AU-TPD DW MU-00423
Innhold
1 Sammendrag ... 5
2 Ramme for aktiviteten ... 6
3 Havbunnsundersøkelser og sårbar bunnfauna ... 6
3.1 Risikovurdering av partikkelutslipp fra topphullsboring ... 6
3.2 Lokasjon for avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord ... 7
4 Generell informasjon ... 9
4.1 Beliggenhet, lisensforhold og målsetting for avgrensningsbrønn Tune Statfjord ... 9
4.1.1 Målsetting for boreaktiviteten ... 10
4.2 Boring og brønndesign for avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord ... 11
5 Forbruk og utslipp av kjemikalier og kaks ... 13
5.1 Valg og evaluering av kjemikalier ... 13
5.2 Kontroll, måling og rapportering av utslipp ... 13
5.3 Omsøkte forbruks- og utslippsmengder av kjemikalier ... 13
5.3.1 Omsøkt forbruk og utslipp av gule, grønne og røde kjemikalier fordelt på bruksområder for Tune Statfjord 15 5.3.2 Planlagt brukte kjemikalier for brønnen ... 16
5.3.3 Omsøkt forbruk av svarte kjemikalier - Kjemikalier i lukkede systemer for Deepsea Atlantic... 17
5.4 Valg av borevæskesystemer og begrunnelse for bruk for avgrensningsbrønn Tune Statfjord ... 17
5.5 Sementkjemikalier for avgrensningsbrønn Tune Statfjord ... 18
5.6 Beredskapskjemikalier for avgrensningsbrønn Tune Statfjord ... 19
5.7 Riggkjemikalier, tørrbulk og oljeholdig vann for Deepsea Atlantic ... 19
5.7.1 Utslipp av tørrbulk gjennom ventilasjonsliner... 20
5.7.2 Drenasje- og oljeholdig vann ... 20
5.8 Utslipp av borekaks... 21
6 Planlagte utslipp til luft ... 22
6.1 Utslipp ved kraftgenerering ved boring av avgrensningsbrønn Tune Statfjord inklusiv boring av et mulig sidesteg... 22
7 Avfallshåndtering... 23
7.1 Håndtering av borekaks ... 23
7.2 Sanitærvann og organisk kjøkkenavfall ... 24
8 Tiltak for å redusere risiko for utilsiktede utslipp på Deepsea Atlantic ... 25
9 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord ... 26
9.1 Introduksjon ... 26
9.1.1 Aktivitetsbeskrivelse... 26
9.1.2 Akseptkriterier i miljørisikoanalysen ... 28
9.1.3 Utblåsningsrater og –varigheter ... 28
9.1.4 Oljetype ... 29
9.1.5 Bakgrunn for benyttelse av referansebasert analyse... 30
9.1.6 Resultater fra oljedriftsmodellering ... 31
9.1.7 Resultater miljørisiko for avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord ... 33
9.1.7.1 Miljørisiko for sjøfugl åpent hav ... 33
9.1.7.2 Miljørisiko for sjøfugl kystnært ... 33
9.1.7.3 Miljørisiko for marine pattedyr og strandhabitat ... 34
9.1.7.4 Miljørisiko for fisk ... 35
9.2 Beredskapsanalyse... 37
9.2.1 Formål og ytelseskrav ... 37
9.2.2 Utslippsscenarier ... 38
9.2.3 Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering ... 38
9.2.4 Influensområder og stranding ... 39
9.2.5 Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 1 og 2 ... 39
9.2.6 Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 3 og 4, og barriere 5 ... 40
9.2.7 Bruk av kjemisk dispergering ... 40
9.2.8 Deteksjon av olje og kartlegging av olje under oljevernaksjoner ... 41
9.3 Konklusjon for miljørisikoanalyse og beredskapsanalyse ... 41
10 Konklusjon ... 42
11 Referanser ... 43
Vedlegg A ... 44
Vedlegg B ... 49
1 Sammendrag
Avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord er lokalisert ca 118 km fra Øygarden i Hordaland. Vanndypet på borelokasjon er 92 meter MSL og boretidspunkt er planlagt til Q4 2017-Q1 2018. Brønnen er er kategorisert som en høy temperatur brønn og forventede hydrokarboner er gass og kondensat. Brønnen vil bli boret med Deepsea Atlantic som er godkjent for HPHT operasjoner.
30/8-5 Tune Statfjord er lokalisert inne på Vikingbanken som er et leveområde for tobis. På grunn av grunnt vanndyp vil riggen ankre opp og kan ikke ligge på DP. All kaks fra topphullsboringen vil bli fraktet bort fra Vikingbanken tobisfelt slik at det vil ikke være planlagte utslipp som vil kunne påvirke havbunnen i brønnens nærområde. Når riser og BOP er installert vil all kaks bli tatt opp på riggen og fraktet i land.
Brønn 30/8-5 Tune Statfjord er planlagt boret med sjøvann og høyviskøse piller i topphullseksjonene, samt 9 7/8’’ pilothull, og oljebasert borevæske i 17 ½’’-, 12 ¼’’- og 8 ½"-seksjonen. En oversikt over forbruk og utslipp av vannbasert borevæske og forbruk av oljebasert borevæske er gitt i vedlegg A, henholdsvis tabell A-1.1 og A-2.1. Omsøkt mengde bore- og brønnkjemikalier er basert på brønndesign beskrevet i tabell 4.3. Vanndypet på lokasjonen er omtrent 92 m MSL.
Kaksfjerningsutstyret CTS (cuttings transport system) eller RMR (Riserless Mud Recovery) vil bli installert for topphullsseksjonene.
Statoil vurderer at miljørisiko for avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord er akseptabel gjennom hele året.
Den høyeste beregnede miljørisiko for avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord er 70 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier i skadekategori Alvorlig. Det er beregnet for lomvi kystnært om sommeren (i juli). Miljørisiko for strandhabitat, fisk (inkludert tobis) og marine pattedyr er svært lav og innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. Det antas at det ikke vil forekomme stranding.
Den beregnede miljørisikoen for planlagt boretidspunkt (Q4 2017), er gjennomgående lav. Høyeste utslag på miljørisiko om vinteren er 10% av statoils akseptkriterier, for sjøfugl åpent hav i skadekategori moderat.
Ved en langvarig utblåsning på 200 m3/d i maksimalt 70 døgn med Huldra kondensat vil overvåkning og fjernmåling av utslippet være det primære tiltaket ettersom levetid på sjø vil være kort og hverken mekanisk oppsamling eller kjemisk dispergering vil være effektive tiltak. Tiltak for mekanisk oppsamling, mekanisk og kjemisk dispergering vil vurderes kontinuerlig som supplerende tiltak ved vedvarende og stabile emulsjoner. Satellittradar vil være en viktig ressurs for å bidra til kartlegging av utbredelse i tillegg til fartøy med IR-kamera og oljedetekterende radar. Overvåkning skal kunne skje så fort som mulig og innen 5 timer. Bekjempelsesstrategien vil være tilsvarende for middels og lite utslipp (punktutslipp).
Statoils krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord er oppsummert i Figur 9-5. Det er satt krav 2 systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 10 timer. Det stilles ikke spesifikke beredskapskrav til barriere 3 og 4, og 5 da det ikke forventes stranding av olje. Ytterligere ressurser og utstyr vil kunne mobiliseres iht eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og IUAer.
2 Ramme for aktiviteten
Prinsipper for risikoreduksjon beskrives i § 11 i rammeforskriften. Lovgivningen sier at skade eller fare for skade på
mennesker, miljø eller materielle verdier skal forhindres eller begrenses i tråd med helse-, miljø- og sikkerhetslovgivningen, herunder interne krav og akseptkriterier som er av betydning for å oppfylle krav i denne lovgivningen. Videre sier forskriftet at utover dette nivået skal risikoen reduseres ytterligere så langt det er mulig.
Statoil planlegger å gjennomføre aktivitetene i tråd med dette.
3 Havbunnsundersøkelser og sårbar bunnfauna
30/8-5 Tune Statfjord er lokalisert inne på Vikingbanken som er et leveområde for tobis. På grunn av grunnt vanndyp vil riggen ankre opp og kan ikke ligge på DP. All kaks fra topphullsboringen vil bli fraktet bort fra Vikingbanken tobisfelt slik at det vil ikke være planlagte utslipp som vil kunne påvirke havbunnen i brønnens nærområde. Når riser og BOP er installert vil all kaks bli tatt opp på riggen og fraktet i land.
DNV GL har på oppdrag fra Statoil gjort en vurdering av mulige effekter på tobis ved en utblåsning fra letebrønn Tune på Vikingbanken. Vurderingene er gjort med grunnlag i modelleringer med SINTEFs OSCAR modell (versjon 7.0.1) av både vannsøylekonsentrasjoner av hydrokarboner i området over tobis-gytefeltene, oljekonsentrasjoner i sedimentet i gyteområdene samt biologiske eksponeringsberegninger på larver i larvedriftsperioden. Effektene av en tenkt utblåsning vil være svært lave og er nærmere beskrevet i vedlagt dokument fra DNV GL [7] Brønnen planlegges boret i Q4 2017 til Q1 2018 i en periode hvor det ikke vil være larver i vannmassene ref. figur 1 i vedlagt dokument fra DNV GL [7].
3.1 Risikovurdering av partikkelutslipp fra topphullsboring
For å sikr at kaks og borevæske ikke slammer ned leveområde for Tobis, planlegges det for bruk av Cuttings Transport System (CTS) eller Riserless Mud Recovery (RMR), for å transportere kaks og borevæske bort fra tobis leveområde.
Spredning av partikler vil være avhengig av partikkelstørrelse, initiell innblanding i vannmassene og bunnstrømmen.
Spredning modelleres vha DREAM/ParTrack-modellen. Det finnes ingen direkte målinger av bunnstrømmene nær borelokasjon og Statoil har derfor ikke gjennomført en spesifikk spredningsanalyse for denne brønnen. Statoil mener en generell vurdering basert på tidligere spredningsstudier der CTS er brukt, vil være tilstrekkelig for å bestemme lengden på en mulig CTS slange. Tidligere modelleringer fra Haltenbanken har vist konsentrasjonsfelt som viser total
Figur 3.1 vise lokasjon av brønnen i forhold til Vikingbanken leveområde for tobis. Det er ca 810 meter fra borelokasjon til kanten av leveområdet som vist i figur 3.1.
3.2 Lokasjon for avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord
Havbunnen rundt Tune Statfjord lokasjonen viser havbunn bestående av løs til medium løs sand. Nærmere undersøkelser fra sitesurvey viser et vanndyp på 92 meter og flat havbunn med mindre enn 0,1 grader helning. En gassrørledning som forbinder Tune Sør og Tune ligger ca 1310 meter sør/øst av kolasjon.
Figur 3.1 Lokasjon av Tune Statfjord i forhold til Vikingbanken leveområde for tobis.
4 Generell informasjon
4.1 Beliggenhet, lisensforhold og målsetting for avgrensningsbrønn Tune Statfjord
Avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord er lokalisert ca 118 km fra Øygarden i Hordaland. Vanndypet på borelokasjon er 92 meter MSL og boretidspunkt er planlagt til Q4 2017-Q1 2018. Brønnen er er kategorisert som en høy temperatur brønn og forventede hydrokarboner er gass og kondensat. Brønnen vil bli boret med Deepsea Atlantic som er godkjent for HPHT operasjoner.
Brønnlokasjonen befinner seg i lisens PL 190. Tabell 4.1 nedenfor viser rettighetshavere og lisensandel for lisensen.
Figur 4-1 Beliggenheten til avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord og avstand til land.
Tabell 4.1: Rettighetshavere og lisensandel for PL 190:
Selskap Prosentandel
Statoil Petroleum (operatør) 50 %
Petoro 40 %
Total E&P Norge 10 %
4.1.1 Målsetting for boreaktiviteten
Primært formål med avgrensningsbrønn 30/8-5 er å gjøre datainnsamling for å avklare produserbarhet til Tune Statfjord funnet. Hvis Tune Statfjord viser seg å være komersielt drivverdig, kan det være en mulig tie-back til Oseberg Feltsenter.
4.2 Boring og brønndesign for avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord
Brønn 30/8-5 Tune Statfjord er planlagt boret med sjøvann og høyviskøse piller i topphullseksjonene, samt 9 7/8’’ pilothull, og oljebasert borevæske i 17 ½’’-, 12 ¼’’- og 8 ½"-seksjonen. En oversikt over forbruk og utslipp av vannbasert borevæske og forbruk av oljebasert borevæske er gitt i vedlegg A, henholdsvis tabell A-1.1 og A-2.1. Økotoksikologiske data for produkter som ikke er på PLONOR-listen er tilgjengelige i databasen NEMS Chemicals. Omsøkt mengde bore- og brønnkjemikalier er basert på brønndesign beskrevet i tabell 4.3.
Alle dyp er målt fra boredekksnivå på Deepsea Atlantic (høydereferanse er betegnet RKB). RKB - MSL på Deepsea Atlantic er 30 m. Vanndypet på lokasjonen er omtrent 92 m MSL.
Kaksfjerningsutstyret CTS (cuttings transport system) eller RMR (Riserless Mud Recovery) vil bli installert for topphullsseksjonene.
42”- og 26’’- brønnseksjonene
De to øverste hullseksjonene er planlagt boret med sjøvann. For å rense hullet vil høyviskøse piller bli pumpet. Etter boring fortrenges hullene til vektet vannbasert væske. 36” lederør og 20" foringsrør blir kjørt og sementert i hele sin lengde.
Da stigerør ikke er installert vil borekaks og eventuell overskytende sement vil bli transportert bort fra brønnlokasjonen ved hjelp av CTS eller RMR.
9 7/8’’- pilothull
Det vil bli boret et 9 7/8’’ pilothull ut fra 36’’ lederør, og ned til omtrent 600 m for å sjekke for grunn gass før dette åpnes opp til 26’’ hull. Hullet er planlagt boret med sjøvann. For å rense hullet vil høyviskøse piller bli pumpet.
Da stigerør ikke er installert vil borekaks og eventuell overskytende sement vil bli transportert bort fra brønnlokasjonen ved hjelp av CTS eller RMR.
17 1/2’’-brønnseksjon
Grunnet lengde på seksjon, samt kjente geologiske utfordringer med reagerende leirer, er oljebaserte borevæskesystem planlagt i denne seksjonen. Borekaks returneres til overflaten, separeres over shaker og sendes til land for behandling.
Overflødig borevæske vil bli sendt til land for avfallsbehandling og gjenbruk. For 17 ½’’ seksjonen kjøres et 14’’ foringsrør.
Seksjonen planlegges sementert tilbake omtrent 400 m over settedyp.
12 ¼"-brønnseksjon
Oljebaserte borevæskesystemet er planlagt i denne seksjonen. Borekaks returneres til overflaten, separeres over shaker og sendes til land for behandling. Overflødig borevæske vil bli sendt til land for avfallsbehandling og gjenbruk. For 12 ¼’’
seksjonen kjøres et 9 7/8’’ forlengelsesrør som sementeres i hele sin lengde.
8 1/2"-brønnseksjon
Seksjonen er planlagt boret med oljebaserte borevæskesystemet. Seksjonen vil bli boret ned til endelig dyp for brønnen.
Borekaks returneres til overflaten, separeres over shaker og sendes til land for behandling. Overflødig borevæske sendes til land. Datainnsamling vil bli gjennomført i henhold til eget program, hvor et av brønnobjektivene innebærer å kjøre et 7’’
forlengelsesrør som sementeres over hele sin lengde. Ettersom 8 ½’’ seksjonen er en Høy Trykk – Høy Temperatur (HTHT) seksjon, vurderes det å bore en ekstra 8 ½’’ seksjon for å foreta datainnsamling etter at alle trykk er kjent fra hovedløpet. Dette vil bli vurdert videre i den videre planleggingen. Dersom dette blir tilfellet, vil den første 8 ½’’- seksjonen bli støp tilbake, før samme seksjon bores på ny, i trygg avstand fra det første 8 ½’’-hullet.
Brønnen vil bli plugget permanent tilbake.
Mini frac av reservoarseksjon
Det planlegges for en jobb der reservoaret sprekkes opp ved hjelp av hydraulisk trykk. Dette gjøres med vann tilsatt kjemikalier for viskositetskontroll. Oversikt over fraktureringskjemikalier finnes i vedlegg A, tabell A.8.1. Målet med denne jobben er å teste strømingspotensiale i reservoaret etter oppsprekking. Det vil ikke være utslipp av kjemikalier fra denne operasjonen og etter datainnsamling vil brønnen bli permanent plugget.
Tabell 4.3: Avgrensningsbrønn Tune Statfjord med oversikt over brønnseksjoner, planlagt borevæske, seksjonslengder og massebalanse for borevæske og kaks
Hull- seksjon
Dybde m (MD)
Seksjons-
lengde Type
Utslipp av bore-væske
til sjø
Kaks generert
Kakshåndtering
(fra-til) [m] [m3] [m3] [tonn]
42" 122-206 84 Sjøvann med polymer sweeps 280 75 225 utslipp til sjø
26" 206-1150 944 Sjøvann med polymer sweeps 2100 323 970 utslipp til sjø
17½" 1150-3310 2160 XP-07 0 335 1006 Til land
12 ¼" 3310-4061 751 XP-07 0 57 171 Til land
8 1/2" 4061-4701 640 XP-07 0 23 70 Til land
8 1/2" 4061-4701 640 XP-07 0 23 70 Til land
P&A - 0 XP-07 0 - - Til land
P&A - 0 XP-07 0 - - Til land
Totalt - 0 - 2380 837 2513 -
5 Forbruk og utslipp av kjemikalier og kaks
5.1 Valg og evaluering av kjemikalier
Klassifiseringen av kjemikalier og stoffer i kjemikalier er gjort i henhold til gjeldende forskrifter og dokumentert i databasesystemet Nems Chemicals.
Kjemikalier benyttes i henhold til aktivitetsforskriftens rammer og miljøklassifiseres basert på HOCNF-informasjon. Alle produkter vurderes for substitusjon etter iboende fare og risiko ved bruk. Årlig avholdes substitusjonsmøter mellom Statoil og leverandører/kontraktører, her presenteres produktporteføljen og bruksområder der HMS-egenskapene er synliggjort.
På møtene gjøres opp status for tidligere vedtatte aksjoner og det diskuteres behovet for de enkelte kjemikaliene i bruk og muligheten for substitusjon fremover. Statoil vil særlig prioritere substitusjonskandidater som går til utslipp.
Substitusjonsplanene er lett tilgjengelig for lokal miljøkoordinator samt andre relevante som er knyttet til drift eller kontrakter.
5.2 Kontroll, måling og rapportering av utslipp
Statoil har satt krav og retningslinjer til driftskontroll, utslippsmåling og rapportering i forbindelse med virksomheten på norsk sokkel, slik at både myndighetskrav og interne krav vil bli ivaretatt. Disse kravene vil også gjelde for de leverandører som leverer tjenester i forbindelse med boringen av brønnen. Det er utarbeidet et riggspesifikt måleprogram for Deepsea Atlantic. Måleprogrammet er en del av Statoil sitt styringssystem, ARIS.
Rapportering av forbruk og utslipp av riggkjemikalier utføres av boreentreprenør. Rapportering av forbruk og utslipp av borevæsker og sementkjemikalier utføres av den enkelte leverandør.
5.3 Omsøkte forbruks- og utslippsmengder av kjemikalier
I henhold til gjeldende regelverk søkes det om tillatelse til forbruk av svarte og røde kjemikalier og forbruk og utslipp av grønne og gule kjemikalier. Mengdene er beregnet ut fra andel svart, rødt og gult stoff i hvert av handelsproduktene. Det vises til Vedlegg A for underlag for de omsøkte mengdene. De omsøkte kjemikaliene er inndelt i bore- og brønnkjemikalier, riggkjemikalier, sementkjemikalier og kjemikalier i lukket system.
Kjemikaliemengdene er basert på boring og tilbakeplugging av hovedbrønn og et sidesteg.
‘’Worst case’’ doseringsrater er lagt til grunn for estimering av kjemikalieforbruk. Hjelpekjemikaliene er beregnet ut fra erfaringstall av månedlig forbruk på Deepsea Atlantic.
Utslipp til sjø i forbindelse med planlagt aktivitet består av:
• Bore- og brønnkjemikalier
• Riggkjemikalier som gjengefett, BOP væske og vaskemidler
• Utboret kaks
• Dreneringsvann, sanitærvann og organisk kjøkkenavfall
Tabell 5.1 viser totalt omsøkte forbruks- og utslippsmengder av grønne, gule og røde kjemikalier ved boring av brønnen.
Omsøkte forbruksmengder av kjemikalier i lukkede systemer (kjemikalier uten utslipp til sjø) er gitt i kapittel 5.3.3.
Tabell 5.1 Samlet omsøkte forbruks- og utslippsmengder ved boring av Tune Statfjord inklusivt mulig sidesteg
Kjemikalietype Omsøkt forbruk
[tonn]
Omsøkt utslipp til sjø [tonn]
Total mengde grønt stoff 13708 1249
Total mengde gult stoff (ekskl. Y2) 4923 12,5
Total mengde gult Y2 stoff 156,6 2,52
Total mengde rødt stoff 117 0
5.3.1 Omsøkt forbruk og utslipp av gule, grønne og røde kjemikalier fordelt på bruksområder for Tune Statfjord
Tabell 5.3 viser estimert forbruk og utslipp av stoff i gul, grønn og rød miljøkategori fordelt på bruksområde.
Tabell 5.3 Avgrensningsbrønn Tune Statfjord med estimert forbruk og utslipp av stoff i gul, grønn og rød miljøklassifisering fordelt på bruksområder
Bruksområde Forbruk
[tonn]
Utslipp [tonn]
Forbruk stoff [tonn]
Utslipp stoff [tonn]
Grønn Gul Y1 Gul
Y2 Rød Grønn Gul Y1 Gul
Y2 Rød
BOP kjemikalier 21,29 21,29 17,78 3,35 0,16 0,00 17,78 3,35 0,16 0,00
Vaskekjemikalier 5,42 5,42 4,41 1,02 0,00 0,00 4,41 1,02 0,00 0,00
Slop treatment kjemikalier 0,61 0,61 0,39 0,23 0,00 0,00 0,39 0,23 0,00 0,00
Gjengefett 1,12 0,11 0,11 0,36 0,00 0,00 0,01 0,04 0,00 0,00
Vannbasert borevæske
(42''- og 26''-seksjonene) 951 951 951 0 0 0 951 0 0 0
Oljebasert borevæske (17 1/2'', 12 1/4''- og 8 1/2''-seksjoner )
16147,9 0,0 11005,8 4878,3 147,0 116,8 0 0 0 0
Mini frac. Kjemikalier 4,3 0,0 3,3 1,0 0,0 0,0 0 0 0 0
Sementering hovedbrønn 1773,87 286,03 1726,01 38,38 9,47 0,00 275,81 7,86 2,36 0,00
Totalt 18905 1264 13708 4923 157 117 1249 12 3 0
5.3.2 Planlagt brukte kjemikalier for brønnen
En stor andel av kjemikaliene som går til utslipp er PLONOR-kjemikalier. Dette er kjemikalier som er vannløselige, bionedbrytbare, ikke-akkumulerende og/eller uorganiske, naturlig forekommende stoffer med minimal eller ingen miljøskadelig effekt. Kjemikaliene er valgt fordi de regnes som de mest miljøvennlige produktene.
De fleste produkter som planlegges benyttet i gul miljøklassifisering befinner seg i kategorien gul Y1, og anses å ha akseptable miljøegenskaper.
Vannbasert borevæske:
Produktene i borevæsken er kun grønne PLONOR-kjemikalier.
Oljebasert borevæske:
Totalt ti gule kjemikalier er planlagt benyttet, ett i Y2-kategori (Duratone E). Det er også planlagt å benytte fire røde
kjemikalie i borevæsken (Geltone II, BaraFLC IE 513, INVERMUL NT og Bentone 38). Det vil ikke være planlagte utslipp til sjø av denne borevæsken.
Sementkjemikalier:
Det planlegges å bruke fem kjemikalier i gul kategori, et i Y2-kategori (FL-67LE). De resterende kjemikaliene som er planlagt brukt er grønne PLONOR-kjemikalier. Ingen sementkjemikalier i rød kategori er planlagt brukt.
Riggkjemikalier:
Det planlegges kun å benytte gule og grønne riggkjemikalier. Stack Magic ECO-F er eneste produkt i Y2-kategori.
5.3.3 Omsøkt forbruk av svarte kjemikalier - Kjemikalier i lukkede systemer for Deepsea Atlantic
Det søkes om tillatelse til bruk av svarte kjemikalier i lukket system med estimert forbruk over 3000 kg pr. år pr. installasjon.
Statoil har gjort en vurdering av hvilke hydraulikkvæsker/oljer i lukkede systemer som omfattes av krav til økotoksikologisk dokumentasjon (HOCNF) i henhold til Aktivitetsforskriften § 62. Økotoksikologisk dokumentasjon for de nevnte produkter i Tabell 5.5 er registrert i databasen NEMS Chemicals.
Forbruk av de omsøkte produktene er styrt av ulike behov og forbruket kan typisk være en funksjon av en eller flere av disse faktorene:
• Krav til garantibetingelser. Utskifting iht. et påkrevd intervall, eksempelvis utstyrsspesifikke krav.
• Forebyggende vedlikehold. Skifte av hele/deler av systemvolumer etter nærmere fastsatte frekvenser for å ivareta funksjon og integritet til systemer.
• Kritisk vedlikehold. Skifte av hele/deler av volumer basert på akutt behov.
• Etterfylling av mindre volumer grunnet vedlikeholdsbehov, svetting, mindre lekkasjer og lignende.
Avhending av kjemikalieproduktene ved utskifting gjøres iht. plan for avfallsbehandling for den enkelte innretning og de spesifikke krav som er gitt for avfallsbehandling.
Utskiftning av kjemikalier i lukkede system vil vanskelig kunne forutses, og det vil være mulighet for flere større utskiftninger på riggen i løpet av ett år. Omsøkt forbruk inkluderer estimert årlig forbruk på Deepsea Atlantic, samt en opsjon på
ytterligere forbruk av kjemikalier i svart miljøkategori som kan benyttes ved væskeutskifting av systemer.
De omsøkte produktene er brukt i lukkede systemer og vil ikke medføre planlagte utslipp til sjø. Ved årsrapportering vil Statoil levere informasjon om faktiske forbrukte mengder av navngitte produkter.
Tabell 5.5 viser en oversikt over kjemikalier i lukkede systemer som kan få et forbruk høyere enn 3000 kg per år per installasjon.
I brannskum anlegg på Deepsea Atlantic brukes det godkjent Artic Foam 203 3%.
Tabell 5.5 Kjemikalier i lukkede systemer med estimert forbruk over 3000 kg/år/installasjon
Handelsnavn Funksjon Miljøvurdering
Estimert årlig forbruk
(kg)
% andel stoff i kategori Forbruk stoff i kategori ( kg)
Svart Rød Gul Grønn Svart Rød Gul Grønn Castrol Hyspin AWH-M 32 Hydraulikkolje Svart 50000 6,5 93,5 0 0 3250 46750 0 0
Sum 50000 3250 46750 0 0
5.4 Valg av borevæskesystemer og begrunnelse for bruk for avgrensningsbrønn Tune Statfjord
42’’ topphullsseksjonen vil bli boret med sjøvann og høyviskøse piller, hvor borekaks vil bli transportert bort fra brønnlokasjonen ved hjelp av CTS eller RMR. Det vil så bli installert et 36’’ lederer.
Et 9 7/8’’ pilothull vil så bores ut fra 36’’ lederøret for å sjekke for grunn gass, før hullet åpnes opp til 26’’, og et 20’’
foringsrør blir installert. Disse seksjonene vil også bli boret med sjøvann og høyviskøse piller, hvor borekaks igjen vil bli transportert bort fra brønnlokasjonen ved hjelp av CTS eller RMR.
Før boring av 17 ½’’-seksjonen vil stigerør installeres. Ved boring med oljebasert borevæske vil borekaks separeres over shaker og sendes til land for avfallshåndtering.
Oljebasert borevæske er vurdert som den beste tekniske og sikkerhetsmessige løsningen for 17 ½’’-, 12 ¼’’- og 8 1/2"- seksjonenene.
Begrunnelse for valg av oljebasert borevæske:
• 17 ½’’-, 12 ¼’’- og 8 ½’’-seksjonene i brønnen er planlagt boret gjennom formasjoner som er kjent for å være reaktive og ustabile når boret med vannbaserte borevæskesystemer. Eksponeringstiden vil være relativt lang for 17 ½’’ seksjonen grunnet seksjonslengde. For 12 ¼’’- og 8 ½’’-seksjonene kan eksponeringstiden bli relativt lang dersom funn i reservoarene og flere logger på kabel vil bli gjennomført. Oljebasert borevæske sørger for god inhibering, bedrer hullrensing og stabiliserer formasjonen i åpent hull. Samtidig vil den gi mindre utvasking og en tynnere filterkake som reduserer risikoen for å sette seg fast med bore- og datainnsamlingsstreng. Og ettersom det er relativt høyt trykk og temperatur i brønnen vil det heller ikke være ønskelig å benytte vannbasert borevæske ettersom det vil innebære bruk av Cs-basert borevæske.
Begrunnelse for bruk av produkt i rød kategori i det oljebaserte borevæskesystemet:
Generellt kan en si at de røde produktene en finner i planlagt brukt oljebasert borevæske er stabile under høye trykk og temperaturforhold. Det er viktig å ha en borevæske og ikke degraderes og mister sine tekniske egenskaper under slike forhold.
• Geltone II er nødvendig for å bidra til viskositets- og suspensjonsegenskapene til borevæsken. Geltone II er et produkt bestående av organofil leire som forholder seg stabilt ved et bredt temperaturområde. Statoil vurderer alternative gule Y2 produkter til å være miljømessig svært like Geltone II og at det er liten miljøeffekt i å substiture til disse.
• BaraFLC IE 513. Produktet er ikke biologisk nedbrytbart og dermed i rød miljøklasse. Produktet er lite akutt giftig for marine organismer og er ikke bioakkumulerende. Den brytes imidlertid sakte ned ved utslipp til sjø. Produktet er nødvendig med de temperatur og trykkforhold en forventer å finne i de nedre delene av brønnen på Tune Statfjord.
• INVERMUL NT benyttes til å stabilisere vann i olje emulsjoner i det oljebaserte slammet. Invermul NT vil benyttes i HTHP sonen i brønnen som et supplement til EZ Mul NS, som viser gul miljøkategori. Invermul NT har
komponenter som kan være aktutt giftige for marine organismer samt har moderat bionedbrytbarhet og som gjør at kjemikaliet klassifiseres i rød miljøkategori.
For hovedbrønnen er det tatt høyde for 36" lederør, 20”- og 14" foringsrør, samt 9 5/8"- og 7’’- forlengelsesrør, skillevæsker og tilbakeplugging av brønnen.
I forbindelse med sementjobber vil alt miksevann som er i sementeringsenheten bli pumpet inn i brønnen. Resterende belegg i tanker og rør går til sjø under rengjøring. Beregnet utslipp per vaskejobb er 300 liter kjemikalieforurenset vaskevann.
På grunn av usikkerhet i hullvolum, beregnes en ekstra sikkerhetsmargin på sementvolum som vist under:
• Lederør: 300 % av teoretisk ringromsvolum
• Overflaterør: 100 % av teoretisk ringromsvolum
• Forings- og avhengningsrør: 50% av teoretisk ringromsvolum
• Tilbakepluggingsvolum: 50% av teoretisk volum
• Tilbakeplugging av brønnen vil generere oppvaskvolum og skillevæsker som vil bli sendt til land for videre behandling.
En del av denne sikkerhetsmarginen vil gå med til å fylle opp hulrom i formasjonen. Den resterende mengden vil gå til utslipp. Det vil være fokus på å redusere utslipp av sement etter topphullsboringen slik at ikke overskytende semnet pumpes ut på havbunnen. For utslipp til sjø regner man:
• Lederør: 50 % av teoretisk ringromsvolum
• Overflaterør: 20 % av teoretisk ringromsvolum i åpent hull
I tillegg er det lagt inn en sikkerhetsmargin på 50% på det totale forventede forbruk og utslipp.
Mindre utslipp vil skje i forbindelse med rengjøring/nedspyling av sementenhet. Vaskevannet fra denne operasjonen slippes til sjø for å unngå plugging av lukket drainsystem pga størknet sement og ytterligere kjemikaliebruk for å løse opp dette.
Utslipp av sementkjemikalier i forbindelse med rengjøring av sementenhet estimeres til 1-2% av totalforbruk. Det vil også forekomme utslipp av tørrsement via ventilasjonssystemet på lagertanker i forbindelse med lasting av sement om bord på riggen, samt transport av denne under sementeringsjobber. Dette utslippet estimeres til 2% av totalt sementforbruk.
5.6 Beredskapskjemikalier for avgrensningsbrønn Tune Statfjord
Beredskapskjemikalier vil under normale forhold ikke vil bli benyttet, men kan komme til anvendelse dersom det oppstår uventede situasjoner eller spesielle problemer. Dette kan for eksempel være grunn gass, fastsittende borestreng, tapt sirkulasjon i brønn, sementforurensing osv. Forbruk av disse kjemikaliene vil gå utover det som er omsøkt av planlagte kjemikalier. Ved «normal» bruk doseres produktene inn i væsken og fortynnes slik at utslipp av kjemikaliene vil være under produktenes potensielle giftighetsnivå.
En oversikt over beredskapskjemikaliene er gitt i Vedlegg B, tabell B-1
5.7 Riggkjemikalier, tørrbulk og oljeholdig vann for Deepsea Atlantic
Estimert forbruk og utslipp av riggkjemikalier er gitt i kapittel 5.3.
Vaskekjemikalier
Vaske- og rensemidler brukes til rengjøring av gulvflater, dekk, olje- og fettholdig utstyr o.l. Rengjøringskjemikaliene er overflateaktive kjemikalier som har til hensikt å øke løseligheten av olje i vann. Ved vasking av dekk under boring med oljebasert borevæske vil vaskevann i skitne områder gå i lukket avløp og renses/sendes til land. Ut over dette vil brukt vaskemiddel slippes til sjø. Vaskemiddelet er vannbasert og komponentene forventes å biodegradere fullstendig i vannmassene.
En oversikt over riggvaskemiddel per brønn er gitt i App. A tabell A-4.1.
Gjengefett
Gjengefett vil bli brukt ved sammenkobling av borestreng og foringsrør. Ved boring med vannbasert borevæske vil overskytende gjengefett bli sluppet til sjø sammen med borevæsken som vedheng på kaks. Utslippet av gjengefett er ut i fra bransjestandard estimert til 10% av forbruket ved boring med vannbasert borevæske.
En oversikt over gjengefett per brønn er gitt i Vedlegg A tabell A-5.1.
BOP-væske
BOP-kontrollvæske benyttes ved trykktesting og aktivisering av ventiler og systemer på BOP (utblåsningsventil). BOP- systemet er et åpent system hvor mesteparten av forbruk går til utslipp. Produktene er vannløselige og vil umiddelbart etter utslipp distribueres fritt i vannmassene og fortynnes nedenfor NOEC (No Effect Concentration).
En oversikt over BOP-væsker per brønn er gitt i Vedlegg A tabell A-6.1
5.7.1 Utslipp av tørrbulk gjennom ventilasjonsliner
Ved operering av liner og pumper for intern transport på rigg, samt lasting og lossing av tørrbulk vil det fra tid til annen foregå små uunngåelige utslipp av tørrstoff gjennom ventilene. Ventilene må til tider også blåses rene når de samme linene skal brukes til ulikt tørrstoff. Disse utslippene rapporteres i dag som en del av forbruk og utslipp av borevæsker og sement.
5.7.2 Drenasje- og oljeholdig vann
Dreneringsvann fra rene områder på riggen vil bli rutet direkte til sjø. Vann fra skitne områder vil rutes til sloptank og bli renset før utslipp vha. riggens sloprenseanlegg. Vann fra såkalte ‘’skite områder’’ inkluderer vaskevann og drenasjevann fra
5.8 Utslipp av borekaks
Estimert mengde utslipp av kaks i forbindelse med boringen av 30/8-5 Tune Statfjord er vist i kapittel 4.2.
6 Planlagte utslipp til luft
6.1 Utslipp ved kraftgenerering ved boring av avgrensningsbrønn Tune Statfjord inklusiv boring av et mulig sidesteg
Gjennomsnittlig dieselforbruk i forbindelse med kraftgenerering på Deepsea Atlantic er estimert til 45 tonn per døgn, og den planlagte operasjonen har en estimert varighet på maksimalt 99 døgn dersom sidesteg blir boret. Videre planlegging av brønnen kan gi endringer i antall dager på varihet av boreprosjektet. Beregnet utslipp av klimagasser ifm. kraftgenerering er gitt i tabell 6.1.
Norsk Olje & Gass sine standardfaktorer er benyttet for å estimere utslipp av de ulike klimagassene, med unntak av NOx- utslipp hvor standardfaktor fra særavgiftsforskriften er benyttet.
Tabell 6.1 Estimert utslipp til luft per måned og totalt for den planlagte operasjonen
Dieseldrevne motorer
Diesel CO2 CO2 CO CO NOx NOx SOx SOx nmVOC nmVOC
Forbruk Faktor Utslipp Faktor Utslipp Faktor Utslipp Faktor Utslipp Faktor Utslipp [tonn] [tonn/tonn] [tonn] [tonn/tonn] [tonn] [tonn/tonn] [tonn] [tonn/tonn] [tonn] [tonn/tonn] [tonn]
Sum per døgn 35,625 3,17 113 0,007 0,25 0,054 1,92 0,0028 0,10 0,005 0,18
Totalt ved 99 døgn 3526,875 11180 24,69 190,45 9,88 17,63
7 Avfallshåndtering
Norsk olje og gass sine retningslinjer for avfallsstyring vil bli benyttet i forbindelse avfallshåndtering, og en
installasjonsspesifikk avfallsplan vil bli fulgt. Konkrete sorteringsmål er styrende for avfallsarbeidet og flyterigger som opererer for Statoil er underlagt samme sorteringssystem.
Alt næringsavfall og farlig avfall, bortsett fra fraksjonene som defineres som produksjonsavfall; Kaks, brukt oljeholdig borevæske og oljeholdig slop blir håndtert av avfallskontraktøren SAR.
Avfallskontraktørene sørger for en optimal håndtering og sluttbehandling av avfallet i henhold til kontraktene. Alle aktuelle nedstrømsløsninger som velges skal godkjennes av Statoil. Avfallskontraktørene lager også et miljøregnskap for sine valgte nedstrømsløsninger. Hovedfokus for valgte nedstrømsløsninger vil være å sikre høyest mulig gjenvinningsgrad for avfallet som håndteres.
Alt avfall kildesorteres offshore i henhold til Norsk olje og gass sine anbefalte avfallskategorier. Avfall som kommer til land og ikke tilfredsstiller disse sorteringskategoriene blir avvikshåndtert og ettersortert på land. Avfallskontraktørene benyttes også som rådgivere i tilrettelegging av avfallssystemer ute på plattformene.
Egne avtaler er inngått for behandling av boreavfall (borekaks /borevæske, oljeholdig boreslop og tankvask) med borevæskekontraktørene og spesialfirma for håndtering av boreavfall. Det er også utviklet et kompensasjonsformat som skal stimulere til gjenbruk av de brukte borevæskene. Væske/slop som ikke kan gjenbrukes sendes videre til godkjente avfallsbehandlingsanlegg.
Det er en hovedmålsetning at mengde avfall som går til sluttdeponi skal reduseres. Dette skal i størst mulig grad oppnås gjennom optimalisering av materialbruk, gjenbruk, gjenvinning eller alternativ bruk av væsker og materialer innenfor en forsvarlig ramme av helse, miljø og sikkerhet, samt kvalitet.
7.1 Håndtering av borekaks
Kaks generert under boring av topphullet vil bli transportert bort fra borelokasjon ved hjelp av et CTS system eller RMR system som vist i figur 7.1 Ved boring med oljebasert borevæske vil all kaks bli separert over shaker og sendt til land.
Figur 7.1 Skisse av CTS og RMR system for transport av topphullskaks og borevæske.
7.2 Sanitærvann og organisk kjøkkenavfall
Vann fra sanitæranlegg behandles og slippes til sjø. Organisk kjøkkenavfall males opp på riggen før utslipp til sjø.
8 Tiltak for å redusere risiko for utilsiktede utslipp på Deepsea Atlantic
For å redusere risiko for utilsiktede utslipp fra rigg er det satt følgende tekniske krav til riggen:
• Doble fysiske barrierer på alle linjer mot sjø
• Tankkapasitet for oljeholdig vann
• Liquid additive system (LAS) for dosering av sementkjemikalier
• Alle områder hvor olje- og kjemikaliesøl kan oppstå skal være koblet til lukket drainsystem
• To uavhengige systemer for operering av slip-joint pakninger på stigerør
• Områder ved kjellerdekkshull og andre områder der utslipp normalt kan gå direkte til sjø har kant som forhindrer utslipp til sjø
9 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord
9.1 Introduksjon
Miljørisikoanalysen [1] og beredskapsanalysen [2] for Tune Statfjord er utført av Statoil i 2017, og vedlagt denne søknaden.
Miljørisikoanalysen er utført som en referansebasert analyse mot letebrønn Krafla Main Statfjord utført av DNV i 2014 [3].
Analysene er gjennomført i samsvar med Styringsforskriftens paragraf §17, Aktivitetsforskriftens paragraf §73, veileder for miljørettet risikoanalyse (MIRA) [4] og veileder for miljørettede beredskapsanalyser [5]. Miljørisikoanalysen er gjennomført som en helårlig analyse.
De beregnede utblåsningsratene for referansebrønnen Krafla Main Statfjord er svært lave, og er enda lavere for Tune Statfjord. Den beregnede utbslåsningssannsynligheten for både Krafla Main Statfjord og Tune Statfjord er relativt høy sammenlignet med gjennomsnittlige letebrønner, grunnet boring under HTHP forhold. Miljørisikoen forbundet med boringen er akseptabel i forhold til Statoil sine akseptkriter gjennom hele året. Den beregnede høyeste miljørisikoen for Krafla Main Statfjord er i sommersesongen, (juni – kystnær sjøfugl, 70 % av akseptkriterier), det er et resultat av relativt høy
sannsynlighet for en hendelse og lav konsekvens av hendelsen (lave mengder oljer på sjø). Miljørisikoen for resten av året er vesentlig lavere. Referansebrønnen Krafla Main Statfjord er ansett som representativ, men konservativt valgt referanse for Tune Statfjord. Den planlagte beredskapsløsningen er basert på dimensjonerende hendelse som er en langvarig utblåsning fra brønnen.
9.1.1 Aktivitetsbeskrivelse
Avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord er lokalisert i nordlige delen av Nordsjøen (Figur 9-1). Brønnen ligger ca 118 km fra Øygarden (Hordaland). Vanndypet på borelokasjon er 92 meter. Boretidspunkt er planlagt fra Q4 2017 til Q1 2018, og brønnen skal bores med Deep Sea Atlantic eller en tilsvarende rigg godkjent for HTHP-operasjoner. Forventet
hydrokarbontype er kondensat. Brønnen er kategorisert som en høyt trykk og høy temperatur brønn.
Utblåsningssannsynligheten for denne avgrensningsbrønnen er beregnet til 0,096 % (9,6 x 10-4) basert på historiske data (frekvens for en avgrensningsbrønn, HTHP). Basisinformasjon om brønnen er oppsummert i Tabell 9-1 . Vanndyp er korrigert etter miljørisikoanalysen var ferdigstillt med bakgrunn i informasjon fra sitesurvey gjennomført i mai 2017. Dette vurderes imidlertid ikke til å innvirke på resultatene i analysen. Det samme gjelder lokasjons koordinatene som kun gir mindre endringer i avstand til land.
Figur 9-1 Beliggenheten til avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord og avstand til land.
Tabell 9-1 Basisinformasjon for avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord Avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord
Posisjon for DFU (geografiske koordinater WGS 84) 60° 28' 13" N, 002° 36' 9" Ø
Vanndyp 104 m
Borerigg Rigg som er godkjent for HTHP-operasjoner.
Planlagt boreperiode Q4 2017 og Q1 2018
Sannsynlighet for utblåsning 9,6 x 10-4 (0,096%) Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 25/75
Vektet utblåsningsrate Overflate: 200 m3/døgn
Sjøbunn: 200 m3/døgn
Oljetype (tetthet) Huldra kondensat (809 kg/m3)
Maksimal varighet av en utblåsning (tid til boring av avlastningsbrønn)
70 døgn
9.1.2 Akseptkriterier i miljørisikoanalysen
Miljørisiko beregnes og uttrykkes som en sannsynlighet for skade på bestander eller kystområder. Skadepotensialet måles etter hvor lang tid en art/bestand vil trenge for å restituere seg tilbake til opprinnelig størrelse etter en hendelse. Graden av skade er inndelt i fire kategorier: mindre miljøskade (<1 års restitusjonstid), moderat miljøskade (1-3 års restitusjonstid), betydelig miljøskade (3-10 års restitusjonstid) og alvorlig miljøskade (>10 års restitusjonstid).
Statoils akseptkriterier for miljørisiko er basert på hovedprinsippet om at:
"Restitusjonstiden etter en miljøskade for den mest sårbare bestanden skal være ubetydelig i forhold til forventet tid mellom slike miljøskader".
Den beregnede miljørisikoen vises i miljørisikoanalyser som prosentandel av akseptkriteriene i hver av skadekategoriene mindre, moderat, betydelig og alvorlig.
I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord benyttes Statoils akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko (Tabell 9-2).
Tabell 9-2 Statoils akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko Miljøskadekategori Varighet av miljøskade Operasjonsspesifikk risiko
(per operasjon)
Mindre 1 måned – 1 år < 1 x 10-3
Moderat 1 – 3 år < 2,5 x 10-4
Betydelig 3 - 10 år < 1 x 10-4
Alvorlig < 10 år < 2,5 x 10-5
Enklere uttrykt betyr dette at Statoils akseptkriterier for miljøskade ved leteboring (eller avgrensningsboring) er:
• < 1 mindre miljøskade for hver 1000 leteboring
• < 1 moderat miljøskade for hver 4000 leteboring
• < 1 betydelig miljøskade for hver 10 000 leteboring
• < 1 alvorlig miljøskade for hver 40 000 leteboring.
9.1.3 Utblåsningsrater og –varigheter
Rate- og varighetsfordelingen for avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord er presentert i Tabell 9-3. Rater er basert på
Tabell 9-3 Rate og varightetmatrise for Tune Statjord
Utslipps lokasjon
Fordeling overflate/
Sjøbunn
Rate Sm3/d
Sannsynlighetfor raten (%)
Varigheter (dg) og sannsynlighetsfordeling (%)
2 5 14 35 70
Overflate 25 % 20 20
66,4 14,4 8,9 2,7 7,5
170 40
330 40
Sjøbunn 75 % 20 20
49,5 15,7 13,7 6,0 15,1
170 40
330 40
Beregnet tid for boring av avlastningsbrønn er basert på operasjonelle og brønnspesifikke forhold og inkluderer tid til avgjørelser, mobilisering av rigg, transitt, oppankring, boring, geomagnetisk styring og dreping av brønnen. Statoil har beregnet at tid for boring av avlastningsbrønn for avgrensningsbrønn Tune Statfjord vil kunne ligge mellom 44 og 80 dager.
Videre er Monte Carlo simuleringer av minimum/maksimum verdiene gjennomført for å etablere en
sannsynlighetsdistribusjon av utblåsningsvarighet. Denne fordeler seg fra 2 til 70 dagers varighet. Beregningene er beskrevet i mer detalj i miljørisikoanalysen med vedlegg [1].
Statoil har en portefølje av flyterigger som kan bore avlastningsbrønner for letebrønner/avgrensningsbrønner. Seilingstid til lokasjon vil variere med posisjon til aktuell flyterigg på mobiliseringstidspunkt, men forventes å være dekket av intervallet beskrevet over.
9.1.4 Oljetype
Huldra kondensat er ansett som representativ for forventet oljetype på avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord. Det er gjennomført en forvitringsstudie av Huldra kondensat fra SINTEF i 1998 [6].
Huldra Kondensat har en relativ høy tetthet sammenlignet med andre kondensat, men lav sammenlignet med de fleste råoljer (809kg/m3). Kondensatet har relativt høy andel flyktige komponenter, og fordampningen er relativt høy.
Voksinnholdet er relativt høyt mens innholdet av asfaltener er moderat sammenlignet med f.eks. typiske råoljer. Huldra Kondensat har et raskt vannopptak, men vil kun ta opp ca 40% vann. Emulsjonens viskositet er lav, og stabiliteten på emulsjonen vil være lav, noe som kan gi utfordringer i forhold til mekanisk opptak og kjemisk dispergering. Flammepunktet reduseres hurtig og grensen for eksplosjonsfare på sjø er passert etter kort tid, også ved lave vindstyrker. Flammepunktet reduseres til under 60°C etter 2 til 12 timer avhengig av vindstyrke, lengst tid ved lave vindhastigheter. Dette er relevant for eksplosjonsfare for oljen ved lagring i tanker. Levetiden til oljen på havoverflaten er beregnet å være 2-3 timer ved høye vindstyrker (15 m/s) og lengre ved lavere vindstyrker.
Oljedriftsimuleringene for avgrensningsbrønnen 30/8-5 Tune Statfjord er basert på en referanseanalyse som er utført med Huldra Kondensat. Huldra Kondensat er også benyttet for dimensjonering av oljevernberedskap.
De fysisk-kjemiske egenskapene til Huldra kondensat-olje er presentert i Tabell 9-4 [6].
Tabell 9-4 Fysisk-kjemiske egenskaper for Huldra kondensat.
Parameter Huldra kondensat
Oljetetthet (kg/m3) 809
Maksimalt vanninnhold ved 5/13ºC (vol %) -/40
Voksinnhold (vekt %) 5,2
Asfalteninnhold (harde) (vekt %) - Viskositet, fersk olje (13 ºC) (cP) 4,3
9.1.5 Bakgrunn for benyttelse av referansebasert analyse
Miljørisikoanalysen for 30/8-5 Tune Statfjord er gjennomført som en referansebasert analyse mot Krafla Main Statfjord 8 ½’’
seksjon fra 2014 [3]. Krafla Main Statfjord ligger ca 28 km i nordvestlig retning fra avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord.
Avgrensningsbrønnen 30/8-5 Tune Statfjord har tilsvarende utblåsningssannsynlighet og utblåsningsvarighet, lavere utblåsningsrater og tilsvarende forventet oljetype. Se Tabell 9-5 for en sammenligning av sentrale parametere.
Tabell 9-5: Sammenlignining av sentrale parameter for 30/8-5 Tune Statfjord oppmot 8 1/2’’
seksjonen i letebrønn Krafla Main Statfjord
Parameter Kriteriet Krafla Main Statfjord
8 ½’’ seksjonen
30/8-5 Tune Statfjord
Sammenligning
Geografisk lokasjon (WGS 84)
< 50 km fra sammenlignet felt/operasjon
60° 13' 07" N 002°
30' 24"
Ø
60° 28' 13" N 002°
36' 9" Ø
29 km OK
Oljetype Tilsvarende
eller kortere levetid på sjø
Huldra Konden sat (809kg/
m3)
Huldra Konden sat (809kg/
m3)
OK
Sannsynlighet for utslipp
Tilsvarende eller lavere
9,13E- 04
9,6E-04 Tilsvare
nde
Sannsynlighetsfor deling
sjøbunn/overflate
Sannsynlighet for
overflateutblå sning må være tilsvarende eller lavere
75/25 75/25 OK
En detaljert gjennomgang av sentrale parametere knyttet til miljørisiko er gjort i miljørisikoanalysen for Tune Statfjord (med vedlegg) [1].
9.1.6 Resultater fra oljedriftsmodellering
Oljedrift og forvitring av oljen er modellert med modellen OSCAR (MEMW versjon 6.2). Resultatene for oljedriften i miljørisikoanalysen for Krafla Main Statfjord 8 ½’’ seksjon er ansett å dekke 30/8-5 Tune Statfjord. Resultatene bør forstås som konservative ettersom de er basert på høyere rater og lengre varigheter enn det som er beregnet for Tune Statfjord.
Det er modellert for værforhold gjennom hele året for ulike scenarier av utslippsdyp, rate og varigheter. Influensområdene for olje på havoverflaten, i vannkolonnen og akkumulert på strandlinjen består av alle 10 x 10 km kartruter som har mer olje enn en viss grenseverdi i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene. Grenseverdiene som er benyttet er 0,01 tonn/km2 for havoverflaten og 0,01 tonn/km for strandlinjen. Influensområdene er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Influensområde for alle sesonger er presentert i Figur 9-2. Flere figurer finnes i
miljørisikoanalysen. Effekt av oljevernberedskap er ikke inkludert i oljedriftsmodelleringen.
Figur 9-2 Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i 10×10 km sjøruter gitt en
overflateutblåsning (venstre) og sjøbunnsutblåsning (høyre) fra letebrønnen i Krafla Main Statfjord 8
½’’ seksjon for alle sesonger - årlig. Figurene viser sannsynlighet for treff av olje, og viser ikke hvordan et enkeltuslipp vil se ut.
Oljedriftsimuleringene for referansebrønnen oppgir resultater for landpåslag. Korteste drivtid til land er 19 døgn om høsten og største strandet emulsjonsmengde er 1 tonn også om høsten (95 persentil). I de andre sesongene forekommer det ikke stranding. Statistikk for stranding er angitt i Tabell 9-6 for alle sesonger. Det er ingen stranding i de prioriterte områdene (95 persentil). Ettersom oljedriftresultatene for Krafla Main Statfjord 8 1/2’’ seksjon er svært lave og konservative for Tune
Høst 1 19
Vinter - -
9.1.7 Resultater miljørisiko for avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord
Det er analysert for potensielle effekter på pelagisk (åpent hav) og kystbundne sjøfuglarter, marine pattedyr, fisk og strandhabitater. Analysen er utført for hele året og miljørisiko er presentert per sesong. De sesongvise verdiene tilsvarer måneden med høyest innslag innenfor en gitt sesong. Miljørisiko uttrykkes som beregnet skade på bestander eller kystområder gitt et utslipp kombinert med sannsynlighet for utblåsning. Risikoen presenteres som prosentvis andel av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. Miljørisiko er beregnet og vist her uten å ta hensyn til konsekvensreduserende effekt av oljevern. I tillegg en det utført spesifikke miljørisikoberegninger for tobis.
Miljørisiko i tilknytning til leteboring i Krafla Main Statfjord 8 ½’’ sekjonen som dekker 30/8-5 Tune Statfjord presenteres sesongvis for de mest sårbare ressurser innen analyseområdet. Resultatene bør forstås som konservative ettersom de er basert på høyere rater og lengre varigheter enn det som er realistisk for Tune Statfjord. Det er tydelig at den høye
sannsynligheten for utblåsning påvirker miljørisikoresultatene relativ mye sammenlignet med skade på bestanden gitt en utblåsning. Det vil si, en letebrønn med tilsvarende rate og varighetsmatrise, men standard utblåsningssannsynlighet ville resultert i vesentlig lavere resultater på miljørisiko.
Den beregnede miljørisikoen for planlagt boretidspunkt (Q4 2017), er gjennomgående lav. Høyeste utslag på miljørisiko om vinteren er 10% av Statoils akseptkriterier, for sjøfugl åpent hav i skadekategori moderat.
9.1.7.1 Miljørisiko for sjøfugl åpent hav
Høyest risiko for skade på sjøfugl åpent hav er observert hos alkekonge i høstsesongen i kategorien Moderat miljøskade med 19 % av akseptkriteriet. Høyest beregnet miljørisiko innenfor hver miljøskadekategori, uavhengig av sesong og art, som andel av akseptkriteriet er som følger:
• 4 % av akseptkriteriet for Mindre miljørisiko for alkekonge om høsten.
• 19 % av akseptkriteriet for Moderat miljørisiko for alkekonge om høsten.
• 3 % av akseptkriteriet for Betydelig miljørisiko for alkekonge om høsten.
• Ingen sannsynlighet for Alvorlig miljørisiko.
Miljørisiko for sjøfugl åpent hav er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier gjennom hele året.
9.1.7.2 Miljørisiko for sjøfugl kystnært
Høyest risiko for skade på kystnær sjøfugl er beregnet for hekkebestanden av lomvi om sommeren i skadekategori Alvorlig miljøskade med 70% av akseptkriteriet. Risikonivået ligger vesentlig lavere i de andre sesongene og for de andre artene.
Høyest beregnet miljørisiko innenfor hver miljøskadekategori, uavhengig av sesong og art, som andel av akseptkriteriet er som følger:
• 2 % av akseptkriteriet for Mindre miljørisiko for havsule, lunde og toppskarv om sommeren.
• 9 % av akseptkriteriet for Moderat miljørisiko for alke, havhest, havsule, krykkje, lunde og toppskarv om sommeren.
• 22 % av akseptkriteriet for Betydelig miljørisiko for lomvi om sommeren.
• 70 % av akseptkriteriet for Alvorlig miljørisiko for lomvi om sommeren.
Miljørisikoresultater per sesong presenterer den verste måneden i tilhørende sesongen. Figuren under, viser miljørisiko for kystnær sjøfugl per måned. Juni gir vesentlig høyere miljørisiko sammenlignet med de andre sommermånedene.
Figur 9-3 Månedlig miljørisiko forbundet med boring av 8 ½’’-seksjonen i letebrønn 30/11-11 Krafla Main Statfjord, presentert for sjøfugl kystnært, som andel av Statoils operasjonsspesifikke
akseptkriterier.
Miljørisiko for sjøfugl kystnært er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier.
9.1.7.4 Miljørisiko for fisk
Modellering av tapsandeler av fiskeegg og fiskelarver gitt en utblåsning fra 8 ½’’ seksjonen av letebrønnen Krafla Main Statfjord viser ingen sannsynlighet for tapsandeler over 0,5 % i noen av sesongene for hverken torsk eller sild. Mulige konsekvenser for disse fiskeartene anses derfor som neglisjerbare, og torsk/sild ble ikke tatt med videre i
miljørisikoberegningene.
Statoil har fått gjennomført et tilleggsstudie, utført av DNV-GL [7], som gir en detaljert vurdering av effekter på tobis knyttet til en potensiell sjøbunnutblåsning, ettersom Tune Statfjord er lokalisert på gytefeltet for tobis, se Figur 9-4. Vurderingene er gjort med grunnlag i modelleringer med SINTEF OSCAR modell (versjon 7.0.1), og fokuserer på
hydrokarbonkonsentrasjoner i vannsøylen i området over tobisgytefeltene, oljekonsentrasjoner i sedimentene i gyteområdene og biologiske eksponeringsberegninger på larver i larvedriftperioden. Studiet baserer seg på flere enkeltsimuleringer fra havbunn der maksimal utblåsningsrate (330 m3/d), utblåsningsvarighet på 14 døgn og lokasjon for avgrensningsbrønn Tune Statfjord er lagt til grunn. Simulering er utført med Huldra Kondensat som oljetype. Det er også foretatt en sensitivitetsvurdering ved å benytte vesentlig høyere utblåsningsrater og varighet, samt bruk av subsea dispergering. Det er ikke vurdert risiko ved overflateutblåsning da effekt på tobis er vurdert som neglisjerbar.
Figur 9-4 Beliggenhet av tobis gytefelt på Vikingbanken, samt lokasjon for avgrensningsbrønnTune Statfjord. Kilde: Ottersen m. fl. 2010.
En maksimal utblåsningsrate på 330 Sm3/d er så lav at den kun sporadisk og over svært små vannvolumer vil overstige en nedre effektgrense for akutte effekter på tobislarver på 58 ppb. Beregnet larvetap i larvedriftsperioden i april – mai er svært
lavt (< 0.1 % av de samlede gyteproduktene). Tilsvarende vil eventuell dødelighet på larver som befinner seg over gyteområdet før bunnslåing på sommeren være marginal. Bruk av subsea dispergering vil øke vannsøyle-
konsentrasjonene noe og kan gi et kontaminert vannvolum (THC > 58 ppb) i inntil 2 % av vannvolumet over gyteområdet.
Sedimentkonsentrasjoner er følgelig også svært lave og under grenseverdi for kontaminert sediment satt til 50 ppm (mg/kg) tilsvarende 900 mg/m2.
Utblåsningsratene må opp i ca. 2000 Sm3/d for å gi effektområder over 58 ppb. En utblåsningsrate på 2000 Sm3/d i 14 dager gir et effektområde på inntil 2 % av det samlede vannvolum innenfor gyteområdene på Vikingbanken. Den høyeste modellerte raten på 8000 Sm3/d gir et kontaminert vannvolum på inntil 1.5 km3 (6.5 % av vannvolum i gyteområdet).
Statoil vurderer at risiko for tobis forbundet med en oljeutblåsning fra avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord er marginal og akseptabel gjennom hele året.
9.2 Beredskapsanalyse
Beredskapsanalysen for oljevernberedskap for avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord er utført av Statoil [2]. Et sammendrag er gitt her. Statoil vil være ansvarlig for en eventuell oljevernaksjon. NOFO står for den operative delen av beredskapen både til havs, nær kysten og ved eventuelle strandrenseaksjoner og disponerer ressurser for dette. I tillegg er Statoil medlem i OSRL og vil kunne benytte oljevernressurser herfra, som vil gi økt kapasitet for kjemisk dispergering og strandrenseutstyr, basert på behov i en aksjon.
Det vil lages en egen «Blow out Contingency and Relief Well Plan» for avgrensningsbrønn Tune Statfjord. Denne inneholder beskrivelse og tekniske prosedyrer for hvordan brønnutblåsning vil kunne stoppes, enten med brønninternt utstyr, capping eller avlastningsboring.
9.2.1 Formål og ytelseskrav
Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for oljevernberedskap ved et større uhellsutslipp av olje.
Analysen skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av beredskapsressurser. Beredskapsanalysen er brønnspesifikk.
Statoils ytelseskrav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for
beredskapsdimensjonering i alle barrierer [8], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i NOROG veiledning [5] og NOFO [9].
Barriere 1 (nær kilden): Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe beregnet emulsjonsmengde på sjø. Første system innen best oppnåelig responstid. Full kapasitet snarest mulig og senest innen 95-persentilen av korteste drivtid til land, basert på beregnet kapasitetsbehov. Statoil setter, som et minimum, krav til tilstrekkelig kapasitet for å bekjempe et oljeutslipp på minimum 500 m3 med ressurser som skal være klar for operasjon innen 5 timer etter at utslippet er oppdaget.
Barriere 2 (i åpent hav): Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe den mengden emulsjon som passerer barriere 1 på grunn av operative begrensninger. Første system skal mobiliseres fortløpende etter at systemene i barriere 1 er mobilisert og med full kapasitet innen 95-persentilen av korteste drivtid til land.
Barriere 3 og 4 (kystnært): Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon innen influensområdet justert for effekt av barriere 1 og 2. Systemene skal være mobilisert innen 95- persentilen av korteste drivtid til land.
Barriere 5 (strand): Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon inn til prioriterte områder med kortere drivtid enn 20 døgn. Personell og utstyr til strandrensing skal være klar til operasjon innen 95-persentilen av korteste drivtid inn til prioritert område for de berørte områder med kortere drivtid enn 20 døgn. En plan for grovrensing av forurenset strand skal utarbeides senest innen 7 døgn fra registrert påslag av
oljeemulsjon. Grovrensing av de påslagsområder som prioriteres av operasjonsledelsen i samråd med aksjonsledelsen skal være gjennomført innen 100 døgn fra plan for grovrensing foreligger, forutsatt at dette kan gjennomføres på en
sikkerhetsmessig forsvarlig måte.
9.2.2 Utslippsscenarier
Tabell 9-7 gir en oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen. Utslipp av kondensat eller lette petroleumsprodukter blir behandlet i beredskapsplanen.
Tabell 9-7 Utslippsscenarier for avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord
Type utslipp Kilde Referanse – bakgrunn for rate/volum
Utblåsning – 200 m3/døgn Langvarig utblåsning fra reservoar (Maks varighet 70 døgn)
Dimensjonerende utblåsningsrate (vektet) for 30/8-5 Tune Statfjord, Huldra Kondensat
Middels utslipp - 2000 m3 punktutslipp Eksempelvis lekkasje fra brønn Volum bestemt ut fra faglig vurdering Mindre utslipp - 100 m3 punktutslipp Eksempelvis lekkasje fra brønn Volum bestemt ut fra faglig vurdering
9.2.3 Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering
Huldra kondensat er ansett som representativ for forventet oljetype ved avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord. Det er gjennomført en forvitringsstudie av Huldra kondensat av SINTEF i 1998 [6]. Forvitringsegenskaper for Huldra kondensat ved ulike vindstyrker og temperaturer som representerer gjennomsittlige sommer- og vinterforhold er angitt i Tabell 9-8.
Tabell 9-8 Forvitringsegenskaper til Huldra kondensat ved 2 og 12 timer, sommer og vinter [6]
Time Parameter – Huldra kondensat Vinter 5 ºC - 10 m/s
Sommer 15 ºC - 5 m/s
2 timer
Fordampning (%) 38 36
Nedblanding (%) 17 1
Olje på overflate (%) 43 62
Vanninnhold (%) 40 39
Viskositet av emulsjon (cP) 333 164
12 timer
Fordampning (%) 44 49
Nedblanding (%) 54 10
Olje på overflate (%) Emulsjon 1 40
Vanninnhold (%) 40 40
Viskositet av emulsjon (cP) 696 447
Erfaring fra norske feltforsøk viser at risikoen for lekkasje av olje under lensa er størst for oljer/emulsjoner med viskositet under 1000 cP [5]. Huldra kondensatet danner ustabile emulsjoner og har lav viskositet selv etter flere døgn på sjø. Det vil
