve forbrenningen.
Brennerbom Testeanlegget er utstyrt med to brennerbommer lokalisert på hver sin side av riggen. I tillegg til brennerhodet er brennerbommen utstyrt med høytrykksfakkel og lavtrykksfakkel.
Brennerhode Brennerhodet er lokalisert på brennerbommen. Brenneren har dyser med forbedret luftinnsug for å sørge for størst mulig grad av fullstendig forbrenning.
Høytrykksfakkel Gass fra testeseparatoren går til høytrykksfakkel, lokalisert på brennerbommen.
Faroes valg av testeutstyr er basert på at det beste tilgjengelige utstyret og de beste teknikkene benyttes for å redusere forurensning. Testeoperasjonen vil bli utformet og forvaltet på en slik måte at en best mulig forbrenning av brønnstrømmen oppnås og utslipp til sjø minimeres. En viktig komponent er brennerhoder med høy effektivitet og god forbrenning. Disse type brennere produserer mindre hydrokarbondråper enn konvensjonelle brennere, noe som reduserer potensialet for at hydrokarboner faller ut ved flammen. Brennerne har blitt mye brukt i Nordsjøen, og har vist seg å være meget effektive.
Brenneren kan håndtere vannkutt på opptil 10-30 %, men det er ikke forventet noen vannproduksjon under brønntesten.
Under oppstart av brønnstrømmen, vil produserte væsker bli samlet i en tank. Rene brennbare væsker (hydrokarboner) vil bli brent, mens resten av væskene vil bli sendt til land for forskriftsmessig avhending.
2.1.2 Gjennomføring av brønntest
Når vedtaket er gjort for å gjennomføre brønntest, vil et 7" forlengelsesrør installeres og sementeres på plass. Før installering av testestrengen vil hele brønnen bli renset tett ned mot TD, samt at BOP og stigerøret bli renset og skrapet, før alt sirkuleres og blir fortrengt med et lavpartikkel vannbasert kompletteringsvæskesystem som brukes gjennom hele testefasen. Kjemikaliene som brukes til rengjøring av brønnen vil bli sluppet til sjø. Valg av borevæskesystem er basert på følgende:
• Hindre hydratdannelse ved bruk av MEG.
• Redusere friksjon ved kjøring av testestreng
• Optimalisere for bruk av nedihulls testeventiler
Før perforering, vil teststrengen vil bli fortrengt til baseolje (XP-07) for å generere et underbalansert trykk over reservoarintervallet. Baseoljen vil bli faklet, mens den bringer brønnen på nett etter perforering av reservoaret. MEG vil bli injisert undervanns inn i brønnstrømmen tidlig i hver strømningsperiode for å forhindre eventuelle hydrater dannes på grunn av kalde «statiske»
brønntemperaturer. Når brønnen starter å strømme vil baseoljen produseres først. Men før rene hydrokarboner kommer til overflaten vil en blanding av baseolje, saltlake (NaCl brine) og borevæske komme frem. Denne blandingen vil bli samlet inn og sendt til land da det ikke fins en garanti for tilstrekkelig brenning av dette.
Hele testeoperasjonen er planlagt å vare i 17 dager, men selve strømningen av brønnen vil forgå i flere korte perioder med påfølgende innestenging og trykkoppbygging for å analysere reservoaret. Totalt er det derfor estimert at brønnen skal strømme i 48 timer, som er basis for utslippsberegningene.
Testeanlegget består blant annet av separasjonsutstyr, hvor det er mulig å injisere kjemikalier for en forenklet behandling. I tillegg til selve prosessutstyret brukes det også lagertanker slik at man har tilstrekkelig kapasitet til å separere og mellomlagre produserte væsker som ikke kan brennes. Disse tankene har hjelpepumper koblet opp for væskeoverføring til transporttanker slik at slop, kompletteringsvæske og væske som har vært i kontakt med olje eller reservoaret og som er vanskelig å brenne, samles opp i transporttanker og sendes til land for forskriftsmessig behandling.
Planlagt forbruk og utslipp av kompletteringskjemikalier for rengjøring av brønnen før testing er vist i Tabell 24. I utgangspunktet brukes det ingen andre kjemikalier, men hvis det oppstår noe uforutsett, vil man ha noen kjemikalier i beredskap, vist i Tabell 31. Utslipp til luft i forbindelse med testing er vist i Tabell 14.
2.1.3 Tiltak for å sikre optimal forbrenning
Brønntestingen planlegges og styres på en måte som gjør at man reduserer totalforbruket av olje og gass mest mulig og sikrer høyeffektiv forbrenning for å minimalisere utslipp. For å redusere forbruk av olje og gass benyttes det nedihullsensorer i brønnen som formidler sanntidsdata (reservoartrykk og temperatur) til riggen og gjør det mulig å optimalisere strømning og kutte produksjonsperioder så snart
nødvendige data er innsamlet. Kortere testvarigheter betyr mindre volum av forbrent gass og olje og dermed mindre utslipp. I tillegg reduseres total tid riggen er i bruk.
Forbrenningen i oljebrennerne og gassfaklene overvåkes kontinuerlig for å sørge for optimal forbrenning og umiddelbar deteksjon av eventuelt oljesøl. Det er et overordnet mål å gjennomføre brønntesten med så små utslipp som praktisk mulig, inkludert å minimalisere røykdannelse. Skulle oljeutfall til sjø eller sotutfelling inntreffe, vil forbrenningsparameterne bli justert for å optimalisere forbrenningen. Om dette ikke umiddelbart kan gjøres, vil produksjonen stanses og ikke startes igjen før problemet er løst.
Barrierer som skal forhindre oljesøl på dekk under testing inkluderer:
• Automatisk prosessnedstengingssystem som er iht. NORSOK D-007, ref. /7/.
• Nødstoppknapper flere plasser på riggen som stenger ned produksjonen. Det blir informert at det er alles plikt å stenge ned produksjonen om noen blir oppmerksom på forurensing.
• Spillkanter rundt hele brønntestområdet, iht. NORSOK D-007 (ref. /7/). Dette kan håndtere et utslipp som tilsvarer minimum 110 % av volumet i den største tanken i anlegget.
• Dekkdreneringspunkter som er mekanisk blokkert og forseglet for å hindre eventuelt oljesøl på dekk fra å komme ned i riggens dreneringssystem.
• Kontinuerlig bemanning av brønntestanlegget i drift.
• Et beredskapsfartøy utstyrt med fjernmålingssystem som vil overvåke havoverflaten under brønntesten. Om en hendelse skulle inntreffe og olje observeres på havoverflaten, vil nødvendige tiltak gjennomføres iht. utslippets størrelse.
2.1.4 Alternative teknologier
Basert på Oljedirektoratets rapport om miljøteknologi (ref. /8/), er flere alternative teknologier vurdert ifm. testing av Brasse Appraisal, se Tabell 6.
Tabell 6: Brønntestingsalternativ.
Alternative teknologier Beskrivelse (basert på ref. /8/) Vurdering
Ingen test Ingen test Basert på at Faroe hadde funn ved boring av 31/7-1 Brasse, er sannsynligheten for funn i 31/7-2 Brasse Appraisal vurdert å være opp mot 98 %. For å få best mulig informasjon om produktivitet og utstrekning av reservoaret, samt få en bedre vurdering av
produksjonspotensialet – er en brønntest ansett som nødvendig.
Brønntesting med optimalisert forbrenning
Forbrenningen optimaliseres ved forbedring av testeutstyret samt prosedyrer for innsamling og tolkning av data.
Beste tilgjengelige testeutstyr med optimal forbrenning vil brukes.
Nedihullstesting Metoder som eliminerer
produksjon av råolje til overflaten, f.eks. formasjonsverktøy kjørt på kabel eller borestreng og lukket kammer testing.
Denne metoden gir kun informasjon fra umiddelbar nærhet av brønnen, mens en brønntest gir informasjon om områdets utstrekning og kommunikasjon opptil flere km fra brønnen.
Nedihullsproduksjon og
injeksjon Dette omfatter produksjon av formasjonsvæske fra ett
formasjonsintervall og injeksjon av produsert formasjonsvæske til et annet formasjonsintervall i brønnen.
Dette krever et egnet reservoar til å injisere i - noe vi ikke har, og komplisert nedihullsutstyr.
Tynnhullstesting Metoden reduserer produsert volum fra testen ved å benytte produksjonsrør med mindre diameter i en brønn som er tynnhullsboret (mindre rørdiameter fører lavere rater).
Ulempen med små rater er at trykkfall nede i brønnen under testingen blir lavt og
testresultatene blir mer unøyaktige. Derfor er det ønskelig å unngå bruk av mindre
produksjonsdiameter.
Kveilerørstesting (coil
tubing) Formålet med metoden vil være å redusere produsert volum i forhold til en konvensjonell brønntest.
I tillegg til ulempen med små rater (se over), vil metoden kreve omfattende opprigging av utstyr på riggen. På en leterigg er det både tid- og plassmangel.
Oppsamling Oppsamling av råolje for transport til land og deretter videre
utnyttelse av oljen. Et alternativ er produksjon til et
dedikert brønntestingsskip med fasiliteter for å stabilisere og lagre olje.
Utilstrekkelig kapasitet på riggen som medfører sikkerhetsmessige utfordringer. Medfører økt risiko med et brønntestingsskip liggende nær rigg. Det er ingen brønntestingsskip lett tilgjengelig.
Tilbakeproduksjon over
produksjonsanlegget Under produksjonsboring vil det være mulig å tilbakeprodusere til plattformen ved
brønnopprenskning/testing og brønnbehandling.
Ikke aktuelt for leteboring.
Mini DST har også vært vurdert, men en slik test har liten undersøkelsesradius slik at det ikke kan gi avgjørende informasjon om mulig kammerdeling og grenser som forventet ut ifra den seismiske kartleggingen. Den eneste måten å kvantifisere oppdeling i seksjoner og definere produktiviteten til
Sognefjord Fm i stor målestokk, er å utføre DST innenfor de store hydrokarbonførende intervallene.
Brønntesting med optimalisert forbrenning er en foretrukket teknologi ut fra brønnens brønndesign, ressursforbruk og av sikkerhetsmessige årsaker. Miljømessige aspekter i forhold til brønntesting er vurdert i kapittel 8.4, Miljøvurdering av utslipp fra mulig brønntest.
3 Forbruk av kjemikalier og utslipp til sjø
Kategoriseringen av kjemikaliene som planlegges benyttet under boring av Brasse Appraisal er gjennomført på bakgrunn av godkjent økotoksikologisk dokumentasjon (HOCNF) og er utført i henhold til Aktivitetsforskriften §§62 og 63. De omsøkte kjemikaliene er vurdert opp mot HOCNF mottatt fra de ulike kjemikalieleverandørene via NEMS Chemicals. Ingen av kjemikaliene planlagt sluppet ut under boreoperasjonen er identifisert for utfasing, og kjemikaliene som planlegges sluppet ut vurderes å ha miljømessig akseptable egenskaper i kategori gul eller grønn.
De kjemikaliene som skal benyttes, og som er underlagt krav om HOCNF, er sortert i følgende grupper i henhold til bruksområde:
- Borevæskekjemikalier - Sementeringskjemikalier
- Riggkjemikalier (hjelpekjemikalier) - Brønntestekjemikalier
- Kjemikalier i lukkede systemer
En oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier planlagt brukt under boreoperasjonen er gitt i Vedlegg A. Beredskapskjemikalier som vil kunne være ombord på riggen og kriteriene for bruk av disse kjemikaliene er beskrevet i Vedlegg B. Respektiv andel av hvert kjemikalie i kategoriene grønn og gul er blitt brukt ved beregningene, og ikke den kjemiske kategoriseringen. Det betyr at for kjemikalier i gul kategori, der en andel på 30 % er gul, og 70 % er grønn, vil disse deles opp tilsvarende, både ved overslag for bruk og utslipp. Grønn andel inkluderer vann.
Det planlegges ikke for utslipp av stoffer kategorisert som svart.
3.1 Borevæskekjemikalier
31/7-2 Brasse Appraisal er planlagt boret med bruk av sjøvann og høyviskøse piller av bentonitt i 36"
seksjonen, 9 ⅞” pilothull og 17 ½” seksjonene. Kaks med vedheng av bentonitt vil slippes på sjøbunnen.
En utblåsingsventil (BOP) påmonteres deretter på brønnhodet. Så for 12 ¼" og 8 ½” seksjonene, der det vil benyttes vannbasert borevæske (VBB) med grønne og gule kjemikalier, vil VBB sammen med kaks føres til overflaten ved hjelp av et konvensjonelt stigerør og slippes ut til sjø fra riggen.
Det potensielle sidesteget vil bores med oljebasert borevæske (OBB). Ved bruk av OBB vil sannsynligheten for tap av borevæske til formasjonen, med dertil fare for brønnspark, reduseres. I tillegg forventes boreeffektiviteten å øke ved bruk av OBB. For under boring av sidesteg i 31/7-1 Brasse var det store fremdriftsproblemer med bruk av VBB. Ved eventuelt opphold i operasjonen har i tillegg OBB bedre vektegenskaper ved lengre perioder uten sirkulasjon. Risikoen for at brønnveggen kollapser eller at man må vaske og "jobbe" seg ut av hullet reduseres også med bruk av OBB.
Planlagt forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier er vist i Tabell 7. En fullstendig oversikt er gitt i Vedlegg A, Tabell 23 (hovedbrønn) og Tabell 25 (sidesteg) for borevæsker, mens kjemikalier til bruk i beredskapssammenheng er listet opp i Vedlegg B, Tabell 30. Leverandør av borevæskekjemikalier er Halliburton.
Tabell 7: Estimert forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier ved boring av 31/7-2 Brasse Appraisal.
Aktivitet Forbruk
(tonn) Utslipp av grønne
stoffer (tonn) Utslipp av gule stoffer (tonn)
Boring av hovedbrønn 875,26 656,68 28,00
Boring av sidesteg 1 1450,21 0 0
Totalt 2325,47 656,68 28,00
3.2 Borekaks
All kaks generert etter boring av Brasse Appraisal hovedbrønn vil bli sluppet til sjø. Når det gjelder kaks fra sidesteget, vil dette – med vedheng av OBB – bli sendt til land for forsvarlig behandling. Totalt utslipp av borekaks er beregnet til 755 tonn. Oversikt over massebalanse for borekaks er vist i Tabell 8.
Tabell 8: Estimert mengde borekaks per seksjon for 31/7-2 Brasse Appraisal.
Brønnseksjon Lengde (m) Borekaks (tonn)
36" 68 134,0
17 ½” 690 321,2
12 ¼” 1235 281,7
8 ½” 165 18,1
12 ¼” – Sidesteg 1522 347,2
8 ½” – Sidesteg 178 19,5
Totalt 3858 1121,8
Totalt til sjø (tonn) 755,0
Totalt til sjø (m3)1 251,7
1) En faktor på 3 er brukt til omregning fra tonn til m3
3.2.1 Olje på kaks ved reservoarboring med VBB
Det er iht. Aktivitetsforskriften §68 lov å slippe ut formasjonsoljeolje i hvis oljen utgjør mindre enn ti gram per kilo tørr masse. Dette vil si <1 % av total masse.
For operasjon på Brasse vet vi følgende:
- Mengde kaks som skal bores ut fra reservoarseksjonen er beregnet til 18100 kg.
- Total mengde olje i sonen som skal kjernebores er estimert til 138 kg.
Dette betyr at olje fra formasjonen i 8 ½" seksjonen, som andel av total tørr masse, vil utgjøre ca. 0,76
% av total masse. Oljeholdig formasjon skal kjernebores, så i realiteten vil andel olje være enda lavere.
3.3 Sementeringskjemikalier
Sement vil under boring av brønnen komme i retur på sjøbunn ved sementering av 30” lederør og 20 x 13 ⅜" foringsrør. Det er dette volumet som utgjør hoveddelen av utslippene til sjø. Dette volumet vil være avhengig av faktisk hullstørrelse og sementvolum på selve jobben. Et estimat for dette volumet
har blitt beregnet etter erfaringsdata og gjeldende prosedyrer, ref. /5/. Sementen som kommer opp løser seg opp i sjøvannet og blir dratt med havstrømmer eller sedimenterer på havbunnen.
En oppsummering av forbruk og utslipp av sementeringskjemikalier er gitt i Tabell 9. En fullstendig oversikt er gitt i Vedlegg A, Tabell 26 (hovedbrønn) og Tabell 27 (sidesteg) for sementeringskjemikalier, mens kjemikalier til bruk i beredskapssammenheng er beskrevet i Vedlegg B. Alle sementkjemikalier er kategorisert som grønne eller vurdert som akseptable (gul kategori).
Tabell 9: Estimert utslipp av gule og grønne sementeringskjemikalier ved boring av brønn 31/7-2 Brasse Appraisal.
Aktivitet Forbruk
(tonn) Utslipp av grønne
stoffer (tonn) Utslipp av gule stoffer (tonn)
Sementering hovedbrønn 336,31 85,93 0,24
Sementering sidesteg 1 110,60 8,94 0,33
Totalt 446,91 94,87 0,57
I bore- og brønnoperasjoner benyttes sement hovedsakelig for å fundamentere lederør og brønnhodet ved havbunnen, samt støpe fast foringsrør slik at det oppnås trykkisolering mellom de forskjellige formasjonene som man borer gjennom. Hovedkomponentene i sementblandingen er sement og vann. I tillegg er det nødvendig å tilsette forskjellige kjemikalier for å tilpasse de fysiske og kjemiske egenskapene både til sementblandingen og den ferdig herdede sementen. Disse kjemikalier omtales som tilsetningskjemikalier og tilsettes vanligvis i vannet som blandes med sementen. Når man lager en sementblanding på riggen, er det en rekke væsker som blandes med sement i en jevn strøm, samtidig som den ferdige blandingen pumpes ned i brønnen. Når blandingen er plassert i brønnen, vil sementen størkne.
Sementering av 30" lederør og 20" foringsrør
Sement vil komme i retur til sjøbunn ved sementering av 30" lederør og 20" foringsrør. Det er planlagt med et overskudd av sement på 300 % for sementering av 30" lederør, og 100 % overskudd for sementering av 20" foringsrør. Overskuddet av sement er nødvendig for å sikre tekniske krav som gir brønnhodet den strukturelle støtten som kreves for operasjonen. Det er dette sementvolumet som utgjør hoveddelen av utslippene til sjø. Volumet sement som brukes er avhengig av faktisk hullstørrelse og sementvolum brukt på selve jobben. Et estimat av dette volumet har blitt beregnet etter erfaringsdata og gjeldende prosedyrer.
Sementering av 13⅜" foringsrør
13 ⅜" foringsrør for 17 ½" seksjonen vil ikke bli sementert opp til overflaten. Det vil dermed ikke bli utslipp av sement fra denne seksjonen.
Sementering av 9 ⅝" foringsrør
9⅝" foringsrør for 12¼" seksjonene (hovedbrønn og begge sidesteg) vil ikke bli sementert opp til overflaten. Det vil dermed ikke bli utslipp av sement fra denne seksjonen.
Sementering av 7" forlengelsesrør (opsjon ved eventuell brønntest)
Hvis det blir funn av hydrokarboner i brønnen, planlegges det for en brønntest. Da vil et 7"
forlengelsesrør (liner) bli installert og sementert på plass i hele sin lengde. Sementering av
forlengelsesrør krever et overskudd av sement som vil bli sirkulert ut av brønnen for å sikre at hele lengden av forlengelsesrøret blir sementert.
Sementering under P&A
Det er planlagt at brønnen blir permanent plugget og forlatt. Dette gjøres ved installering av 3 sementplugger for hovedbrønn, og 3 plugger for et eventuelt sidesteg. Overskudd av sement og forurenset vaskevann for P&A på et eventuelt sidesteg vil gå tilbake til riggen og tas til land for behandling. En detaljert plan for sementpluggene vil bli levert i eget P&A program like før tilbakepluggingsoperasjonen starter.
Beregning av utslippsmengder
Følgende forutsetninger er lagt til grunn for å beregne utslippsmengder til sjø:
• Ved sementering av topphullsseksjonene (lederør og forankringsrør) er det lagt til grunn et utslipp av ca. 50 % av overskuddsmengde sementblanding som følge av retur til sjøbunn.
• Utslippsmengdene inkluderer også utslipp av blandevann for hver jobb. Dette volumet kommer som følge av spyling av liner, "displacement"-tank og miksekar. Utslippsmengden er basert på erfaringsmessige forhold, og gjelder kun for topphull der det pumpes med sjøvann eller vannbasert borevæske. Rutiner er etablert for å redusere utslipp av blandevann mest mulig.
• I utslippsmengden for sement er det også inkludert et mulig utslipp av tørr sement. Denne utslippsmengden er grunnet fjerning av sement fra "surgetanken" etter jobben for å hindre den i å stivne. Så langt det er praktisk mulig blir mesteparten av mengden tørr sement samlet opp for gjenbruk eller sendt til land.
• I forbindelse med sementering for tilbakeplugging av åpen-hullseksjoner er det beregnet et utslipp på 300 liter slurry i forbindelse med vasking av sementenheten. Tiltak vil bli iverksatt for å minimalisere utslippsmengdene - se kapittel 7 Risiko- og utslippsreduserende tiltak.
3.4 Kjemikalier for brønnopprensning og brønntesting
Kjemikaliene som brukes til rengjøring av borehullet er Bakerclean Dual (rengjøringsmidler) og Barazan (viskositetsøker). Kjemikaliene vil bli sluppet til sjø. Etter installasjon av DST-strengen, vil væskeinnholdet inne i DST-strengen fortrenges med baseolje (XP-07) for å generere et underbalansert trykk over reservoarintervallet. Denne oljen vil bli faklet ved brønnoppstart etter reservoaret er perforert. MEG vil bli injisert inn i brønnstrømmen under den tidlige delen av hver strømningsperiode for å forhindre dannelse av hydrater. Nærmere beskrivelse av prosessen er gitt i kap. 2.1.2.
En oppsummering av forbruk og utslipp av brønntestekjemikalier gitt i Tabell 10. For detaljer se Vedlegg A - Tabell 24 - og beredskapskjemikalier i Vedlegg B - Tabell 31 .
Tabell 10: Utslipp av brønnopprensings- og brønntestekjemikalier under boring av Brasse Appraisal.
Aktivitet Forbruk
(tonn) Utslipp av grønne stoffer
(tonn) Utslipp av gule stoffer (tonn)
Brønnopprensing og testing 257,78 225,66 1,44
3.5 Riggkjemikalier (hjelpekjemikalier)
Forbruk og utslipp av riggkjemikalier på Deepsea Bergen omfatter BOP-væske, vaskemidler og gjengefett. I tillegg brukes det kjemikalier i lukkede systemer, brannslukkemiddel og rensekjemikalier.
En oppsummering av anslåtte mengder forbruk og utslipp til sjø av riggkjemikalier er vist i Tabell 11.
Tabell 28 (hovedbrønn) og Tabell 29 (sidesteg) i Vedlegg A gir detaljert oversikt over beregnet forbruk og utslipp av riggkjemikalier, samt oversikt over andelen av grønne og gule stoffer. Beregningen av mengde kjemikalier som planlegges forbrukt og sluppet ut er estimert ut i fra erfaringstall fra faktiske operasjoner om bord på riggen siste 12 måneder, samt lengste varighet av operasjonen på 72 dager.
Lengste varighet inkluderer 6 dager med logging og kjerneprøver, 17 dagers DST og 22 dagers operasjon på sidesteg. Informasjon om beredskapskjemikalier er gitt i Vedlegg B.
Tabell 11: Estimert forbruk og utslipp av riggkjemikalier ved boring av 31/7-2 Brasse Appraisal.
Aktivitet Forbruk
(tonn) Utslipp av grønne
stoffer (tonn) Utslipp av gule stoffer (tonn) Boring av hovedbrønn inkl. testing
(50 dager) 10,66 7,96 2,47
Boring av sidesteg (22 dager) 4,50 3,35 1,01
Totalt 15,16 11,31 3,48
Nærmere forklaring og begrunnelse for bruk av disse kjemikaliene er beskrevet i det etterfølgende.
3.5.1 BOP - kontrollvæske
BOP-væske benyttes ved trykksetting, aktivering og testing av ventiler og systemer på BOP. Det planlegges for bruk av Pelagic 50 BOP Fluid Concentrate, kategorisert som gult. MEG blir bruk sammen med Pelagic 50 og fungerer også som frostvæske. Dette kjemikaliet er kategorisert som grønt.
Alt forbruk av disse kjemikaliene vil slippes til sjø.
3.5.2 Vaskemidler
Vaske- og rengjøringsmidler brukes til rengjøring av gulvflater, dekk, tanker, olje/fettholdig utstyr etc.
Rengjøringskjemikaliene er overflateaktive stoffer som har til hensikt å øke løseligheten av olje i vann.
Det vil bli brukt Microsit Polar (gul miljøkategori) til rengjøring ombord på Deepsea Bergen. Alt brukt vaskemiddel vil slippes til sjø etter vannet er renset i renseanlegget (se kap. 3.5.4).
3.5.3 Gjengefett
Gjengefett benyttes ved sammenkoblinger av borestrengen og foringsrør for å beskytte gjengene og for å sikre korrekt sammenkobling slik at farlige situasjoner unngås. Valg og bruk av gjengefett tas på grunnlag av vurderinger av teknisk ytelse, driftstekniske erfaringer, helsemessige aspekter og miljøvurderinger. Ved boring med vannbasert borevæske vil en del av gjengefettet bli sluppet ut til sjø sammen med kaks. Ved eventuell boring av oljebasert borevæske (sidestegene) vil overskytende gjengefett følge kaks til rigg og bli sendt til land. Det vil dermed ikke være utslipp av gjengefett ved boring med oljebasert borevæske.
Borestreng
På borestreng planlegges det å bruke Jet Lube NCS-30 ECF, kategorisert som gult Y1. Overskytende gjengefett vil bli sluppet ut til sjø sammen med borevæsken som vedheng til kaks. Faroe bruker 15 % som utslippsfaktor under boring med VBB. Under boring med OBB vil ikke noe gjengefett bli sluppet til sjø.
Foringsrør
For smøring av gjenger for foringsrør planlegges det å bruke gjengefettet Bestolife 4010 NM, kategorisert som gult. Foringsrørene blir forhåndssmurt på land, og det vil være minimalt med utslipp når rørene kobles sammen. Det er derfor satt en utslippsfaktor på 2,5 %.
3.5.4 Kjølevannsbehandling
Bioguard Plus er et vannbehandlingskjemikalium som tilsettes sjøvannskjølesystemet på Deepsea Bergen. Kjemikaliet er kategorisert som gult. Produktet er en effektiv anti-tilsmussing og korrosjonshemmer for bruk i sjøvannssystemer. Bioguard Plus er spesielt utviklet for å hindre at sjøvanns- (kjøle) systemer blir gjengrodd av akvatiske livsformer som blåskjell, rur og alger. Produktet legger seg også som en film på systemet og fungerer også som en korrosjonsinhibitor.
3.5.5 Rensing av oljeholdig spillvann
Oljeholdig vann fra sloptank vil bli renset i henhold til myndighetskrav og sluppet til sjø. Renseanlegget på Deepsea Bergen er av typen Soiltech Slop Treatment Technology (STT).
Anlegget er basert på mekanisk separasjon og det brukes ikke kjemikalier i prosessen. Væsken blir pumpet inn i STT som er et lukket system. Væsken går først gjennom en to-fase separasjon hvor alt som har høyere egenvekt enn vann går gjennom en transportskrue som går i en mudskip og væske føres gjennom partikkelfiltre som tar ut finere partikler. Videre går væsken gjennom en tre-fase separator som deler væsken i tre deler etter egenvekt: vann, olje og fine partikler. Oljen som er lettere enn vann går til oljepod for gjenbruk. Partikler som er tyngre enn vann går til skip.
Det rensede vannet blir kontrollert og dersom oljeinnholdet er under 15 ppm går vannet gjennom et filter før det slippes til sjø. Dersom vannfasen har høyere oljeinnhold enn 15 ppm, blir vannet rutet tilbake for ny prosess. STT-kontaineren er laget med lukket dobbelt bunn som skal kunne håndtere hele volumet i enheten dersom en lekkasje skulle oppstå.
3.5.6 Kjemikalier i lukkede system
Det er gjort en vurdering av hvilke hydraulikk væsker/oljer i lukkede systemer som omfattes av aktivitetsforskriften § 62 og kravet om HOCNF ut fra et forventet årlig forbruk høyere enn 3000 kg per år per innretning, inkludert første oppfylling samt utskiftning av all væske i systemet.
Ombord på Deepsea Bergen benyttes det nærmere 9500 liter Hyspin AWH-M 32 i løpet av et år. Og i tillegg rommer systemet for hydraulikkoljen Hyspin AWH-M 46 5000 liter.
Det er vanskelig å forutsi utskiftning av kjemikalier i lukkede system, men det vil være mulighet for utskiftning på riggen i løpet av et år. Det søkes derfor om et estimert forbruk på 2,3 tonn, som omfatter forbruket i de 72 dagene operasjonene maksimalt vil vare, se Tabell 12.
Tabell 12: Estimert forbruk av kjemikalier i lukket system – 72 dager.
Handelsnavn Funksjon Farge-
kategori Est. forbruk under operasjon
(kg)
%-andel av stoff i
kategori Forbruk
(72 dagers operasjon)
Svart Rød Svart Rød
Hyspin AWH-M 32 Hydraulikk-væske 1864,11 6,5 % 93,5 % 121,17 1742,94 Hyspin AWH-M 46 Hydraulikk-væske 414,25 8,2 % 91,8 % 33,97 380,28
Totalt (tonn) 2278,36 - - 155,14 2123,22
Ved årsrapporteringen vil Faroe levere informasjon om faktiske forbrukte mengder av navngitte produkter relatert til den enkelte brønn. Det jobbes med å finne mer miljøvennlige erstatninger de nevnte kjemikalier.
3.5.7 Kjemikalier i brannvannsystemer
Kjemikalier i brannvannsystemet inngår som beredskapskjemikalier på riggen. I brannvannsystemet om bord på Deepsea Bergen benyttes RE-HEALINGTM RF3, 3 % - et lavviskositets frostsikkert skumkonsentrat. Det skal ikke søkes om utslippstillatelse for beredskapskjemikalier, men produktet er vurdert og godkjent iht. interne krav og Aktivitetsforskriften § 62 og 64. Kjemikaliet innehar HOCNF og er klassifisert som rødt (3,36 % rødt, 16,07 % gult og 80,57 % grønt).
Riggen gjennomfører en test av brannvannsystemet hver måned, noe som medfører utslipp av brannskum til sjø. Faroe har utfordret Odfjell til å redusere testefrekvensen slik at testing av brannvannsystemene medfører minst mulig utslipp til sjø.
4 Utslipp til luft
Under operasjonene på Brasse Appraisal vil det være utslipp til luft som følge av kraftgenerering under normal drift ved boring, samt ved eventuell brønntest. Total mengde utslipp til luft er vist i Tabell 2.
4.1 Utslipp ved kraftgenerering
Utslipp til luft vil hovedsakelig være avgasser fra forbrenning av diesel i forbindelse med kraftgenerering og bruk av kjeler. Beregnet utslipp til luft under boring er vist i Tabell 13. Forventet forbruk av diesel for Brasse Appraisal under normal drift er totalt ca. 796 tonn over 72 dager, inkl. motorer og dieselbrennere på kjelene.
For beregning av utslipp til luft er Norsk olje og gass’ standardfaktorer er benyttet for estimering av utslipp, med unntak av NOX som er riggspesifikk, ref. /9/. For kjelene er kun utslipp av NOX oppgitt. Faktor er basert på §3-19-9 i Forskrift om særavgifter, ref. /10/.
Tabell 13: Estimert utslipp til luft under normal drift ved boring av 31/7-2 Brasse Appraisal.
Dieselforbruk (tonn) CO2 (tonn) NOX (tonn) nmVOC
(tonn) SOX(tonn) Utslippsfaktorer motorer (diesel) tonn/tonn 3,17 0,03502 0,005 0,0028
Hovedbrønn (33 dager) 298,37 945,84 10,45 1,49 0,84
Drift under testing (17 dager) 162,75 515,92 5,70 0,81 0,46
Sidesteg (22 dager) 189,87 601,90 6,65 0,95 0,53
Kjeler (NOX 0,0036) 144,46 - 0,52 - -
Totalt tonn (normal drift) 795,46 2063,66 23,32 3,25 1,82
4.2 Utslipp ved brønntesting
Den forventede brønnstrøm under testing er 2000 Sm3/d olje og 290 000 Sm3/d gass (GOR 145 Sm3/Sm3) i Sognefjord Fm. Det er ikke forventet vann i brønnstrømmen.
Operasjonen vil bli planlagt og styrt på en måte som gjør at man får best mulig forbrenning av brønnstrømmen for å minimalisere utslipp til luft og sjø. Den totale produksjonstiden under oljetesten er beregnet til 48 timer. Dette omfatter initiell opprenskning og hovedstrømningsperioden. Estimerte produserte mengder for brønntesten samt utslipp til luft i forbindelse med brønntesten er vist i Tabell 14. Utslippsfaktorer anbefalt av Norsk olje og gass er benyttet i søknadsfasen (Tabell 15), med unntak av SOX som er spesifikk i forhold til forventet oljetype.
