PL832
Søknaden omfatter:
Boring av letebrønn Coeus
A/S NORSKE SHELL Mars 2018
Innholdsfortegnelse
1 Innledning ... 4
2 Prosjektbeskrivelse ... 6
2.1 Feltbeskrivelse ... 6
2.2 Status, planlagte aktiviteter og søknadens omfang ... 7
2.3 Borerigg ... 7
2.4 Boreplan ... 8
2.5 Biologiske ressurser ... 9
Grunnlagsundersøkelse ... 9
Sårbare arter... 10
Miljørisiko ... 11
3 Utslipp til sjø ... 11
3.1 Forbruk og utslipp av kjemikalier ... 11
Borekjemikalier... 11
Sementering ... 12
Hjelpekjemikalier ... 12
Beredskapskjemikalier ... 14
3.2 Borekaks ... 14
3.3 Miljøvurderinger ... 14
Miljøkonsekvenser av planlagte utslipp ... 15
3.4 Oljeholdig vann ... 17
4 Utslipp til luft ... 18
4.1 Utslipp til luft fra kraftgenerering på rigg ... 18
5 Kontroll, måling og rapportering av utslipp ... 18
6 Avfall ... 19
7 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning ... 19
7.1 Aktiviteter som krever miljørisiko og beredskapsanalyse ... 19
7.2 Akseptkriterier ... 19
7.3 Inngangsdata ... 20
Lokasjon og tidsperiode... 20
Utslippsegenskaper ... 20
Definerte fare og ulykkessituasjoner (DFU), rate- og varighetsfordelinger, store og mindre akutte utslipp og valg av dimensjonerende hendelser ... 22
Naturressurser i analyseområdet ... 22
Verdsatte Økosystem Komponenter (VØK) ... 26
Drift og spredning av olje ... 29
7.4 Miljørisikoanalyse(metoder og verktøy, skadeberegning, beregnet miljørisiko og risikoreduserende tiltak) ... 33
Metode for miljørisikoanalyse ... 33
Effekt og skadeberegning ... 34
Miljørisiko resultater ... 34
7.5 Beredskapsanalyse (Metoder og verktøy, resultater, beregning av effektivitet av utstyr) .. 35
Metode for beredskapsanalyse ... 36
Resultater fra beredskapsanalysen ... 38
8 Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier fordelt på bruksområde ... 42
9 Beredskapskjemikalier ... 47
10 Mitigerende tiltak ... 48
11 Konklusjon ... 48
12 Referanser ... 49
1 Innledning
I henhold til lov mot forurensning og avfall § 11 og HMS forskriftene søker A/S Norske Shell om tillatelse til virksomhet for boring av letebrønn Coeus 6304/3-1 prospektet i produksjonslisens PL832.
Søknaden omfatter forbruk og utslipp av kjemikalier og utboret bergmasse, utslipp til luft og avfallshåndtering i forbindelse med boreoperasjonen. Boreoperasjonen vil bli utført med både vannbasert og oljebasert borevæske. Brukt oljebasert boreslam vil transporteres til land for håndtering der.
Brønnen skal bores av boreriggen Scarabeo 8. Borestart er planlagt 15. Juli 2018 og boreoperasjonen er forventet å ha en varighet på 55 dager i et tørt scenario og inntil 70 dager i et scenario ved funn av hydrokarboner.
Rettighetshaver i PL 832 er:
Rettighetshaver Eierandel %
A/S Norske Shell 45
Petoro 20
Spirit Energy 20
DEA 15
AS Norske Shell er operatør for lisensen og ansvarlig for gjennomføring av aktivitetene som er omsøkt.
• AS Norske Shell er operatør med hovedansvar for boreaktiviteten og har ansvar for å føre tilsyn med boreaktiviteten.
• Saipem Drilling er eier og drifter riggen (riggoperatør) og utfører selve boringen på oppdrag fra operatøren.
Scarabeo 8 er en sjettegenerasjonsrigg som er rustet for operasjon under Norske forhold. Riggen er utstyrt med 3DP-system, som muliggjør boring uten oppankring. Riggen er også utstyrt med dobbelt derrick (boretårn) som gir økt kapasitet og effektivitet i bore og brønn operasjon. Riggen har
kapasitet til å føre et mannskap på 140 personer. Riggen har operert i Barentshavet store deler av tiden siden den kom til Norge i 2011.
Coeus ligger ca. 165 km nordvest for Kristiansund. Vanndypet på borelokasjonen er ca. 1235 m.
Brønnen er planlagt boret vertikalt og med en planlagt totaldybde på ca 3650 m (målt fra havnivå).
Ingen brønntesting er planlagt og brønnen skal permanent plugges tilbake.
En miljørisiko- og beredskapsanalyse er blitt utført for Coeus (2017). Miljørisikoen for den planlagte aktiviteten er lav og mindre enn 2% av A/S Norske Shells operasjonsspesifikke akseptkriterier, for alle skadekategorier og for alle undersøkte VØK-er.
Gitt en utblåsning viser oljedriftsanalysen små influensområder for olje på sjøoverflaten.
Influensområdene for olje i vannkolonnen og på strandlinjen har begge null areal. Analysene viser svært lave strandingssannsynligheter, der sannsynligheten for stranding er mindre enn 0.05% for alle
sesonger og utslippsdyp. Korteste drivtid til land og størst mengde strandet vann-i-olje emulsjon, representert med 95-persentilen, er lengre enn 95 døgn (simuleringsperioden) og 0 tonn.
Den teoretiske beredskapsanalysen av mekanisk bekjempelse viser et systembehov på ett NOFO- system i hver av barrierene på åpent hav (1a og b) i vinter- og vårsesongen, og ett NOFO-system i barriere 1a i sommer- og høstsesongen. Referanseoljen Ormen Lange danner imidlertid tynne olje- filmer på sjøen og har lav viskositet, og mekanisk oppsamling vil være lite egnet som beredskaps- tiltak. Det er også usikkert hvorvidt kjemisk dispergering vil ha noen effekt da dagens systemer ikke er godt egnet for tynne oljefilmer.
En beredskapsløsning med ett havgående NOFO-system for overvåking og mulighet for kjemisk og mekanisk dispergering gjennom hele året bør være tilstrekkelig for å sikre riktige tiltak for
bekjempelse ved et utslipp. Da det ikke er stranding er det ikke satt ytelseskrav til beredskap i kyst- og strandsonen.
2 Prosjektbeskrivelse
2.1 Feltbeskrivelse
Coeus ligger ca. 165 km nordvest for Kristiansund.
Brønnkoordinatene er 63°48'05.895" N, 4°52'18.410" E og havdybden er ca. 1235 m.
En oversikt over Coeus brønnlokasjon er vist i kartet under:
Figur 2-1 Oversiktskart over Coeus
2.2 Status, planlagte aktiviteter og søknadens omfang
Borestart er planlagt 15. Juli 2018, og boringen er estimert til å ta totalt maksimalt 70 døgn. Dette inkluderer også utfordringer i forhold til dårlig vær.
Riggomfang
Scarabeo 8 vil bli mobilisert og følgende arbeid vil bli utført:
• Flytte og posisjonere riggen. Forberede spud
• Bore 42" hull i åpent sjøvann
• Installere 36" lederør & og sementere til sjøbunnen
• Bore 26" hull i åpent sjøvann
• Installere & sementere 20" foringsrør
• Installere BOP
• Bore 17 1/2” hull med oljebasert boreslam
• Installere & sementere 13 5/8" foringsrør
• Bore 12 1/4” hull med oljebasert boreslam
• Installere & sementere 9 5/8” forlengningsrør.
• Bore 8 1/2" seksjon med oljebasert boreslam og kjernetaking hvis hydrokarboner blir påvist.
• Evaluere 8-1/2" seksjonen (wireline)
• Permanent plugging av brønnen.
• Trekke BOP og flytte riggen av lokasjon.
2.3 Borerigg
Brønnen skal bores med boreriggen Scarabeo 8 som er eid og operert av Saipem.
Scarabeo 8 er utformet i henhold til strenge miljøkrav, blant annet med fokus på doble fysiske barrierer for væskesystemer som har |risiko for akutte utslipp til sjø. Områder hvor olje- og kjemikalie søl kan oppstå er koblet til lukket drenasjesystem. Tanken for drenasjevann har stor kapasitet og kan lagre tilsammen 350 m3 vann (2 systemer; Non hazardous = Tank kapasitet 225 m3.
Hazardous = Tank kapasitet 125 m3). Riggen er utstyrt med eget renseanlegg for drenasjevann.
Drenasjevann vil enten bli renset og sluppet til sjø, eller sendt til land for videre håndtering. En effektiv separering og behandling av drenasjevann på riggen reduserer mengden som må sendes til land og bidrar til avfallsminimering og gjenvinning.
Alt boreslam som returneres til riggen vil bli renset for borekaks og gjenbrukt. Eventuelle volumer i overskudd fra forrige brønn vil bli brukt hvis den er egnet. Ved endt boring vil slammet bli sendt til land. Riggen er utstyrt med moderne separasjonskontrollutstyr som effektivt vil rense ut borekaks fra boreslam.
Riggen har et system for retur og gjenbruk av BOP-kontrollvæsker og det forventes derfor at forbruket av BOP-kontrollvæsker er redusert ved bruk av dette systemet. Det er likevel knyttet usikkerhet til grad av gjenbruk. BOP væskene består av gule og grønne kjemikalier.
De dieseldrevne generatorene (8 stk Caterpillar generatorsett, hver med 5060 kW, 900 RPM) genererer varme som slippes ut sammen med eksos i kjølesystemet. Denne varmen utnyttes fra kjølevannssystemet. Overskuddsvarmen benyttes i forbindelse med drift av HVAC-systemet og drikkevannsproduksjon. Det er montert varmevekslere for hver generator, for uttak av varme fra kjølevann. Generatorene er NOX sertifisert iht IMO standard og bidrar med et lavere NOX utslipp.
Scarabeo 8 har et biologisk renseanlegg for behandling av sanitærvann før utslipp til sjø.
Scarabeo 8 har muligheten for å benytte både dynamisk posisjonering (DP) og ankring for å holde riggen stabil under boreoperasjonen. DP er en metode for å holde riggen i samme posisjon over havbunnen uten bruk av anker, men ved hjelp av fartøyets egne propeller. DP vil bli benyttet på Coeus lokasjon på grunn av havdypet.
Scarabeo 8 benytter Re-Healing RF1 1% som brannskum. Dette brannskummet er klassifisert som rødt og er testet for PFOS. Testen viser at kjemikaliet er PFOS fritt med verdier under gjeldende krav (< 0,001%), ref /14/ og ref /11/.
2.4 Boreplan
Coeus er planlagt boret i 5 hull seksjoner: 42”, 26”, 17 ½”, 12 ¼” og 8 ½”. Det vil bli boret vertikalt til en dybde av 3684 m (målt fra Boredekk). Topphullseksjonene 42” og 26” vil bli boret med sjøvann og viskøse piller, samt vannbasert borevæske.
Etter at stigerør (riser) er installert vil borevæsken returneres tilbake til riggen. 17 ½”, 12 ¼” og 8 ½”
seksjonene i brønnen vil bli boret med oljebasert borevæske. Oljebasert borevæske er valgt av tekniske og sikkerhetsmessige årsaker (ustabil leire i overliggende formasjoner). Ved bruk av
oljebasert borevæske vil all oljebasert borevæske og kaks med vedheng av olje transporteres til land for behandling etter gjeldende forskrifter.
Det er identifisert økt risiko for brønnproblemer ved boring av 12 ¼" seksjonen og 11 ¾”
forlengningsrør vil bli mobilisert og installert i brønnen dersom det er behov for det.
Det planlegges for å sette sement plugger etter at boringen er avsluttet i samsvar med NORSOK D- 010 samt Shells interne krav til plugging av brønner.
Normal prosedyre ved plugging og forlating av brønner er å fjerne brønnhode. NORSOK D-010 åpner imidlertid for å la brønnhode stå igjen på havbunnen på store dyp (dypt vann i standarden er definert som 600 meter eller mer). Det refereres også til Aktivitetsforskriften §72 hvor Miljødirektoratet kan etter søknad gi tillatelse til etterlatelse av utstyr på havbunnen.
Brønnhode består hovedsakelig av karbonstål og vil ikke inneholde kjemikalier. Brønnhode vil stikke ca. 2 til 3 m over havbunnen og har en dimensjon på ca. 1 m i diameter og veier ca 8 tonn. Det er estimert en besparelse på ca. 1 til 2 rigg dager ved å ikke fjerne brønnhode.
Miljørisikoen ved å la brønnhode stå igjen er derfor vurdert til å være lav, og vanndybden er for stor til at fiskeri blir berørt. Igjen setting av brønnhode er også vurdert å ikke medføre økt risiko for utslipp eller endring av integriteten i brønnen. Norske Shell søker derfor om å la brønnhode stå igjen etter endt kampanje.
Figur 2-2 Skjematisk oversikt over letebrønn 6304/3-1
2.5 Biologiske ressurser Grunnlagsundersøkelse
Iht til Aktivitetsforskriften §53 skal operatøren kartlegge miljøstatus i form av grunnlags-
undersøkelse i det aktuelle området som skal prøvebores. Veileder til Aktivitetsforskriften §53 samt Miljødirektoratets retningslinjer i M-300 åpner også for bruk av tidligere undersøkelser. Da det allerede foreligger miljødata fra området, søkte Norske Shell om at tidligere undersøkelser for Ormen Lange området ble benyttet som grunnlagsundersøkelser for sediment og korall. Søknaden ble godkjent 12. desember 2017, ref /1/.
Følgende undersøkelser er gjort i området:
• Grunnlagsundersøkelse Ormen Lange med sedimentvurderinger i utkanten av området som
skal prøvebores, ref /2/
• Miljøovervåking Ormen Lange fra 2009, 2012 og 2015, ref /3/ (2015)
Sjøbunn 1269 m under boredekk
42" Hull
36" Lederør 1348 m under boredekk
26" Hull 20" Foringsrør
1974 m under boredekk
17.1/2" Hull
13-5/8" Foringsrør
2650 m under boredekk 12.1/4" Hull
9-5/8" Forlengningsrør
3200 m under boredekk 8.1/2" Hull
TD 3684 m under boredekk
For koraller er det antatt at temperaturen er for lav og vanndybden for stor på Coeus til at koraller finnes. Dette er basert på Norsk Standard N-003 (2017) som har følgende konklusjon:
• Cold water corals can build up local colonies with no limitation regarding size in water depths between 100 and 800 m
• Cold water corals are assumed not to occur for temperatures below 2 degree C, i.e. for the Norwegian continental shelf it may be assumed that these occur in water depths between 100 m and 450 m.
Temperaturen i området er vurdert med utgangspunkt i årlig- og sesong-variasjon av maksimum, minimum og middel havtemperatur på sjøbunnen av Coeus lokasjonen (se vedlegg). Dette er basert på modellert langvarige tidsserier levert fra Meteorologisk Institutt (Met Norway) og Danish
Hydrological Institute (DHI). Met No og DHI estimerer maksimale temperaturer på hhv -0.32 grader C og 1.53 grader C. Middelet temperaturer ligger fra Met No og DHI på hhv -0.6 grader C og 0.6 grader C. Oversikt over datakilder under:
Tabell 2-1 Data kilde temperatur
Norsk Standards konklusjon er også i samsvar med Norske Shell interne korall Guideline, ref /10/, som blant annet er basert på OSPAR krav.
Sårbare arter
Konklusjonen fra vurderingen er at det ikke er funnet noen verneverdige koraller eller andre typer biofauna som svamper o.l i hele det undersøkte området rundt prøveboringlokasjonen til Coeus.
Rett før en leteboring gjennomfører Norske Shell en undersøkelse av havbunnen. Målene for denne undersøkelsen er å identifisere forhold som kan skape problemer for boring av brønnen. Dette kan være:
• Vrak
• Gasshydrater
Miljørisiko
Det er gjennomført en helårlig miljørisikoanalyse for Coeus (ytterligere drøftet i kapittel 7).
En miljørisiko- og beredskapsanalyse er blitt utført for Coeus (2017), ref /4/. Miljørisikoen for den planlagte aktiviteten er lav og mindre enn 2% av A/S Norske Shells operasjonsspesifikke aksept- kriterier, for alle skadekategorier og for alle undersøkte VØK-er.
3 Utslipp til sjø
Utslipp til sjø i forbindelse med boring av Coeus 6304/3-1 består av:
• Bore- og brønnkjemikalier o Borevæskekjemikalier o Sementeringskjemikalier o Gjengefett
o Vaske-/rensemidler o BOP kontrollvæske o Beredskapskjemikalie
• Utslipp av oljeholdig vann
• Sanitærvann og organisk kjøkkenavfall
• Utboret kaks
3.1 Forbruk og utslipp av kjemikalier
AS Norske Shell tilstreber å bruke mest mulig miljøvennlige kjemikalier, samt å minimere bruk og utslipp. Det er etablert et tett samarbeid med leverandøren for å vurdere kjemikalienes egenskaper, og for å velge beste løsninger basert på en helhetlig vurdering.
En oversikt over omsøkte kjemikalier er gitt i kapittel 8. Beredskapskjemikalier som vil være om bord på riggen under boreoperasjonen er beskrevet i kapittel 9.
Borekjemikalier
Seksjonene 42” og 26” vil det benyttes en vannbasert borevæske. Utboret masse med vedheng av vannbasert borevæske vil bli sluppet ut fra rigg. Seksjon 17 ½”, 12 ¼” og 8 ½” vil bores med oljebasert borevæske. Borekaks med vedheng av borevæske renses og samlet opp på riggen og sendes til godkjent avfallsmottak på land. Renset brukt borevæske vil bli gjenbrukt.
Tabell 3-1 Borevæskesystem
Seksjon Borevæske
42” Vannbasert
26” Vannbasert
17 ½” Oljebasert 12 ¼” Oljebasert 8 ½” Oljebasert
Det er nødvendig å benytte oljebasert borevæske i de nederste seksjonene i denne brønnen på grunn av tekniske og sikkerhetsmessige årsaker, se kap 2.4. Det er planlagt brukt ett rødt kjemikalie i den oljebaserte borevæsken, BaraFLC 513. Dette kjemikaliet skal derimot ikke slippes ut til sjø, men samles opp, og sendes tilbake til land for behandling.
Tabellen nedenfor viser funksjon og miljøegenskaper til de borekjemikaliene som er kategorisert med fargekategori Y3 eller høyere.
Tabell 3-2 Funksjon og miljøegenskaper til borekjemikalier kategorisert med fargekategori Y3 eller høyere
Handelsnavn Funksjon Miljøegenskap
BaraFLC 513 Fluid kontroll agent Produktet er ikke giftig og har heller ikke bioakkumulerende egenskaper. Produktet har derimot lavere nedbrytbarhet. Produktet skal ikke slippes ut og er ikke prioritert for utfasing.
Sementering
Norske Shell har valgt sementkjemikaliene ut fra en vurdering av miljøegenskaper og
sikkerhetsforhold. Under sementeringen av topphullet, blir sement tatt i retur til havbunnen. Dette medfører utslipp til sjø av sement og tilsettingsstoffer. Sementering av de andre hullseksjonene gir minimale utslipp til sjø. Sement som blir værende igjen i brønnen regnes som differansen mellom forbruk og utslipp.
Alle sementeringskjemikaliene er fargeklassifisert som gule eller grønne.
Hjelpekjemikalier
Hjelpekjemikalier omfatter riggkjemikalier som gjengefett, vaskemidler og BOP- kontrollvæsker, samt hydraulikkvæsker i lukkede systemer. Beregningen av mengde kjemikalier som planlegges forbrukt og sluppet ut er basert på estimeringer ut i fra faktiske operasjoner og riggens tekniske utstyr.
3.1.3.1 Riggvaskemiddel
Riggvaskekjemikalie som blir brukt om bord på Scarabeo 8 er Cleanrig HP. Cleanrig HP er klassifisert som et gult kjemikalie.
3.1.3.2 Gjengefett
Gjengefett skal brukes ved sammenkobling av borestreng og foringsrør i reservoarseksjonen.
Overskytende gjengefett vil bli sluppet til sjø sammen med borevæsken som vedheng til kaks under boring med vannbasert borevæske. Utslippet er ut fra bransjestandard beregnet til 10 % av
forbruket. For Coeus vil det benyttes en type gjengefett for vannbasert borevæske:
• Jet lube ALCO EP ECF
Jet lube ALCO EP ECF er klassifisert som gul.
For den oljebasert borevæsken vil det bli benyttet et mindre volum av 3 typer gjengefett
• Bestolife 4010NM
• Bestolife API modified
• Jet lube seal guard ECF
Kjemikaliene vil bli brukt i et lukket system og har et lavt forbruk (<3000 kg/år inkludert første påfylling). Det benyttede gjengefettet vil dermed ikke bli sluppet ut til sjø, men samlet opp på riggen før den blir sendt til land til godkjent avfallsmottak. Bestolife 4010NM og Jet lube seal guard ECF er begge klassifiert som gule.
3.1.3.3 BOP væske
BOP væske benyttes ved trykktesting og aktivering av ventiler og systemer på BOP. Riggen har et system for retur og gjenbruk av BOP-kontrollvæske for å redusere utslipp til sjø. I forbindelse med BOP operasjoner vil imidlertid volumer av BOP-kontrollvæske bli sluppet til sjø ut fra sikkerhetsventil og tømming av slanger. I søknaden legges det derfor til grunn at BOP-kontrollvæske vil slippes ut, og at etterfylling vil være nødvendig, og det er søkt om bruk og utslipp av BOP-kontrollvæske.
Det skal brukes to typer BOP væske, Pelagic 50 BOP Fluid Concentrate og Pelagic Stack Glycol v2.
Pelagic 50 BOP Fluid Concentrate og Pelagic Stack Glycol v2 er klassifisert som henholdsvis i farge- kategori gul og grønn.
3.1.3.4 Hydraulikkvæsker i lukkede system
Det er gjort en vurdering av hvilke hydraulikk væsker/oljer i lukkede system som omfattes av aktivitetsforskriften § 62 om krav om HOCNF. Det er identifisert 2 typer hydraulikkvæsker som omfattes av kravet, ut i fra et forventet årlig forbruk høyere enn 3000 kg/år, inkludert ”første påfylling”. Tabellen nedenfor oppsummerer disse kjemikaliene. Disse kjemikaliene er også tatt med i oversikten over alle hjelpekjemikaliene i tabell 8.6.
Tabell 3-3 Hydraulikkvæsker i lukkede systemer >3000kg/år
Handelsnavn Funksjon
Forbruk [kg]/år
HYDRAWAY HVXA 46 HP Hydraulikkvæske 16 416
HYDRAWAY HVXA 32 HP Hydraulikkvæske 15 264
3.1.3.5 Kjemikalier for behandling av drenasjevann
Vann som er forurenset med olje og andre kjemikalier (slop) skal behandles på riggen i størst mulig grad. Behandlingsenheten er basert på tredelt separering; grov utskilling, flokkulering og filtrering.
Det er konservativt anslått at alle kjemikaliene som brukes går til utslipp. Kjemikaliene som brukes til behandling av drenasjevann er alle klassifisert i fargekategori gul.
Beredskapskjemikalier
Beredskapskjemikaliene er inkludert i kapittel 9.
3.2 Borekaks
Seksjonene 42” og 26” planlegges boret med vannbasert borevæske, som er tilsatt fortykningsmiddel for å få ut borekaks fra brønnen.
Det er planlagt brukt oljebasert borevæske for 17 ½”, 12 ¼” og 8 ½ ” seksjonene. Borekaks og – slam vil bli pumpet opp til riggen og separert over ristebord (shakere). Boreslam som returneres til riggen vil bli renset for borekaks og brukt igjen dersom egnet. Overskuddsslam fra forrige brønn er planlagt brukt om igjen i denne brønnen dersom den er egnet. Borekaks med vedheng av boreslam vil bli sendt til land for behandling i godkjent avfallsmottak.
For brønnen er det beregnet at det totalt kan bli boret ut ca. 800 m3 borekaks. Tabellen nedenfor viser beregnet mengde kaks generert fra de ulike hullseksjonene.
Tabell 3-4 Beregnet mengde borekaks for de ulike seksjonene
Hullseksjon
Volum borekaks [m3] inkludert slam
vedheng
Masse borekaks inkludert slam vedheng [tonn]
42” 129 279
26” 386 836
17 ½” 174 377
12 ¼” 75 167
8 ½” 30 68
Totalt samlet og sent til land 279 612
Totalt til sjø 515 1115
Totalt for brønnen 794 1727
Estimatet er basert på en utvaskingsfaktor på 1,2 for topphullsseksjonen og 1,1 for de dypere seksjonene.
3.3 Miljøvurderinger
Kategoriseringen av kjemikaliene som planlegges benyttet er gjennomført på bakgrunn av
økotoksikologisk dokumentasjon i form av HOCNF og utført i henhold til aktivitetsforskriftens § 62 og 63.
De kjemikaliene som er valgt for bruk er vurdert både fra tekniske kriterier og HMS-egenskaper.
Ingen av kjemikaliene som er planlagt sluppet ut fra denne boreoperasjonen er identifisert for utfasing, og kjemikaliene som planlegges sluppet ut vurderes å ha miljømessig akseptable
egenskaper i gul eller grønn kategori. De gule kjemikaliene er vurdert mht. nedbrytningsegenskaper og -produkter samt giftighet og bioakkumulerende egenskaper.
Miljøkonsekvenser av planlagte utslipp 3.3.1.1 Vurdering av utslipp til luft
Hovedkilden til utslipp til luft i borefasen vil være fra dieselforbruk på Scarabeo 8, som vist i tabell 4- 2. Scarabeo 8 vil benytte et såkalt DP-system (Dynamic Positioning) i forbindelse med boring av Coeus.
Utslipp til luft fra boreriggen vil være for lite og for langt unna land til å ha en regional effekt på det ytre miljøet.
3.3.1.2 Vurdering av utslipp til sjø
PLONOR kjemikalier (grønne)PLONOR kjemikalier (Pose Little Or No Risk to the environment) er kjemikalier som er vannløselige, bionedbrytbare, ikke-akkumulerende og/eller uorganiske naturlige forekommende stoffer med minimal eller ingen kjent miljøskadelig effekt. Dette er kjemikalier som er valgt fordi de regnes som de mest miljøvennlige produktene selv om utslipp av slike kjemikalier, som feks barytt og sement, kan gi et lokalt tidsbegrenset slør av finpartikulært materiale. Denne effekten er helt lokal, og vil derfor være begrenset til et mindre geografisk område og tidsbegrenset til perioden med utslipp.
Gule kjemikalier
Det søkes også om utslipp av kjemikalier i gul fargekategori (miljøakseptable). Dette er produkter som er lite giftige og fortynnes raskt ut slik at miljøeffekten av slike utslipp regnes som minimale i forhold til de mengde som omsøkes.
Vannbaserte borevæske
De 2 øverste seksjonene vil bores med utslipp til sjø og det er derfor lagt vekt på at kun grønne og gule kjemikalier brukes under boringen. Under boringen kan marine organismer i nærområdet bli eksponert for finpartikulært materiale(slam), men erfaringsmessig er miljøeffekten av dette begrenset både i utstrekning og omfang.
Oljebasert borevæske
De 3 nederste seksjonen vil bli boret med oljebasert borevæske. Væskesystemene som er valgt inneholder hovedsakelig kjemikalier i fargekategori gul og grønn, men ett kjemikalie i fargekategori rød er valgt. Borevæsken blir ikke sluppet ut til sjø, men returnert til land for resirkulering eller destruksjon.
Sementeringskjemikalier
Under sementering av toppseksjonene, pumpes sement i ringrommet der rester av sement slippes til sjø. Utslipp av overskuddssement vil sedimentere i borelokalitetens helt umiddelbare nærområde.
Med unntak av disse lokale effektene forventes det ingen signifikante effekter av utslipp av overskudds sement. Sementeringskjemikaliene som er valgt er i fargekategori gul og grønn.
Gjengefett
Gjengefett skal brukes ved sammenkobling av borestreng og foringsrør, samt forlengningsrør i reservoarseksjonen. Overskytende gjengefett vil bli sluppet til sjø sammen med borevæsken som vedheng til kaks under boring med vannbasert borevæske. Utslippet er ut fra bransjestandard beregnet til 10 % av forbruket.
Et eventuelt produksjonsrør som skal installeres, vil kreve bruk av et gjengefett som er klassifisert for høye trykk og temperatur som forventes i reservoaret. Basert på tester er det identifisert et
gjengefett, Bestolife API Modified, som ivaretar nødvendige egenskaper. Dette kjemikaliet er klassifisert svart, men det vil bli benyttet små mengder, i et lukket system og dermed ikke sluppet ut til sjø. Eventuelt rester vil bli samlet opp og sendt til land som avfall.
For gjengefett som kan gå til utslipp til sjø er det valgt kjemikalier i fargekategori gul.
BOP og vaskekjemikalier
For BOP og vaskekjemikalier er det valgt kjemikalier i fargekategori gul og grønn. Pelagic 50 BOP Fluid er moderat giftig for noen organismer, men ved bruk vil produktet tynnes ut og vil entre det marine miljøet ved svært lave konsentrasjoner. Risiko vedrørende akutt giftighet og akkumulering vurderes som lav på grunn av høy fortynning og lett bionedbrytbarhet.
Andre påvirkninger
Andre utslipp til sjø, som dreneringsvann, sanitærvann og matavfall vil gi effekter. Økningen av næringsstoffer vil raskt fortynnes og omsettes i havets naturlige produksjonsprosesser.
Spredning og sedimentering av borekaks og baritt
Faren for at havbunnssedimentet blir påvirket, er relatert til størrelsen og grovheten til borekaksen.
De forandringene sedimentering av borekaks medfører, kan bety at organismer blir direkte påvirket, eller at andre organismer overtar. Det er viktig å påpeke at påvirkning vil være langsiktig, men at dette vil gjelde svært lokale og små områder der hvor borekaksen sedimenterer.
3.3.1.3 Total vurdering av planlagte utslipp til sjø
Alle planlagte utslipp til sjø er med gule og grønne kjemikalier. En mindre andel av de gule sement kjemikaliene er med Y2 og Y1 komponenter. Enkelte av disse gule komponentene viser giftighet overfor noen marine organismer, og har også lavere nedbrytbarhet, men viser ikke
bioakkumulerende egenskaper. Volumene til sjø som er inkludert i søknaden er konservative og små.
Det er derfor forventet at mengden av komponentene vil være for liten til å kunne påvirke det marine miljøet i vannmassene. Det er ikke planlagt for utslipp til sjø av røde og svarte kjemikalier.
Det er heller ikke planlagt for utslipp av oljeholdig vann over 30 ppm. Miljøpåvirkningen fra dette vannet er derfor forventet å være minimal.
Utslipp av borekaks fra seksjoner med vannbasert borevæske vil bli sluppet ut til sjø fra sjøbunnen.
Det er antatt at borekaksen vil spre seg og fortynnes raskt i vannmassene rundt utslippspunktet og ikke ha en negativ langtidseffekt i vannmassene. Det er også antatt at borekaksen vil fortynnes i så stor grad at bunnfauna ikke vil bli påvirket.
3.4 Oljeholdig vann
Drenasjevann fra hele riggen vil bli samlet opp og renset eller pumpet rett til tanker og transportert til land for behandling. Vann som slippes ut vil inneholde under 30 ppm. Vannet vil bli målt og overvåket iht godkjent måleprogram og fastsatte prosedyrer.
Renseenheten for olje-vannseparasjon (HalliburtonUnit) består av ulike moduler for rensing av vann.
Avhengig av type slop som genereres tilpasses behandlingen med kjemisk emulsjonsbryting og flokkulering, sedimentering og eventuelt filtrering. Oljeinnhold måles for hver batch før utslipp Målemetode som benyttes er en kalibrert Infractal og prøver analyseres fortløpende på riggen.
Representative prøver blir sendt til godkjente analyselaboratorier på land for uavhengig verifisering av resultater.
Det utarbeides daglige rapporter som oppsummerer mengde vann behandlet, resultater fra analyser og forbruk av kjemikalier og filtermateriale.
4 Utslipp til luft
4.1 Utslipp til luft fra kraftgenerering på rigg
Kraft genereres ved hjelp av dieseldrevne motorer om bord på riggen. Forbruket av diesel er estimert til ca. 68 tonn per døgn. Varigheten for boring av brønnen er estimert til 55 dager i et tørt scenario og inntil 70 dager i et scenario ved funn av hydrokarboner. Tetthet på diesel er satt til 0,855 tonn/m3 som er iht CO2 - kvoterapporteringen.
Tabell 4-1 Utslippsfaktorer
tonn CO2/TJ GJ/tonn tonn NOX/tonn tonn nmVOC/tonn % svovel tonn SOX/tonn
CO2 73,5 43,1
NOX 0,059
nmVOC 0,005
SOX 0,05 0,0009989
Tabellen under viser estimerte utslipp fra kraftgenerering på riggen.
Tabell 4-2 Estimerte utslipp til luft fra kraftgenerering på rigg
Diesel Varighet
[døgn]
CO2 utslipp
NOX utslipp
nmVOC utslipp
SOX utslipp
[tonn] [tonn] [tonn] [tonn] [tonn]
1 døgn 68 1 215 4 0,34 0,068
Brønnboring (70 døgn) 4 760 70 15 050 280 24 5
Det er ikke planlagt brønntesting av brønnen med avbrenning av hydrokarboner.
5 Kontroll, måling og rapportering av utslipp
AS Norske Shell har etablert krav og retningslinjer til kontroll, utslippsmåling og rapportering i forbindelse med rapportering på norsk sokkel, slik at myndighetskrav og interne krav blir imøtekommet. Kravene gjelder for alle leverandører som leverer tjenester i forbindelse med
boringen på Coeus. Rapportering av forbruk og utslipp av riggkjemikalier rapporteres av Scarabeo 8.
Rapportering av forbruk og utslipp av borevæsker og sementeringskjemikalier utføres av den enkelte leverandør. Data rapporteres og lagres i Norske Shell sitt miljøregnskap Nems Accounter. Alle former for utslipp vil bli nøye overvåket og rapporteres til myndigheter i henhold til gjeldende krav og regelverk.
6 Avfall
Norsk Olje og Gass (NOROG) sine retningslinjer for avfallsstyring vil bli benyttet i forbindelse med avfallshåndteringen og en installasjonsspesifikk avfallsplan vil bli fulgt. Konkrete sorteringsmål er styrende for avfallsarbeidet, og rigger som opererer for Norske Shell er underlagt samme
sorteringssystem. Avfallet vil bli sendt til land til myndighetsgodkjent selskap.
Prinsipper om reduksjon av avfallsmengder ved kilden og gjenbruk av materialer vil bli innført. Alt avfall som leveres til avfallsmottaker blir rapportert hver måned, med fokus på forskjellige forbedringsfaktorer som blant annet sortering og gjenvinningsprosent.
7 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning
7.1 Aktiviteter som krever miljørisiko og beredskapsanalyse
I forbindelse med den planlagte leteboringen på Coeus er det blitt utført en 3. parts miljø og beredskaps-analyse i samarbeid med Norske Shell.
Miljørisikoanalyse (ERA) og beredskapsanalyse (BA) er påkrevd av Norsk lovgivning gjennom styrings- forskriften (paragraf 17) for aktiviteter i forbindelse med leting og/eller produksjon av olje og gass som finner sted på norsk kontinentalsokkel.
Rapporten inneholder følgende tre analyser:
(1) Stokastiske oljedriftssimuleringer (2) Miljørisikoanalyse
(3) Beredskapsanalyse med stokastisk beredskapsmodellering og netto miljøgevinst-analyse (NEBA) for kjemisk dispergering.
Analysene er utført i samsvar med Styringsforskriften (paragraf 17), metode for miljørettet risiko- analyse (MIRA), OLF 2007, ref /5/ og dokumentet Oljedriftsmodelleringer for standard miljørisiko- analyser ved bruk av OSCAR - beste praksis utarbeidet på oppdrag fra Norsk Olje og Gass, Acona, Akvaplan-niva og DNV GL 2016, ref /6/ samt veiledning for miljørettede beredskapsanalyser, Norsk olje og gass 2013, ref /7/.
Ressursene som brukes i en miljørisikoanalyse refereres ofte til som verdsatte
økosystemkomponenter (VØK). For å kunne defineres som VØK, må en rekke kriterier oppfylles.
Sjøfugl, sjøpattedyr, fiskearter og kystområder er vanlige VØK-kategorier som brukes på norsk sokkel.
7.2 Akseptkriterier
Norske Shell har definert akseptkriterier for miljørisiko som en integrert del av sitt styringssystem.
For Coeus benytter Shell seg av operasjonsspesifikke akseptkriterier i miljørisikoanalysen (tabell 7-1).
Akseptkriteriene setter øvre grenseverdier for hva Norske Shell har definert som akseptabel risiko for egne aktiviteter på feltet (sannsynlighet for en gitt konsekvens). Disse er formulert som et mål på skade på naturressurser (VØK), uttrykt som varighet (tilbakeføring) og ulik alvorlighetsgrad.
Risikoakseptkriteriene uttrykker Norske Shells holdninger for bevaring av naturen, og fremholder at så langt det er mulig skal naturen ikke påvirkes av selskapets aktiviteter. Kriteriene spesifiserer en maksimal hyppighet av hendelser som kan skade miljøet.
Tabell 7-1 Shells operasjonsspesifikke akseptkriterier for miljøskade, gjelder for leteboring
Skadekategori Varighet av skade (Restitusjonstid)
Akseptabel risiko
Mindre 1 måned -1 år <1 x 10-3
Moderat 1-3 år <2,5 x 10-4
Høy 3-10 år <1 x 10-4
Alvorlig > 10 år <2,5 x 10-5
7.3 Inngangsdata
Lokasjon og tidsperiode
Coeus ligger i lisens PL832, sør i regionen Norskehavet, ca. 165 km nordvest for Kristiansund:
Tabell 7-2 Innsamlet data for beredskapsanalysen for Coeus
Vinddata NORA10 (2002-2011)
Havstrømdata SVIM (2002-2011)
Olje type Ormen Lange
Vanndyp (m) 1235
Breddegrad (grader N) 63.8
Lengdegrad (grader Ø) 4.87
Geodetisk system ED 50
Oljetetthet (kg/m3) 750
Gasstetthet (kg/m3) 0.6251
Gass-til-olje ratio 16145
Avstand til kystsonen (km) 130
Utslippsegenskaper
Forventet hydrokarbon ved et funn er gass og kondensat. Kondensat, beskrevet av SINTEF
(2008), ref /8/, er valgt som referanseolje for letebrønnen Coeus. Dette er en konservativ tilnærming til estimering av miljøkonsekvenser ved en utblåsning fra brønnen.
Ormen Lange er et kondensat med lavt innhold av voks og asfaltener. Kondensatet vil ikke ta opp vann, noe som bidrar til at viskositeten vil holde seg lav og et utslipp vil spre seg raskt på hav-
overflaten. Et høyt innhold av lette komponenter vil føre til en svært rask avdamping. Stor spredning på havoverflaten og lav viskositet gjør at et drivende flak av Ormen Lange vanskelig vil la seg samle
opp med lenser og skimmere. På grunn av den korte predikerte levetiden på sjøen vil behandling med dispergeringsmidler i de aller fleste tilfeller være uaktuelt.
Definerte fare og ulykkessituasjoner (DFU), rate- og varighetsfordelinger, store og mindre akutte utslipp og valg av dimensjonerende hendelser
De fleste typer av uhellsutslipp i forbindelse med boring er begrensede, med små mengder og lette forbindelser. De hendelsene som har de største potensielle miljøkonsekvensene er ukontrollerte utslipp fra brønnen under boring (utblåsing), slike hendelser er dimensjonerende analyse av miljøkonsekvenser.
Utblåsningsrater og varighet
Sannsynligheten for DFU er 1.51E-04. Gitt at en utblåsning finner sted, er sannsynligheten for sjøbunns- og overflateutslipp hhv. 0.80 og 0.20.
Utslippsmengden og varighet for mulige utblåsningsscenarier ved leteboringen på Coeus er angitt i tabell under:
Tabell 7-3 Rate- og varighetsmatrisen ved letebrønnen Coeus. Aggregert fra rate- og varighetsmatrisen i Ranold (Rev 1, 30th October 2017).
Naturressurser i analyseområdet
I følgende kapittel er det gitt en kort beskrivelse av sårbare ressurser innen analyseområdet til Coeus lokasjon. Siden utslipp av kondensat ikke har noen utbredelse på overflaten er hovedfokus på ressurser i vannsøylen. Influensområdet til en eventuell utblåsning fra feltet er begrenset til sørlige deler av Norskehavet.
Plankton
Hoveddelen av primærproduksjonen i Norskehavet utgjøres av planteplankton, mens tang og tare står for en vesentlig del av denne produksjonen langs kysten. Planteplankton danner
næringsgrunnlaget for dyreplankton som igjen er viktig føde for bl.a. fiskelarver, voksen fisk og sjøpattedyr.
Planktonforekomstene er generelt lite sårbare for oljeforurensing pga. vid og vekslende utbredelse, raske generasjonstider, og rask innvandring av upåvirkede områder. Effekter på planktonsamfunnene vil derfor være lokalt begrenset og av forbigående karakter, selv om et utslipp skjer i
oppblomstringsperiodene når produksjonen er størst.
Bunndyr
Norskehavet dekker store arealer og har stor variasjon med hensyn på bunnforhold, dybde og vannmasser, noe som gjør at variasjonen i bunndyrsamfunnet er stor. Viktige økosystemer i
Norskehavet er knyttet til korallrev, svampsamfunn og tareskog, men det forekommer også spesielle økosystemer knyttet til muddervulkaner, ”cold seeps” og ”black smokers”.
Sjøfugl
Sjøfugl er arter som helt eller delvis er avhengige av havet for næringstilgang. Produksjonsbrønnen er lokalisert i grenseland mellom sjøfugl-datasettet for Nordsjøen og Norskehavet, og har således potensiale for å berøre begge. Det er derfor valgt å slå sammen de to datasettene til ett (for hver art) som synes mest representativt for analyseområdet.
Indikatorartene fra Nordsjøen og Norskehavet er valgt som analysearter. Disse omfatter pelagisk dykkende arter representert ved lomvi og lunde, pelagisk overflatebeitende arter representert ved krykkje, og kystbundne dykkende arter representert ved ærfugl, toppskarv og storskarv.
Den viktigste kilden til utbredelse av sjøfugl i Norge er NINAs Sjøfugldatabase og Norsk Polarinstitutts Sjøfugldatabase. Sjøfugldataene er delt i to, med kystdata basert på tellinger fra land, sjø og fly, og åpent hav-data som er basert på båttransekter utenfor grunnlinjen. Disse to datasettene er behandlet atskilt.
Kystnær sjøfugl
Sjøfugls tilknytning til kystområdene varierer mellom arter og sesonger, avhengig av atferd og aktivitet. Arter med særlig tilknytning til kystområdene er dykkender (ærfugl, svartand, bergand, sjøorre, kviand), skarv (storskarv og toppskarv), terner, noen måkearter og alkefuglen teist. Disse artene er knyttet til områder som kan sees fra land, men mange forflytte seg også lenger ut på havet, spesielt i grunne farvann. Selv om noen av disse artene hekker i stort antall, er Nordsjøområdet av størst betydning for dem om høsten og vinteren. For enkelte av de kysttilknyttede artene er Nordsjøen kun et rasteområde for fugler på vei mellom hekkeområder i nord og
overvintringsområder lenger sør, mens andre tilbringer vinteren langs kysten av Nordsjøen. Pelagiske sjøfuglarter benytter kystområdene langs både Nordsjøen og Norskehavet til hekking om
våren/sommeren, og er i denne perioden i større grad tilknyttet de kystnære områdene.
Som utgangspunkt for skadebaserte analyser på sjøfugl i kystnære områder og sjøfugl med særlig tilknytning til kystområdene (toppskarv, storskarv, teist og ærfugl) er det tatt utgangspunkt i den nasjonale sjøfugl-databasen til NINA. Disse dataene er tilrettelagt for bruk i skadebaserte analyser ved bruk av ArcGIS rutiner.
Artene er: Ærfugl, fiskemåke, gråmåke, havelle, havhest, havsule, krykkje, laksand, lomvi, lunde, alke, praktærfugl, siland, sjøorre, storskarv, svartbak, teist og toppskarv.
Pelagisk sjøfugl
Åpent hav-dataene omfatter registreringer fra Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet. Data fra Nordsjøen er hovedsakelig fra ESAS-databasen (European Seabirds At Sea), mens dataene fra Norskehavet og Barentshavet hovedsakelig er fra SEAPOP-databasen (www.seapop.no). Dataene er analysert atskilt for de tre havområdene og for tre forskjellige sesonger: vinter (1 november – 31 mars), sommer (1 april – 31 juli) og høst (1 august – 31 oktober).
For Nordsjøen/Norskehavet omfatter åpent hav-dataene de pelagisk dykkende artene alke, alkekonge, lomvi, lunde og polarlomvi, de pelagisk overflatebeitende artene havhest, havsule og krykkje, og de kystbundne overflatebeitende artene fiskemåke, sildemåke, gråmåke, polarmåke og svartbak (Seapop, 2013).
Marine pattedyr
Steinkobbe
Steinkobbe (Phoca vitula) forekommer i større og mindre kolonier langs hele Norskekysten.
Steinkobbene føder unger i siste halvdel av juni og dieperioden varer i tre til fire uker. Ungene har felt fosterpelsen ved fødselen og kan gå i vann allerede etter få timer. De er imidlertid særdeles følsomme for forstyrrelser i tiden fram til de har utviklet gode svømmeferdigheter (DN & HI, 2007).
For steinkobbe skjer hårfellingen i august-september. I revidert utgave av norsk rødliste i 2010 ble steinkobbe klassifisert som sårbar (VU) (Artsdatabanken, 2010).
Havert
Havert (Halichoreus grypus) forekommer i kolonier langs hele norskekysten. De norske forekomstene av havert kan deles inn i tre bestander. En populasjon sør for Stad, en populasjon fra Stad til Lofoten, og en populasjon fra Vesterålen til russergrensen. Koloniene på Froan i Sør-Trøndelag er en av de største havertkoloniene. Haverten føder i desember måned og ungene skifter pels etter 3 uker.
Hårfelling foregår fra februar til april. I Norsk rødliste av 2006 var havert listet som nær truet (NT). I ny utgave av rødlista (2010) har havert endret status til livskraftig (LC), det vil si ikke lengre direkte truet (Artsdatabanken, 2010).
Oter
Oteren har vært fredet i Norge siden 1982 som følge av bestandsnedgang i store deler av utbredelsesområdet. Det er antatt at over 25 % av den europeiske bestanden finnes i Norge.
Internasjonalt har oteren status som truet rødlisteart, og er beskyttet av flere internasjonale konvensjoner. På den norske rødlista er arten plassert i kategorien sårbar (VU) (Artsdatabanken, 2010).
Fisk
De dominerende fiskeartene i de frie vannmassene i Nordsjøen er sild og brisling, som befinner seg i regionen hele året. Makrell og hestemakrell er i hovedsak til stede om sommeren når de entrer Nordsjøen fra sør og nordvest. De dominerende torskefiskene er torsk, hyse, hvitting og sei mens de viktigste flyndrefiskene er rødspette, gapeflyndre, sandflyndre, tunge og lomre. Tobis, øyepål og brisling er også viktige arter i Nordsjøen både direkte som fiskeressurs, men også indirekte i form av å være byttedyr for en rekke større fiskearter og fugl.
De viktigste artene, utpekt i den regionale konsekvensutredningen for Norskehavet, var sild, torsk, sei og hyse (Brude et al., 2003). Av disse artene vurderes sild og torsk å være de viktigste
gytebestandene med hensyn til den planlagte aktiviteten.
Den norske vårgytende sildestammen gyter på Mørekysten, på Haltenbanken og i området ved Karmøy i perioden februar-april. I de senere år har i størrelsesorden en tredel av gytingen foregått på Røstbanken. Gytingen foregår på 40-100 m dyp. Eggene klekkes etter ca. 3 uker og sildelarvene føres med strømmen nordover langs kysten. I april-mai er larvene spredt over store områder fra Møre til Vesterålen og områder lengre nord. I juli har silda samlet seg i stimer og vil i hovedsak være spredt over store havområder nord for 65° N (Føyn et al., 2002; Johansen et al., 2003).
Norskarktisk torsk gyter i februar-april i kystområdene fra Møre til Sørøya. Andelen egg som gytes i de ulike områdene varierer fra år til år, men de viktigste gyteområdene er i Lofoten og Vesterålen der mellom 2/3 og 3/4 av eggene gytes (Føyn et al., 2002). Torsken har pelagiske egg og transporten nordover starter derfor umiddelbart etter gyting (Stenevik et al., 2005). I juli måned finner en mesteparten av årsklassen over Tromsøflaket utenfor kysten av Nord-Troms. Voksen fisk og yngel er ansett som mer robust enn tidlige livsstadier med hensyn til effekter av akutt oljeforurensning. Egg og larver av fisk er ansett som mer sårbare for oljeforurensning. Konfliktpotensialet vs. akutt oljeforurensning vurderes ofte som størst for arter som gyter i eller har betydelige andeler egg og larver innen et avgrenset geografisk område. Langs den norske kontinentalsokkelen mellom 62° N og 70° N finnes de viktigste gyteområdene for noen av våre største og økonomisk mest viktige
fiskebestander som norsk vårgytende sild, nordøstarktisk torsk, nordøstarktisk sei og nordøstarktisk hyse (Stenevik et al., 2005).
Som grunnlag for vurdering av mulige konsekvenser for norsk vårgytende sild og norskarktisk torsk er det benyttet modelldata fra Havforskningsinstituttet med modellert larvefordeling i perioden mars- september for årene 2008-2009. Datasettene er generert av Havforskningsinstituttet med sin høyoppløselige operasjonelle larvedriftsmodell. De representerer en lang tidsserie for larvefordeling og drift av egg og larver fra gyteområdene nordover og inn i Barentshavet. Datasettene ble første gang benyttet i Helhetlig forvaltningsplan for Norskehavet.
For mer informasjon om naturressurser i området henvises det til miljørisikoanalysen (DNV, 2014a).
Verdsatte Økosystem Komponenter (VØK)
En VØK (verdsatt økosystemkomponent) er definert i MIRA-metoden som en bestand og/eller et habitat som oppfyller et sett spesifikke definisjoner og prioriteringskriterier. VØK bestander som benyttes i miljørisikoanalysen er presentert i tabell 7.4 under.
Tabell 7.4 Verdsatte økosystemkomponenter (VØK-er) i ulike grupper. VØK’enes rødlistestatus er vist vha. kodene: CR = Akutt truet, EN = Sterkt Truet, VU = Sårbar, NT = Nær truet, LC = Livskraftig, NA = ikke egnet. * angir deres rødlistestatus på Svalbard
Tabell 7.4: VØK-liste fortsatt
Utvalgte områder med høy tetthet av VØK’er er presentert i figur 7.1.
Figur 7.1: Viktige områder for verdsatte økosystemkomponenter som kan være sårbare for en utblåsning ved letebrønnen Coeus. (1) Runde (2) Mørebankene (3) Smøla
(4) Frøya og Froan (5) Haltenbanken (6) Iverryggen
Bestandsdataene anvendt for denne rapporten omfatter to arter sjøpattedyr (sel), 29 arter sjøfugl (17 kystbundne og 12 pelagiske), og seks arter fisk. I tillegg er det analysert 35 sjøfuglarter i det nye
"kystdatasettet Alt5" og lomvi fra fire ulike hekkekolonier (se nedenfor for detaljer). Habitatdataene omfatter 12 ulike strandhabitater og datasett for månedsvis isutbredelse. Planktonorganismer med unntak av fiskeegg og -larver er ikke tatt med pga. deres lave sensitivitet for olje, noe som skyldes stor geografisk fordeling av de enkelte artene og kort restitusjonstid. For arter av sjøfugl, sjøpattedyr og fisk er det forskjellige bestander for ulike geografiske regioner.
Følgende datasett er benyttet for de ulike VØK-gruppene:
• Pelagisk sjøfugl: SEAPOP, 01.09.2013, republisert i 2015
• Kystbunden sjøfugl: SEAPOP, 29.04.2016
• Kystdatasett Alt5: NINA, 24.04.2017
• Gyteområder: HI, nedlastet 25.04.2017
• Fiskelarver og -egg: HI, 2005
• Sjøpattedyr (sel): MRDB, 02.09.2010
• Strand: MRDB, 02.09.2010
For sjøfugl er det benyttet tilrettelagte data fra SEAPOP (NINA). Artene er tildelt månedlige bestandsandeler og de pelagiske og de mer kystbundne artene er delt inn i tre regioner
(Barentshavet, Norskehavet og Nordsjøen) og fem regioner (Svalbard med omkringliggende områder og Bjørnøya, Barentshavet, Norskehavet, Nordsjøen og Skagerrak). Miljøskade og risiko for pelagiske arter i hekkeperioden er beregnet på bakgrunn av åpent hav-datasettet fra NINA/SEAPOP og
rapportert i resultater for pelagisk sjøfugl. Datasettet gir en god representasjon av forekomsten av pelagiske arter i hekkeperioden.
Et standardiseringsarbeid for tilretteleggingen av sjøfugldata fra SEAPOP til bruk i miljørisikoanalyser er igangsatt av Norsk olje og gass. NINA, DNV GL, Akvaplan-niva og Acona deltar i dette arbeidet. En sentral oppgave er harmonisering av bruk av kystdatasett i hekkeperioden, inkludert bruk av
"buffersoner", "aggregeringsfaktorer" og bestandsinndeling. Dette arbeidet vil pågå ut 2017. I første arbeidsmøte (workshop) holdt den 24. april 2017 hos Miljødirektoratet ble det anbefalt en
tilrettelegging av kystdatasettene som kunne benyttes frem til dette arbeidet er ferdigstilt.
Datasettet refereres til som "Kystdatasett Alternativ 5 – standardisert mot nasjonal bestand" eller
"Kystdatasett Alt5". Acona har tilrettelagt datasettet iht. anbefalingene og valgt ut 35 arter til miljørisikoanalysen for Coeus (etter anbefaling fra NINA er de fleste våtmarkstilknyttede artene og vadere utelatt fordi datagrunnlaget pr. i dag er for fragmentert til å benyttes i kvantitative analyser).
Følgende arter er analysert: Alkekonge, Alke, Grågås, Teist, Lunde, Havhest-N, Havhest-S,
Gulnebblom, Storlom, Islom, Smålom, Gråmåke, Fiskemåke, Sildemåke, Polarmåke, Svartbak, Sjøorre, Laksand, Svartand, Siland, Ismåke, Toppskarv, Storskarv, Krykkje, Gråstrupedykker, Stellerand,
Ærfugl, Praktærfugl, Havsule, Lomvi, Polarlomvi, Rødnebbterne, Makrellterne, Storjo og Tyvjo.
Datasettene for sel og strandhabitat er opprinnelig fra MRDB v.2 utgitt i 2010. Dette er de nyeste datasettene som er tilrettelagt for standardiserte kvantitative miljørisikoanalyser. Havforsknings- instituttet utfører landsdekkende tellinger av den norske steinkobbe- og havertbestanden hvert femte år og inkorporering av nye resultater fra disse toktene vil kunne påvirke utbredelsen og den relative forekomsten av sel i eksisterende kolonier. Datasettet for strandhabitat i MRDB er basert på DamShore-konseptet for beregning av skadepotensialet ved akutt oljeforurensning på strand. I motsetning til datasettet for sel så beskriver dette datasettet en fastere størrelse. Datasettet er gitt på 5x5km og er tilrettelagt på et 10x10km rutenett til bruk i MIRA. Acona har tilrettelagt det slik at hver 10x10km rute inneholder prosentvis strandlengde med sårbarhet S1, S2 og S3 basert på strandtype og eksponeringsgrad iht. MIRA-metodikken.
Drift og spredning av olje
MetodeDe stokastiske oljedriftsimuleringene er gjort med modulen Oil Spill Contingency And Response (OSCAR), en del av programvarepakken MEMW \OscarVersion fra SINTEF. Basert på relevante inngangsdata (beskrevet nedenfor) simulerer programvaren spredning av olje på vannoverflaten, i vannkolonnen og akkumulering av olje på kystlinjen. Denne seksjonen beskriver inngangsdata til og bruken av OSCAR i grove trekk. En ytterligere beskrivelse finnes i brukermanualen fra Sintef, ref /21/.
OSCAR er satt opp i henhold til Beste Praksis for oljedriftsmodellering for standard miljørisikoanalyser (Acona, Akvaplan-Niva, og DNV GL 2016, ref /9/).
Tabell 7-5 Inngangsdata til de stokastiske oljedriftsimuleringene for utblåsninger under boring av letebrønnen Coeus
Resultater
Resultatene fra de stokastiske oljedriftssimuleringene presenteres som influensområder og
strandingsstatistikk for hhv. sjøbunns- og overflateutslipp ved letebrønnen Coeus. Resultatene fra de helårlige stokastiske oljedriftssimuleringer presenteres for sesongene vinter (desember–februar), vår (mars–mai), sommer (juni–august) og høst (september–november).
Influensområdene
Influensområdene for olje på sjøoverflaten, i vannkolonnen og akkumulert på strandlinjen består av alle 10x10km kartruter som har mer olje enn en viss grenseverdi i mer enn 5% enkeltsimuleringene.
Grenseverdien er 0,01 tonn/km2 for sjøoverflaten, 100 ppb THC (Total Hydrocarbon Concentration, oppløst og i dråpeform) for vannkolonnen, og 0,01 tonn/km for strandlinjen.
Olje på sjøoverflaten
Influenseområdene for olje på sjøoverflaten er små, og varierer fra 64 til 101 kartruter. Som vist i figurene 7.2 og 7.3, så varierer influensområdet lite med utslippsdypet, men noe med sesong, der områdene for vår og sommer er noe større enn områdene for høst og vinter. Formen er avlang med lengdeaksen i nord-nordøstlig retning.
Figur 7.2: Influensområdene for olje på sjøoverflaten, gitt en utblåsning fra sjøbunnenletebrønnen Coeus. Hvert område består av alle 10x10km kartruter som har mer olje på overflaten enn 0,01 tonn/km2 i mer enn 5, 25, 50 eller 75% av enkeltsimuleringene, gjengitt med ulike fargekoder.
Figur 7.3: Influensområdene for olje på sjøoverflaten, gitt en utblåsning fra overflatenletebrønnen Coeus. Hvert område består av 10x10km kartruter, alle som har mer olje på overflaten enn 0,01 tonn/km2 i mer enn 5, 25, 50 eller 75% av enkeltsimuleringene, gjengitt med ulike fargekoder.
Olje i vannkolonnen
Influensområdene for olje i vannkolonnen og for olje akkumulert på strandlinjen er null uansett utslippsdyp og tid på året. Figurer for olje i vannkolonnen og akkumulert på strandlinjen er derfor ikke inkludert.
Tabell 7.6: Størrelsen av influensområder for olje på sjøoverflaten, i vannkolonnen og akkumulert på strandlinjen, og vist som antall 10x10km kartruter. Influensområdene er beregnet fra de stokastiske oljedriftsimuleringene for en utblåsning ved letebrønnen Coeus.
Olje akkumulert langs kysten
Strandingsstatistikken for all oljeberørt kyst viser svært lave strandingsannsynligheter, lange
strandingstider, og ubetydelige strandingsmengder for alle kombinasjoner av utslippsdyp og sesong.
Strandingssannsynligheten er mindre enn 0.05% (vist som "0.0"). Korteste drivtid, representert ved 95-persentilen, er lenger enn simuleringstiden på 95 døgn (75 døgns utslippsvarighet + 20 døgns følgetid). Strandet mengde oljeemulsjon, representert ved 95-persentilen, er null. Bare for sjøbunnsutslipp vår og høst er det spor av stranding, der 100-persentilene for strandingstid og strandingsmengde er hhv. mindre enn 95 døgn (41.2 og 48.4 døgn) og større en null tonn (1 tonn).
Prioriterte områder
Ingen av NOFO områdene har en strandingssannsynlighet på 5% eller mer. Resultatene for disse områdene vises derfor ikke.
Tabell 7.7: Strandingsstatistikk for all oljeberørt kyst, beregnet fra de stokastiske oljedriftsimuleringene
for letebrønnen Coeus. Kolonnene dekker sannsynlighet for stranding, strandingstid, og strandet mengde oljeemulsjon.
Strandingstid og mengde oljeemulsjon er oppgitt som tre ulike persentiler fra deres respektive sannsynlighetsfordelinger.
7.4 Miljørisikoanalyse (metoder og verktøy, skadeberegning, beregnet miljørisiko og risikoreduserende tiltak)
Metode for miljørisikoanalyse
I den gjennomførte miljørisikoanalysen blir risiko for skade på det ytre miljøet, som følge av oljeforurensning, beregnet
vha. den skadebaserte delmetodikken i MIRA (Metode for miljørettet risikoanalyse, OLF 2007, s. 34), ref /7/.
Inngangsdata Den skadebaserte delmetodikken i MIRA baseres på fire sett inngangsdata som vist i tabell 3.2:
(1) Stokastisk simulerte oljedriftsdata: den geografiske utbredelsen av oljeforurensning laget vha. stokastisk simulering,
(2) Utblåsningssannsynlighet basert på operatørens aktivitetsnivå, 1,54E-4
(3) Økosystemdata: den geografiske utbredelsen av verdsatte økosystemkomponenter samt deres sårbarhet for oljeforurensning:
a. Pelagisk sjøfugl: SEAPOP, 01.09.2013, republisert i 2015 b. Kystbunden sjøfugl: SEAPOP, 29.04.2016
c. Kystdatasett Alt5: NINA, 24.04.2017 d. Gyteområder: HI, nedlastet 25.04.2017 e. Fiskelarver og -egg: HI, 2005
f. Sjøpattedyr (sel): MRDB, 02.09.2010 g. Strand: MRDB, 02.09.2010
(4) Akseptkriterier: operatørens valgte maksimalverdier for hvor stor miljørisiko de aksepterer.
Effekt og skadeberegning Miljørisiko resultater
I dette kapittelet vises miljøskade og miljørisiko for en mulig utblåsning på Coeus. Resultater presenteres for (1) pelagisk sjøfugl, (2) kystbunden sjøfugl, (3) sel, (4) fisk og (5) strandhabitat.
• Alvorlig (restitusjonstid >10 år)
• Betydelig (restitusjonstid 3–10 år)
• Moderat (restitusjonstid 1–3 år)
• Mindre (restitusjonstid 0,1–1 år)
Resultatene er presentert for følgende sesonger: Vinter (desember–februar), vår (mars–mai), sommer (juni–august) og høst (september–november).
Resultater for pelagisk sjøfugl
Høyeste skadesannsynlighet og høyeste miljørisiko for pelagisk sjøfugl er vist for hver av de fire skadekategoriene i figur 7.4.
For pelagisk sjøfugl er skadesannsynligheten svært lav. Mindre enn 3% av simuleringene gir restitusjons-tider innen hver av de fire skadekategoriene, gitt et oljeutslipp. Tilsvarende er miljø- risikoen liten, mindre enn 2% av Shells operasjonsspesifikke akseptkriterier, uavhengig av skadekategori.
Dette betyr at miljørisikoen for pelagisk sjøfugl innenfor Shells operasjonsakseptkriterier for alle skadekategorier.
Figur 7.4: Høyeste skadesannsynlighet og miljørisiko i prosent for pelagisk sjøfugl gitt et oljeutslipp forårsaket av en utblåsning ved letebrønnen Coeus. NH = Norskehavet, NS = Nordsjøen, BH = Barentshavet.
Resultater for kystbundne sjøfugl
Kystfugl har en betinget sannsynlighet for skade som er lik eller mindre enn 0.5 %, og en miljørisiko som er like lav. Figuren for disse resultatene vises derfor ikke.
Resultater for sel
Sel har en betinget sannsynlighet for skade som er 0 %, og en miljørisiko som er like lav. Figuren for disse resultatene vises derfor ikke.
Resultater for fisk
Miljørisiko for fisk kvantifiseres vanligvis på to vis: 1) vha. overlappsanalyse, dvs det arealmessige overlappet mellom influensområdet for olje i vannkolonnen og gyteområdene for viktige bestander i det aktuelle havrom, og 2) vha. MIRA-metoden utført for norsk vårgytende sild og nordøst-arktisk torsk (skrei).
Fordi oljen i vannkolonnen hadde et influensområde med null areal vil det ikke være noe arealmessig overlapp mellom denne oljen og viktige fiskebestander. MIRA-analysen for for sild og torsk gir en betinget sannsynlighet for skade som er 0 %, og en miljørisiko som er like lav. Figuren for disse resultatene vises derfor ikke.
Resultater for strandhabitat
Strandhabitat har en betinget sannsynlighet for skade som er lik eller mindre enn 0.5 %, og en Miljørisiko som er like lav. Figuren for disse resultatene vises derfor ikke.
Resultater for kystdatasett Alternativ 5 for sjøfugl
Det er beregnet miljørisikoen for kystdatasett tilrettelagt iht. anbefalinger gitt av en arbeidsgruppe satt ned av Norsk olje og gass høsten 2017 (Kystdatasettet Alternativ 5). Analysen gav ingen målbar skade. Figuren for disse resultatene vises derfor ikke.
7.5 Beredskapsanalyse (Metoder og verktøy, resultater, beregning av effektivitet av utstyr)
Mål for oljevernberedskap i AS Norske Shell er:
• Detektere og starte overvåking av hydrokarbonlekkasjer så tidlig som mulig.
• Begrense omfanget av miljøskader.
• Mobilisere tilstrekkelige ressurser relatert til omfanget av hendelsen, samt ta hensyn til usikkerheten relatert til dette.
• Alltid å planlegge oljevernaksjoner i samarbeid med NOFO.
• Prioritere innsatsen riktig i forhold til trusselbildet som foreligger.
• Prioritere oppsamling av hydrokarboner nær kilden for å hindre videre drift og stranding.
• Planlegge oljevernaksjonen slik at sekundærforurensing og mengden avfall begrenses.
• Iverksette opprydding etter forurensning slik at forholdene så raskt som mulig reetableres til slik situasjonen var før hendelsen.
• Fastsette demobilisering spesifikt for aksjoner i de ulike beredskapssonene, i samråd med NOFO og med godkjennelse fra tilsynsmyndighetene (Kystverket).
• Samle opp mest mulig av forurensningen ved bruk av lenser og opptakere.
• Holde Kystverket løpende informert.
Metode for beredskapsanalyse
Beredskapsanalysen er utført i henhold til veiledning for miljørettede beredskapsanalyser (NOFO
& OLF 2007; Norsk olje og gass 2013, ref /12/) og NOFOs planforutsetninger for oljevernberedskap (NOFO 2014a), ref /13/. Formålet med beredskapsanalysen er å identifisere beredskapsbehov og utarbeide anbefalinger for oljevernberedskap som skal håndtere definerte fare- og ulykkeshendelser.
Resultatene fra beredskapsanalysen danner beslutningsgrunnlag for operatørens valg av avtalefestet stående beredskapsløsning. Primærstrategien for bekjemping av akutte oljeutslipp på norsk
kontinentalsokkel er mekanisk opptak i nærområdet til utslippet vha. havgående systemer fra NOFO.
Kjemisk dispergering skal benyttes når denne metoden vurderes å være like god eller bedre enn mekanisk opptak mht. å redusere påvirkning på miljøet. Behov for resurser for oljevern
(ressursbehov) er beregnet for følgende barrierer:
• Barriere 1: Bekjempelse på åpent hav nær utslippskilden (funksjon A) eller langs drivbanen (funksjon B) vha. NOFO-systemer
• Barriere 2: Bekjempelse i kystsonen vha. Kystsystemer
• Barriere 3: Bekjempelse og beskyttelse av strandsonen ovenfor mobil olje (funksjon A) og oppsamling av ikke mobil olje på land (funksjon B)
Nominell systemkapasitet for de ulike systemene er presentert i tabell 7.8. Verdiene bygger på erfaringer, forsøk og øvelser og representerer maksimal kapasitet under optimale operative forhold.
Tabell 7-8: Nominell kapasitet for de ulike oljevernsystem brukt i denne analysen. Nominell kapasitet for NOFO- og kystsystem er inkludert en nede-tid på 12 timer (Norsk olje og gass 2013).
Lokale værdata
Statistikk for bølger og vind for prospektet Coeus er lastet ned fra Meteorologisk institutt. Offshore- data er hindcast data for Punkt 1366 og kystdata fra værstasjoner langs norskekysten i influens- området for olje akkumulert på strandlinjen. Temperatur-data er lastet ned fra databasen Levitus (Levitus). Fravær av dagslys (definert som tiden solen står 6 grader eller lavere under horisonten -
"tussmørke") beregnes for posisjonen til utslippet og de utvalgte værstasjonene langs kysten. Sikten i områdene er ikke kjent og det er antatt at sikten er "god" 50% av tiden og "dårlig" 50% av tiden.
Beredskapsanalysen
Beredskapsanalysen danner beslutningsgrunnlag for operatørens valg av avtalefestet stående Beredskapsløsning for letebrønnen Coeus. Tilgjengeligheten av NOFO-systemer og slepefartøy verifiseres av NOFO i forkant av boreoperasjonen. De viktigste beredskapsutfordringer for aktiviteten ved Coeus er:
• Referanseoljen Ormen Lange er et kondensat som vil være vanskelig å samle opp med lenser og skimmere.
• Kondensatet har kort levetid på sjøen, noe som gjør det lite egnet for dispergering.
Krav til oljevernberedskap
Krav til oljevernberedskap for letebrønnen Coeus er basert på Norsk olje og gass sin veiledning for miljørettede beredskapsanalyser (Norsk olje og gass 2013, ref /7/). Det er etablert følgende ytelseskrav mot akutt forurensning:
• Barrierer på åpent hav (barriere 1A og 1B) skal hver for seg ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne håndtere den emulsjonsmengden som er tilgjengelig som følge av dimensjonerende rate. Responstiden for fullt utbygd barriere skal være kortere enn 5-persentilen av drivtid til land.
• Kystbarrieren (barriere 2) skal ha tilstrekkelig døgnkapasitet til å kunne håndtere 95- persentilen av emulsjonsmengde (fra oljedriftsstatistikken) inn til barrieren etter at effekt av forutgående barriere er lagt til grunn. Responstiden for fullt utbygd barriere skal være kortere enn 5-persentilen av drivtid til land.
Den dimensjonerende hendelsen for oljevernberedskap er en overflateutblåsning av olje da dette gir høyest utblåsningsrate. En utblåsningsrate på 241 Sm3/d (vektet rate) er lagt til grunn for
dimensjonering av oljevernberedskap i barriere 1 (funksjon A og B). Strandingsstatistikken (95- persentil for korteste drivtid til land og 95-persentil for strandet vann-i-oljeemulsjon) fra de stokastiske oljedriftssimuleringene er lagt til grunn for dimensjonering av oljevernberedskap i barriere 2 og barriere 3 (funksjon A og B).
Resultater fra beredskapsanalysen
Plassering av barriererBarriere 1A og 1B er satt til å bekjempe olje som har vært på sjøen i hhv. 2 og 6 timer. Ved disse tidspunktene vil det for referanseoljen Ormen Lange kondensat ikke være eksplosjonsfare i forbindelse med bekjempelse av olje på sjøen eller ved lagring av olje i oppsamlingstankene til OR- fartøyene. Det må forventes stor lenselekkasje pga. lav viskositet. Kjemisk dispergering er mulig, men vil i de fleste tilfeller ikke være nødvendig grunnet kondensatets korte levetid på havoverflaten.
En oversikt over forventede forvitringsegenskaper til referanseoljen ved den valgte lokasjonen til barriere 1A og 1B er gitt i tabell 7.9. Tidsvinduer for mekanisk oppsamling, kjemisk dispergering, eksplosjonsfare og tilflyt for referanseoljen ved ulike vindstyrker ved sommer- og vinterforhold er illustrert i figur 7.5.
Tabell 7.9: Beregnede forvitringsegenskaper for et utslipp av Ormen Lange kondensat ved den valgte plasseringen til barriere 1A og 1B.
Figur 7.5: Tidsvinduer for mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering (øverst) og eksplosjonsfare og tilflyt (nederst) for Ormen Lange kondensat ved ulike vindstyrker ved sommer- og vinterforhold.
