00
Revisjon Tittel:
8.3. 2018 Data:
Utkast-
for kommentarer Versjon
A. B. Meisler Utarbeidet av
E. Framnes I. Anfinsen K. Vastveit Verifisert av
S0knad om tillatelse til virksomhet etter
forurensningsloven for boring av br0nn 30/6-30 Rungne i PL825
Godkjent av
Dokumentnummer: FP-010390
Innhold
1 Introduksjon og oppsummering ... 4
1.1 Omfang ... 4
1.2 Overordnet ramme for aktiviteten ... 4
1.3 Lokasjon ... 5
1.4 Oppsummering forbruk og utslipp... 5
1.5 BAT- og BEP-vurdering av kjemikalier ... 6
1.5.1 Substitusjon ... 7
1.6 Planlagte miljørisikoreduserende tiltak ... 8
1.7 Miljørettet risiko- og beredskapsanalyse ... 10
1.7.1 Sårbar bunnfauna ... 10
1.8 Barrierer ... 10
1.9 Definisjoner ... 12
1.10 Forkortelser ... 13
2 Aktivitetsbeskrivelse ... 15
2.1 Brønntesting ... 18
2.1.1 Brønntesteanlegget ... 19
2.1.2 Alternative teknologier ... 21
2.1.3 Gjennomføring av brønntest ... 22
2.1.4 Tiltak for å sikre optimal forbrenning ... 22
3 Forbruk av kjemikalier og utslipp til sjø ... 24
3.1 Borevæskekjemikalier ... 24
3.1.1 Argumenter for bruk av OBB ... 25
3.2 Borekaks... 25
3.2.1 Olje på kaks ved reservoarboring ... 25
3.3 Kjemikalier for brønnopprensning og brønntesting ... 25
3.4 Sementeringskjemikalier ... 26
3.5 Riggkjemikalier (hjelpekjemikalier) ... 27
3.5.1 BOP - kontrollvæske ... 28
3.5.2 Vaskemidler ... 28
3.5.3 Gjengefett ... 28
3.5.4 Rensing av oljeholdig spillvann ... 29
3.5.5 Kjemikalier i lukkede system ... 29
3.5.6 Kjemikalier i brannvannsystemer ... 29
4 Utslipp til luft ... 30
4.1 Utslipp ved kraftgenerering ... 30
4.2 Utslipp ved brønntesting ... 30
5 Kvantifisering av sot og oljenedfall under brønntesting ... 33
6 Avfall... 34
6.2 Sanitært vann og matavfall ... 34
7 Miljøvurderinger i forbindelse med boring av Rungne ... 35
7.1 Ankerlegging ... 35
7.2 Utslipp av borekaks ... 35
7.3 Utslipp av kjemikalier ... 35
7.4 Brønntesting ... 35
7.4.1 Miljørisiko relatert til en brønntest ... 36
7.4.2 Sot og oljenedfall ... 36
8 Miljøforhold ved lokasjonen ... 38
9 Vurdering av miljørisiko og oljevernberedskap ved akutte utslipp ... 40
9.1 Faroes akseptkriterier for akutt forurensning ... 40
9.2 Inngangsdata for analysene ... 40
9.2.1 Oljeegenskaper ... 41
9.2.2 Definerte fare- og ulykkessituasjoner (DFU) ... 42
9.2.3 Naturressurser i analyseområdet ... 42
9.2.4 Drift og spredning av olje ... 43
9.3 Miljørisiko ... 46
9.3.1 Tobis på Vikingbanken ... 47
9.4 Beredskap ... 50
9.4.1 Beredskapsbehov åpent hav (barriere 1 og 2) ... 51
9.4.2 Beredskapsbehov kyst (barriere 3) ... 52
9.4.3 Beredskapsbehov strand (barriere 4 og 5) ... 53
9.4.4 Kjemisk dispergering ... 53
9.4.5 Beredskapsplan ... 54
9.4.6 Forslag til beredskap mot akutt forurensning ... 54
10 Konklusjon ... 55
11 Referanser ... 56
Vedlegg A – Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier ... 58
Vedlegg B – Beredskapskjemikalier ... 68
B.1 Beredskapskjemikalier - borevæske... 68
B.2 Beredskapskjemikalier - sement ... 68
B.3 Beredskapskjemikalier - riggkjemikalier ... 69
1 Introduksjon og oppsummering 1.1 Omfang
Faroe Petroleum Norge AS (Faroe) søker med dette Miljødirektoratet om tillatelse til virksomhet som medfører utslipp til luft og sjø, og som genererer avfall under boring av letebrønn 30/6-30 Rungne i PL825.
Denne søknaden er utarbeidet i henhold til Forurensningslovens kapittel 3 §11, Aktivitetsforskriften Kap.
XI, og Styringsforskriften, samt tilhørende veiledninger.
Tidligste forventede oppstart for boringen er i siste halvdel av juli 2018, men oppstart kan forskyves til september avhengig av riggtilgjengelighet. Estimert varighet for boreoperasjonen er totalt 85 dager, hvorav 38 dager for hovedbrønn (inkl. kjerning, logging, setting av 7" liner og plugging), 18 dager for brønntest og 29 dager for sidesteg (inkl. plugging av brønnen). Boreoperasjonen er planlagt gjennomført med den halvt nedsenkbare boreriggen Transocean Arctic (Figur 1-1).
Figur 1-1: Transocean Arctic, operert av Transocean.
1.2 Overordnet ramme for aktiviteten
Boreoperasjonen vil bli gjennomført i henhold til Faroe sine krav og strategier for boreoperasjoner og i tråd med gjeldende lovgiving. Forskrift om helse, miljø og sikkerhet i petroleumsvirksomheten (Rammeforskriften) § 11 beskriver prinsippene for risikoreduksjon. Miljølovgivningen sier at skade eller fare for skade på det ytre miljø skal forhindres eller begrenses mest mulig. Prinsippene for risikoreduksjon sier at risikoen for miljøskade deretter skal reduseres ytterligere så langt det er mulig.
Miljøstyring og miljøvurderinger er en integrert del av planleggings- og beslutningsprosessen i Faroes aktiviteter. For å ivareta selskapets miljømål skal BAT og BEP benyttes i planlegging og gjennomføring av
Boringen vil bli gjennomført i samsvar med lisenskravene gitt til PL825. Det foreligger ingen sæskilte krav knyttet til miljø eller fiskeri i lisensen.
1.3 Lokasjon
Rungne skal bores i den nordlige delen av Nordsjøen, 38 km nordvest for 31/7-1 Brasse (referansebrønn), 26,4 km nord for Oseberg A/D, 26 km nordøst for Brage installasjonen og 101 km fra Norskekysten (Ytrøy), se Figur 1-2.
Vanndypet er 118 m MSL på borelokasjonen og havbunnen består stort sett av fin sand, ref. /1/.
Figur 1-2: 30/6-30 Rungne lokasjon.
1.4 Oppsummering forbruk og utslipp
Søknaden beskriver forventede bruks- og utslippsmengder av kjemikalier kategorisert som gule eller grønne. Miljøkategorisering av kjemikaliene er basert på retningslinjer gitt i Aktivitetsforskriften § 63. I tillegg er det beskrevet forventet utslipp til luft i forbindelse med kraftgenerering og brønntesting.
Bruk og utslipp av kjemikalier
Det søkes om tillatelse til bruk og utslipp av henholdsvis 1078 og 11 tonn av kjemikalier kategorisert som gule, samt 2808 og 1059 tonn kategorisert som grønne, se Tabell 1-1.
Tabell 1-1:Estimert forbruk og utslipp av kjemikalier ved boring av brønn 30/6-30 Rungne.
30/6-30 Rungne Forbruk
stoff i grønn kategori
(tonn)
Utslipp stoff i grønn kategori
(tonn)
Forbruk stoff i gul kategori
(tonn) Utslipp stoff i gul kategori (tonn)
Gul Y1 Y2 Y3 Gul Y1 Y2 Y3
Borevæskekjemikalier (VBB) -
hovedbrønn 790,54 790,54 0,00 0,46 0,00 0,00 0,00 0,46 0,00 0,00
Borevæskekjemikalier (OBB) -
hovedbrønn 579,30 0,00 453,00 47,50 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Brønntestekjemikalier 238,93 238,93 40,00 6,00 0,00 0,00 2,00 6,00 0,00 0,00 Borevæskekjemikalier (OBB) -
sidesteg 594,19 0,00 472,50 49,56 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Sementeringskjemikalier -
hovedbrønn 389,89 2,12 0,00 1,56 0,69 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Sementeringskjemikalier -
7" liner ifm. testing 37,47 0,38 0,00 0,23 0,24 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Sementeringskjemikalier -
sidesteg 152,20 1,21 0,00 1,09 0,69 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Riggkjemikalier - hovedbrønn 17,22 12,54 0,32 0,42 1,94 0,00 0,03 0,42 1,37 0,00 Riggkjemikalier - sidesteg 8,09 6,49 0,21 0,22 0,90 0,00 0,00 0,22 0,71 0,00 Totalt (tonn) 2807,83 1052,21 966,03 107,03 4,46 0,00 2,03 7,09 2,07 0,00
1Grønn = PLONOR og vann
Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier/komponenter er beskrevet i kapittel 3, og detaljer er gitt i Vedlegg A.
Utslipp til luft
Utslipp til luft i forbindelse med kraftgenerering og brønntesting er vist i Tabell 1-2.
Tabell 1-2: Estimert totalt utslipp til luft ved boring av brønn 30/6-30 Rungne.
AKTIVITET CO2 (tonn) NOX (tonn) nmVOC (tonn) SOX (tonn) PAH PCB Dioxiner
Kraftgenerering boring 7046,55 94,30 8,57 17,65 - - -
Brønntesting 5818,96 8,65 5,58 5,74 0,02 0,00 0,00
Totalt 12865,51 102,95 14,15 23,39 0,02 0,00 0,00
Utslipp av kaks
Hovedbrønnen er planlagt med totalt dyp på ca. 3540 m, mens sidesteget er planlagt til ca. 3626 m målt dyp. Utboret kaks fra 36" og 17 ½" seksjonene inkl. pilothull vil gå til utslipp på havbunnen. 12 ¼" og 8
½" seksjonene og det planlagte sidesteget vil bores med riser og OBB. Utboret kaks med vedheng av OBB vil tas opp til riggen og deretter bli transportert til land for behandling på godkjent mottak. Totalt utslipp av borekaks er beregnet til 502 tonn.
1.5 BAT- og BEP-vurdering av kjemikalier
Faroe legger vekt på å velge kjemikalier som gir minst mulig miljøskade ved utslipp til sjø. I den sammenheng er det fokus på å velge kjemikalier etter vurdering av beste tilgjengelige teknikker (BAT),
teknisk ytelse, erfaring fra drift, hensyn til helsefaktorer og miljømessige hensyn (beste miljøpraksis - BEP).
Kjemikalier kategorisert som gule, grønne og gule Y1 er alle fullt akseptable kjemikalier som utgjør veldig lav miljørisiko. Gule Y2 kjemikalier medfører også lav miljørisiko, mens gule Y3 medfører moderat miljørisiko - begge kategorier vurderes for substitusjon og har spesielt fokus. Kjemikalier i rød og svart kategori medfører hhv. høy og veldig høy/alvorlig miljørisiko, og vil unngås brukt.
Borevæsker
Borevæskekjemikaliene er valgt med den tekniske spesifikasjonen som kan løse de utfordringene man antar vil oppstå under boring av brønnen. Da velges de mest miljøvennlige løsningene ut fra de produktene som er tilgjengelige, og som samtidig kan ivareta sikkerheten/barrierefunksjonen.
Ulike sammensetninger av borevæskene blir laboratorietestet slik at man har muligheten til å kontrollere at væsken oppfyller kravet til spesifikasjon før de blir brukt. Selve varesortimentet som operasjonen har til rådighet vil til enhver ses på med hensyn til teknisk og miljømessig forbedring.
Ingen kjemikalier planlagt for operasjonen er kategorisert til å medføre høy eller alvorlig risiko for miljøet.
Sementeringskjemikalier
Ingen sementeringskjemikalier planlagt for bruk er kategorisert til å medføre moderat, høy eller alvorlig risiko for miljøet. To kjemikalier planlagt brukt er evaluert med hensyn på forbruk og utilsiktet utslipp – Halad-350L og SCR-100L NS, begge klassifisert som gult Y2. Ingen av disse er planlagt suppet til sjø, da de skal brukes i 9 ⅝" casing og 12 ¼" seksjonen bores med OBB der det ikke forekommer utslipp til sjø.
Riggkjemikalier (hjelpekjemikalier)
Ingen riggkjemikalier planlagt for bruk er kategorisert til å medføre moderat, høy eller alvorlig risiko for miljøet. Det planlegges for bruk og utslipp av BOP-væsken Stack Magic Eco F og BOP sporfarge Aqualink 300F, begge kjemikalier kategorisert som gule Y2. Disse er evaluert ifm. utslipp (se kap. 1.5.1). Under boring av Rungne er det beregnet et utslipp av totalt ca. 2,1 tonn komponenter kategorisert som gult Y2.
Det er valgt å gå for gjengefettfrie koblinger i alle foringsrør. Dvs. at det ikke blir forbruk og utslipp av gjengefett i forbindelse med sammenkobling av foringsrør.
1.5.1 Substitusjon
Ved kontraktsinngåelse og gjennom de ulike fasene av brønnarbeidet vil Faroe følge opp leverandørene med hensyn til valg av kjemikalier, substitusjon eller utfasing av farlige kjemikalier som går til utslipp.
Leverandørene har selv utarbeidet substitusjonsplaner for sine kjemikalier (i svart, rød eller gul Y2/Y3 kategori) og Faroe vil i samarbeid med dem gjøre nødvendige vurderinger om mulighet for substitusjon eller utfasing.
Under Rungne-operasjonen vil det brukes og slippes ut kun kjemikalier i gul og grønn miljøkategori. Av disse kjemikaliene er størst miljørisiko knyttet til kjemikalier i kategori gul Y2, dvs. produkter som brytes langsomt ned og nedbrytningsstoffet forventes å bionedbrytes til stoff som ville falle i rød kategori. For operasjon på Rungne er utslipp av Y2-produkter knyttet til ett BOP-kjemikalie – Stack Magic Eco F. I tillegg brukes et fargestoff i BOP-en for å oppdage lekkasjer – Aqualink 300F. Ved lekkasje vil dette
kjemikaliet slippes til sjø. Disse skal prioriteres for substitusjon. Y2-kategoriserte kjemikalier utgjør 19 % av det totale utslippet av kjemikalier kategorisert som gule, 0,19 % av totalt utslipp.
Det jobbes også med substitusjon av kjemikalier i lukkede system - kjemikalier som i utgangspunktet ikke går til utslipp. Ombord på Transocean Arctic brukes det to Castrol Biobar produkter som begge er klassifisert som røde. Disse har erstattet Castrol Hyspin AWH-M-produkter, kategorisert som svarte.
1.6 Planlagte miljørisikoreduserende tiltak
Gjennom planleggingsfasen frem mot innsendelse av denne utslippssøknaden og gjennom miljørisiko- og beredskapsanalysene, har risikoen knyttet til de planlagte boreoperasjonene blitt vurdert, både operasjonelt og med hensyn til HMS. Ulike tiltak er også gjennomført, bla. fokus på mest mulig miljøvennlige produkter. Det vil si at under operasjon på Rungne vil det bare bli benyttet kjemikalier klassifisert som grønne og gule, der ingen er kategorisert som gule Y3.
I det videre arbeidet frem mot oppstart av operasjonene vil det bli gjennomført ytterligere aktiviteter og tiltak som vil bidra til en robust operasjonell gjennomføring av aktivitetene. Aktuelle tiltak ved gjennomføring av boreoperasjonene er listet nedenfor; og disse vil bli fulgt opp i den detaljerte planleggingen og gjennomføringen av boreoperasjonen:
• Tid for boring er med hensikt lagt til sensommer/høst for å redusere eventuell risiko for tobis til et minimum.
• Tett samarbeid med Wellesley, som skal operere på Transocean Arctic før Faroe, for å sikre kontinuitet og robusthet i leveranser fra rigg, riggeier og etablerte tjenesteleverandører om bord.
• Brønndesign er optimalisert for å redusere den totale risikoen forbundet med en eventuelt ukontrollert utblåsning. Program for setting av foringsrør er gjennomført iht. retningslinjer og krav i NORSOK-standarder, etablerte barriereprosedyrer og Faroes styrende dokumenter. Mulige nye tiltak vil bli vurdert i det videre arbeidet med detaljert brønnplanlegging, og løpende risikovurderinger vil bli gjort under boreoperasjonene.
• Det skal være fokus på å minimere kjemikaliebruk. Gjenbruk skal gjennomføres hvis mulig.
• Aqualink 300F er en sporfarge som brukes for å detektere lekkasjer. Kjemikaliet er kategorisert som Y2 og skal prioriteres for substitusjon. Faroe vil se på praksisen for bruk av dette kjemikaliet for å se på muligheter for å redusere forbruket.
• Det planlegges å bruke gjengefettfrie koblinger på foringsrørerene (se kapittel 1.5 under riggkjemikalier). Dvs. at det ikke blir forbruk eller utslipp av gjengefett under operasjonene.
• Redusere forbruk (shaker management) og utslipp av borevæske- og sementeringskjemikalier.
Gjenbruk skal gjøres så langt som mulig dersom borevæsken er akseptabel. Også ubrukt borevæske skal bringes til land for gjenbruk. I forbindelse med sementeringsjobber skal man optimalisere bruk av miksevann og minimere utslipp av overskudd bulksement. Tørr sement i tankene skal gjenbrukes, under forutsetning av at den er teknisk akseptabel.
• Bruk av ROV, for å verifisere retur av sement på sjøbunnen under sementering av topphullsseksjonen for å se til at dette er iht. plan, vil bli brukt for å justere anslåtte mengder ved senere operasjoner.
• Soiltechs renseenhet vil brukes for behandling og rensing av oljeholdig slop. Denne enheten bruker ikke kjemikalier i prosessen, dermed blir det ingen ekstra utslipp av kjemikalier til sjø.
• Prosedyrer og operativ logistikk for forebygging av utilsiktede utslipp fra riggen ved at riggen opprettholder to uavhengige barrierer, skal være på plass og vil være i fokus under
rigginspeksjoner og den daglige operative ledelse. Dette vil bl.a. omfatte inspeksjon og lukking av avløp som kan medføre utilsiktede utslipp til sjø.
• Alle rutiner knyttet til lasting/lossing av hydrokarboner (herunder diesel) vil bli sjekket som en del av forberedelsene til operasjonene. Dette gjelder bl.a. kompatibilitet og vedlikehold på slangekoblinger, sjekking/testing/utskifting av bulkslanger, rutiner for sjekking av kritiske ventiler osv.
• Det vil bli gitt informasjon til fiskerinæringen og deres organisasjoner om den planlagte boringen og etablerte sikkerhetssoner.
• Det planlegges for å gjennomføre en ytre-miljø-verifikasjon i samarbeid med Wellesley Norge AS, som skal operere på Transocean Arctic før Faroe.
1.7 Miljørettet risiko- og beredskapsanalyse
Det er gjennomført en referansebasert miljørisiko- og beredskapsanalyse for Rungne (ref. /2/) basert på analyse gjort for letebrønnen 31/7-1 Brasse (ref. /3/).
Den referansebaserte miljørisikoanalysen konkluderer med at Brasse er en konservativ referanse, og beregningene som er gjort er dekkende for operasjonen på Rungne. Miljørisikoen er vurdert som akseptabel. Høyeste beregnet relativ miljørisiko er 17 % av Faroes operasjonsspesifikke akseptkriterier for skadekategori ‘Moderat’ for havsule i vintersesongen. Fisk vil ha liten risiko for å bli påvirket av en utblåsning fra Rungne, ref. /3/.
Beredskapsanalysen viser et behov for to NOFO systemer for å håndtere tilflyt av olje til barrierer 1 og og ett system for barriere 2 for vår, sommer og høst. Tilsvarende for vinter er 3 systemer i barriere 1 og to i barriere 2, ref. /3/. Responstid for første system vil være 9 timer, og fullt utbygd barriere vil være på plass senest innen 24 timer. Den kystnære beredskapen skal ha en kapasitet tilsvarende 6 kystsystemer innen 7,2 døgn. Ved behov for strandrensing, er det dimensjonert for bruk av 7 strandrenselag, ref. /3/.
Det endelige antall beredskapssystemer og strandrenselag i barriere 3, 4 og 5 avhenger av oljens geografiske spredning og type kystlandskap oljen skal bekjempes i.
1.7.1 Sårbar bunnfauna
Basert på RKU Nordsjøen er ingen potensielt sensitive habitater, som kaldtvannskoraller eller dype havsvampsamfunn i området, ref. /1/. Men ca. 5 km sør for lokasjonen fins et tobisfelt. Mer informasjon er gitt i kap. 9.2.3 - Naturressurser i analyseområdet.
1.8 Barrierer
Den som driver virksomhet som kan medføre akutt forurensning skal sørge for en nødvendig beredskap for å hindre, oppdage, stanse, begrense og fjerne virkningen av forurensningen. Robusthet i hver barriere og uavhengighet mellom barrierene, som nevnt i veiledningen til Styringsforskriften § 5 om barrierer, er i fokus hos Faroe. Basert på dette forholder Faroe seg til oversikten gitt i Tabell 1-3.
Tabell 1-3: Barrierer.
UTBLÅSNING KJEMIKALIEUTSLIPP
Hindre Vekt på borevæske Robust brønndesign Formasjonsstyrkekrav Vedlikehold
Relevante prosedyrer
Stengte drain plugger Oppsamlingsbakker/-kanter Oppsamlingsutstyr
Låste tankplugger/kraner Vedlikehold
Inspeksjoner
Relevante prosedyrer Oppdage Sveip når det opereres i reservoarsonen
(iht. krav fra myndighetene)
Overvåknings- og varslingssystemer ombord på riggen
Måleinstrumenter
Sveip iht. krav fra myndighetene
Stanse Stenge BOP Avlastningsbrønn Well Capping utstyr
Sette på plass drain plugger Lukk kraner
Granskning Forbedringstiltak Skifte deler
Oppdatere prosedyrer Økt/bedre vedlikehold Begrense NOFO systemer
Dispergeringsmidler Beredskapsplaner
Fjerne Oppsamling med NOFO skimmere Kyst- og strandrensing
1.9 Definisjoner
Akseptkriterier Kriterier som benyttes for å uttrykke et akseptabelt risikonivå i virksomheten, uttrykt ved en grense for akseptabel frekvens for en gitt miljøskade
Barriere Fellesbetegnelse for en samlet aksjon i et avgrenset område; kan inkludere ett eller flere system.
Bekjempelse Alle tiltak som gjennomføres i akuttfasen av en forurensningssituasjon og som skal hindre at oljen sprer seg (strakstiltak ved å stanse lekkasjen, begrense utstrekningen, hindre spredning, samle opp fra sjøen, lede oljen forbi sensitive områder og hindre strandet olje fra å bli remobilisert).
Dioksiner Dioksiner er betegnelsen på en gruppe klor- og bromholdige stoffer med høy fettløselighet og lang nedbrytningstid i naturen. Dioksiner fremstilles ikke bevisst, men dannes som følge av naturlige og menneskeskapte forbrenningsprosesser.
Dispergering Når den ene væsken eller et fast stoff (materiale), brytes ned til svært små, mikroskopiske partikler eller dråper, som flyter rundt i den andre væsken. Disse er ikke sammenblandet, men fint fordelt i hverandre fordi de har ulik polaritet.
Emulsjon En blanding av to væsker som ikke er fullstendig løselige med hverandre. Den ene væsken er fordelt som dråper i den andre væsken. Oljeemulsjon er at olje tar til seg vann og den er generelt oppsamlingsbar når emulsjonen har en viskositet på 1000 cP og høyere.
Forvitring Nedbrytning av olje i miljøet. Forvitringsanalysen måler fysiske og kjemiske egenskaper for oljen til stede i miljøet over tid.
Influensområde Området med større eller lik 5 % sannsynlighet for forurensning med mer enn 1 tonn olje innenfor en 10 x 10 km rute, iht. oljedrifts-beregninger.
kh og skin k beskriver strømningsmotstand i reservoaret, h sier noe om hvor tykk produserende formasjonen er, skin er en faktor som beskriver strømningsmotstand fra reservoaret inn i brønnen
Korteste drivtid Tiden det tar fra utslippets start til den første oljen når kyst- og strandsonen.
OSCAR OSCAR er en 3-dimensjonal oljedrifts- og beredskapsmodell som beregner oljemengde på sjøoverflaten, på strand og i sedimenter samt konsentrasjoner i vannsøylen.
Persentil P-persentil betyr at p prosent av observasjoner i et utfallsrom er nedenfor verdien for p-persentilen. En 25-persentil er da slik at 25 % av data/observasjoner er under den gitte verdien, mens 75 % er over.
PLONOR Pose Little Or No Risk to the Marine Environment er en liste fra Oslo/Paris (OSPAR) konvensjonen over kjemikalier som antas å ha liten eller ingen effekt på det marine miljø ved utslipp.
Responstid Sammenlagt mobiliseringstid, gangtid og utsettelse av lenser.
Restitusjonstid Restitusjonstiden er oppnådd når det opprinnelige dyre- og plantelivet i det berørte samfunnet er tilbake på tilnærmet samme nivå som før utslippet (naturlig variasjon tatt i betraktning), og de biologiske prosessene fungerer normalt. Bestander anses å være restituert når bestanden er tilbake på 99 % av nivået før hendelsen. Restitusjonstiden er tiden fra et oljeutslipp skjer og til restitusjon er oppnådd.
Viskositet Sier noe om hvor tyktflytende væsken er. En lav viskositet gir tyntflytende væske, høy viskositet innebærer en tykk/seig konsistens.
1.10 Forkortelser
I denne søknaden er følgende forkortelser brukt:
BAT Beste tilgjengelige teknikk
BEP Best Environmetal Practise (beste miljømessige praksis) BOP Blow Out Preventer (utblåsningsventil)
CO2 Karbondioksid
COS Karbonylsulfid (kjemisk forbindelse med formelen OCS) DFU Definerte fare- og ulykkessituasjoner
DST Drill Stem Test
Faroe Faroe Petroleum Norge AS H2S Hydrogensulfid
HMS Helse, Miljø, Sikkerhet
HOCNF Harmonized Offshore Chemical Notification Format ICES Internasjonale råd for havforskning
IUA Interkommunale utvalg mot akutt forurensning MIRA Miljørisikoanalyse
MEG Monoetylenglykol
MSL Mean Sea Level
NH Norskehavet
NOFO Norsk Oljevernforening For Operatørselskap NOROG Norsk Olje og Gass
NORSOK Norsk sokkels konkurranseposisjon
NOX Nitrogenoksid
NS Nordsjøen
nmVOC Flyktige organiske forbindelser (non-methane volatile organic compounds) OBB Oljebasert borevæske
OR Oil Recovery
OSD Oil Spill Detection
OSRL Oil Spill Response Limited P&A Plug and Abandon
PAH Polysykliske aromatiske hydrokarboner
PCB Polyklorerte bifenyler
PL Produksjonslisens
POB Personnel onboard
ppm Parts per million RKB Rotary Kelly Bushing
RKU Regional KonsekvensUtredning
ROV Remotely operated underwater vehicle / Fjernstyrt undervannsfarkost R-SH Merkaptaner (også kjent som tioler, eller metantioler)
RS Redningsskøyte
SAR Search And Rescue
sg Specific gravity
SOX Svoveloksid
STT Slop Treatment Technology TD
TVD Total Depth
True Vertical Depth
VBB Vannbasert borevæske
VØK Verdifull Økosystem Komponent
WH WellHead
2 Aktivitetsbeskrivelse
Primærmålene for brønn 30/6-30 Rungne er:
• Ingen skade på mennesker, miljø og utstyr under gjennomføringen av prosjektet.
• Undersøke tilstedeværelse av reservoar og hydrokarboner i Oseberg-formasjonen.
• Undersøke tilstedeværelse av reservoar og hydrokarboner i sekundær reservoarene i Etive og Ness formasjonene.
• Utføre datainnsamling i henhold til myndighetskrav, og få nok data for formasjonsevaluering og produktivitet av de potensielle reservoarene.
• Planlagt for gjennomføring av en potensiell brønntest for å vurdere reservoarkvalitet og produktivitet ved tilstrekkelig funn av hydrokarboner.
• Planlagt for ett potensielt sidesteg for å se på omfang av hydrokarboner.
Basisinformasjon om 30/6-30 Rungne er gitt i Tabell 2-1.
Tabell 2-1: Basisinformasjon for Rungne.
Informasjonsparameter 30/6-30 Rungne
Utvinningstillatelse PL825
Lisenshavere Faroe Petroleum Norge AS: 40 % (operatør)
Spirit Energy Norge AS: 30 % Lundin Norway AS: 30 %
Sjøbunnslokasjonens lengde-/breddegrad 02° 44’ 3.433” Ø / 60° 43’ 6,7114” N Sjøbunnslokasjonens UTM koordinater (sone 31N) 6731625 mØ / 485501 mN
Vanndyp 118 meter
Avstand til land 101 km
Planlagt boredyp 3490 mTVD RKB uten DST) / 3540 mTVD RKB (med
DST)
Varighet 38 dager for hovedbrønn
18 dager for brønntest 29 dager for sidesteg Totalt 85 dager
Rungne vil ha en total dybde på ca. 3490 m TVD RKB, 50 m inn i Dunlin gruppen, der det forventes å finne olje i Brent guppen i Oseberg formasjonen. Maksimum forventet bunnhullstemperatur er 134˚C og maksimalt trykk ved brønnhodet er 367 bar. Dersom en brønntest skal gjennomføres, vil brønnen ha en total dybde på ca. 3540 m TVD RKB.
Poretrykket for Rungne er utarbeidet basert på poretrykk i de 3 mest nærliggende brønnene og tilgjengelig områdedata. Normalt trykk er estimert ned til 1500 m MSL, før trykket øker til 1.22 sg i bunnen av Hordaland. Trykket synker så gjennom Balder og Sele formasjonen i Rogaland gruppen og i øvre del av Jorsalfare formasjonene i Shetland gruppen til et minimumstrykk tilsvarende 1.07 sg ved 2440 m. Trykket øker så jevnt gjennom Jorsalfare formasjonen og ned til bunnen av Shetland gruppen til 1.23 sg like over reservoaret. Poretrykk er forventet å være 1.32 sg ved toppen av Brent resevoaret på 3266 m dyp.
36"-seksjonen, 9 ⅞” pilothull og 17 ½”-seksjonen er planlagt boret med sjøvann og høyviskøse piller av bentonitt med retur til havbunnen. 17 ½”-hullet vil bli fortrengt med vannbasert borevæske før kjøring av 20” x 13 ⅜” foringsrør. 12 ¼"- og 8 ½”-seksjonene vil bli boret med et oljebasert borevæskesystem (OBB). Avhengig av resultater fra hovedbrønnen kan det bli aktuelt å gjennomføre en brønntest og bore et sidesteg.
For brønntesten vil et 7’’ foringsrør bli installert i 8 ½‘’ hullet før hullet blir fortrengt til et vannbasert testevæskesystem. For et sidesteg vil da 8 ½”-seksjonen plugges tilbake, et 9 ⅝” foringsrør trekkes og sidesteget vil bli boret med OBB under 13 ⅜" foringsrørsko i to seksjoner, 12 ¼” og 8 ½”, som vist i Figur 2-1. Begrunnelse for valg av OBB er gitt i kap. 3.1. Brønnen vil bli permanent plugget og forlatt i henhold til NORSOK D-010, ref. /4/.
Figur 2-1: Brønnskisse over Rungne inkludert sidesteg.
En detaljert beskrivelse av den planlagte operasjonen, inkludert barrierefilosofi, er gitt i 30/6-30 boreprogram, ref. /5/. Tidsplan for boreoperasjonen er vist i Figur 2-2.
Figur 2-2: Tid-dybde-kurve (inkludert DST og sidesteg - 85 dager).
2.1 Brønntesting
Avhengig av brønnresultatet ved boring av Rungne hovedbrønn, planlegges det å gjennomføre en brønntest (Drill Stem Test, DST). Testen vil kjøres i Oseberg Fm dersom en betydelig oljekolonne påtreffes og kjerneprøver, wireline logging, og væskeprøver fra reservoarbergarter tilsier gode resultater. Det overordnede målet med en brønntest er å bevise at Rungne inneholder kommersielle mengder hydrokarboner. En brønntest vil ha stor verdi for forståelsen av reservoarets utstrekning og produksjonsegenskaper ved å øke datasettet med kvalitetsprøver og dynamiske trykkdata som vil bidra til å beskrive reservoaret.
Følgende brønnspesifikke mål bør derfor brukes til brønntestplanlegging
• Vurdere produktiviteten i Oseberg Fm og verifisere økonomiske produksjonsrater
• Undersøke reservoarets utstrekning, kontinuitet og potensielle strømningsgrenser
• Bestemme reservoaregenskaper (kh og skin) og redusere usikkerhet
• Ta representative væskeprøver (overflate)
• Ta prøver for å gjennomføre strømnings- og ‘tie in’ studier
• Skaffe informasjon om reservoarets temperatur
• Måle sporstoffinnholdet av H2S, CO2, R-SH, COS, kvikksølv og radon
Det planlagte designet av testen kan bli revidert avhengig av brønnresultatene og overflateavlesningsdata som blir tilgjengelig under testeoperasjonen.
2.1.1 Brønntesteanlegget
Den planlagte brønntesten skal gjennomføres ved at en midlertidig produksjonsstreng installeres i brønnen og brønnen blir perforert og hydrokarboner ledes opp til produksjonsanlegget på riggen. Her vil strømmen av hydrokarbonene bli målt før de brennes over brennerbom på riggen. Figur 2-3 viser et generisk brønntestanlegg med en oversikt over hovedkomponentene i anlegget. Beskrivelse av hovedkomponentene er gitt i Tabell 2-2.
Figur 2-3: Generisk brønntesteanlegg.
Tabell 2-2: Hovedkomponentene i et testeanlegg.
Komponent Bekrivelse
DST string Midlertidig komplettering i brønnen.
Undervannstre Sikkerhetsventil og avkoblingsmulighet for testestrengen plassert i BOP.
Testtre Brønnstrømmen kommer til overflaten via produksjonsrøret i brønnen, som er koblet til overflate testtreet på boredekket. Testtreet er utstyrt med sikkerhetsventiler. Fra testtreet blir brønnstrømmen koblet til høytrykkslinjen til brønntestområdet via armerte, fleksible slanger. Testtreet er en del av barrieresystemet i brønnen.
Chokemanifold På chokemanifolden kontrolleres produksjonen fra brønnen, den er utstyrt med blokkeringsventiler og en justerbar strupeventil.
Varmeveksler Væskene går fra chokemanifolden via en varmeveksler til testseparatoren.
Varmeveksleren justerer temperaturen på brønnstrømmen til ønsket nivå for å oppnå best mulig separasjonseffekt i testseparatoren. I tillegg vil varm olje forbrenne bedre.
Testseparator I testseparatoren skilles olje, gass og eventuelt produsert vann i separate faser ved hjelp av gravitasjon. Gassen går til høytrykksfakkel på brennerbommen.
Oljen går til brennerhodet på brennerbommen, mens eventuelt utskilt vann samles på en atmosfærisk lagertank.
Atmosfærisk lagertank Her samles væske som er vanskelig å brenne (slop, kompletteringsvæske og væske som har vært i kontakt med olje eller reservoaret). Væsken pumpes over i små lagertanker for transport til land og forskriftsmessig behandling.
Kalibreringstank En kalibreringstank benyttes for å kontrollere og kalibrere oljemålere under drift for å sjekke målt volum. En korreksjonsfaktor benyttes på oljemålingen for å få den så korrekt som mulig. Fra kalibreringstanken pumpes oljen til brennerhodet på brennerbom. Gass fra kalibreringstank går til lavtrykksfakkel på brennerbommen.
Pumpe Fra kalibreringstanken pumpes oljen til brennerhodet på brennerbommen.
Kompressor Flere kompressorenheter brukes for å skaffe luft til brennerhodene. Luften tilføres for å forstøve oljen og til oksygen selve forbrenningen.
Brennerbom Testeanlegget er utstyrt med to brennerbommer lokalisert på hver sin side av riggen. I tillegg til brennerhodet er brennerbommen utstyrt med høytrykksfakkel og lavtrykksfakkel.
Brennerhode Brennerhodet er lokalisert på brennerbommen. Brenneren har dyser med forbedret luftinnsug for å sørge for størst mulig grad av fullstendig forbrenning.
Høytrykksfakkel Gass fra testeseparatoren går til høytrykksfakkel, lokalisert på brennerbommen.
Faroes valg av testeutstyr har fokus på å installere det beste tilgjengelige utstyret om bord på Transocean Arctic, der de beste teknikkene og teknologien benyttes for å redusere forurensning.
Testeoperasjonen vil bli utformet og forvaltet på en slik måte at en best mulig forbrenning av brønnstrømmen oppnås og utslipp til sjø minimeres. En viktig komponent er brennerhoder med høy effektivitet og god forbrenning. Brennerne produserer mindre hydrokarbondråper enn konvensjonelle brennere, noe som reduserer potensialet for at hydrokarboner faller ut ved flammen.
Under oppstart av brønnstrømmen, vil produserte væsker bli samlet i en tank. Rene brennbare væsker (hydrokarboner) vil bli brent, mens resten av væskene vil bli sendt til land for forskriftsmessig avhending.
2.1.2 Alternative teknologier
Basert på Oljedirektoratets rapport om miljøteknologi (ref. /6/), er flere alternative teknologier vurdert ifm. testing av Rungne, se Tabell 2-3.
Tabell 2-3: Brønntestingsalternativ.
ALTERNATIVE TEKNOLOGIER BESKRIVELSE (BASERT PÅ REF. /6/) VURDERING
Ingen test Ingen test Hvis det blir funn av hydrokarboner under
boring av hovedbrønnen, ønsker Faroe å få best mulig informasjon om produktivitet og utstrekning av reservoaret. En brønntest er derfor ansett som nødvendig for å få en bedre vurdering av roduksjonspotensialet.
Brønntesting med
optimalisert forbrenning Forbrenningen optimaliseres ved forbedring av testeutstyret samt prosedyrer for innsamling og tolkning av data.
Beste tilgjengelige testeutstyr med optimal forbrenning vil brukes.
Nedihullstesting Metoder som eliminerer produksjon av råolje til overflaten, f.eks.
formasjonsverktøy kjørt på kabel eller borestreng og lukket kammer testing.
Denne metoden gir kun informasjon fra umiddelbar nærhet av brønnen, mens en brønntest gir informasjon om områdets utstrekning og kommunikasjon opptil flere km fra brønnen.
Nedihullsproduksjon og
injeksjon Dette omfatter produksjon av formasjonsvæske fra ett formasjonsintervall og injeksjon av produsert formasjonsvæske til et annet formasjonsintervall i brønnen.
Dette krever et egnet reservoar til å injisere i - noe vi ikke har, og komplisert
nedihullsutstyr.
Tynnhullstesting Metoden reduserer produsert volum fra testen ved å benytte produksjonsrør med mindre diameter i en brønn som er tynnhullsboret (mindre rørdiameter fører lavere rater).
Ulempen med små rater er at trykkfall nede i brønnen under testingen blir lavt og
testresultatene blir mer unøyaktige. Derfor er det ønskelig å unngå bruk av mindre produksjonsdiameter.
Kveilerørstesting (coil
tubing) Formålet med metoden vil være å redusere produsert volum i forhold til en konvensjonell brønntest.
I tillegg til ulempen med små rater (se over), vil metoden kreve omfattende opprigging av utstyr på riggen. På en leterigg er det både tid- og plassmangel.
Oppsamling Oppsamling av råolje for transport til land og deretter videre utnyttelse av oljen. Et alternativ er produksjon til et dedikert brønntestingsskip med fasiliteter for å stabilisere og lagre olje.
Utilstrekkelig kapasitet på riggen som medfører sikkerhetsmessige utfordringer.
Medfører økt risiko med et brønntestings- skip liggende nær rigg, samt veldig mange løfteoperasjoner av oppsamlingstanker.
Krever lang planlegging. Ikke økonomisk forsvarlig for en letebrønn.
Tilbakeproduksjon over
produksjonsanlegget Under produksjonsboring vil det være mulig å tilbakeprodusere til plattformen ved
brønnopprenskning/testing og brønnbehandling.
Ikke aktuelt for leteboring.
Mini DST har også vært vurdert, men en slik test har liten undersøkelsesradius slik at det ikke kan gi avgjørende informasjon om mulig kammerdeling og grenser som forventet ut ifra den seismiske kartleggingen. Den eneste måten å kvantifisere oppdeling i seksjoner og definere produktiviteten til Oseberg Fm i stor målestokk, er å utføre DST innenfor de store hydrokarbonførende intervallene.
Brønntesting med optimalisert forbrenning er en foretrukket teknologi ut fra brønnens brønndesign, ressursforbruk og av sikkerhetsmessige årsaker. Miljømessige aspekter i forhold til brønntesting er vurdert i kapittel 7.4.1 - Miljørisiko relatert til en brønntest.
2.1.3 Gjennomføring av brønntest
Når avgjørelsen er tatt for å gjennomføre brønntest, vil et 7" forlengelsesrør installeres og sementeres på plass. Før installering av testestrengen vil hele brønnen bli renset tett ned mot TD, samt at BOP og stigerøret vil bli renset og skrapet, før alt sirkuleres og blir fortrengt med 1,36 sg CACl2
kompletteringsvæskesystem som brukes gjennom hele testefasen. Kjemikaliene som brukes til rengjøring av brønnen vil bli sluppet til sjø. Valg av borevæskesystem er basert på følgende:
• Hindre hydratdannelse ved bruk av MEG.
• Redusere friksjon ved kjøring av testestreng
• Optimalisere for bruk av nedihulls testeventiler
Før perforering, vil teststrengen vil bli fortrengt til baseolje (XP-07) for å generere et underbalansert trykk over reservoarintervallet. Baseoljen vil bli faklet, mens den bringer brønnen på nett etter perforering av reservoaret. MEG vil bli injisert undervanns inn i brønnstrømmen tidlig i hver strømningsperiode for å forhindre eventuelle hydrater dannes på grunn av kalde «statiske»
brønntemperaturer. Når brønnen starter å strømme vil baseoljen produseres først. Men før rene hydrokarboner kommer til overflaten vil en blanding av baseolje, saltlake (CaCl2 brine) og borevæske komme frem. Denne blandingen vil bli samlet inn og sendt til land da det ikke fins en garanti for tilstrekkelig brenning av dette.
Hele testeoperasjonen er planlagt å vare i 16 dager, men selve strømningen av brønnen vil forgå i flere korte perioder med påfølgende innestenging og trykkoppbygging for å analysere reservoaret. Totalt er det derfor estimert at brønnen skal strømme i 48 timer, som er basis for utslippsberegningene.
Testeanlegget består blant annet av separasjonsutstyr, hvor det er mulig å injisere kjemikalier for en forenklet behandling. I tillegg til selve prosessutstyret brukes det også lagertanker slik at man har tilstrekkelig kapasitet til å separere og mellomlagre produserte væsker som ikke kan brennes. Disse tankene har hjelpepumper koblet opp for væskeoverføring til transporttanker slik at slop, kompletteringsvæske og væske som har vært i kontakt med olje eller reservoaret og som er vanskelig å brenne, samles opp i transporttanker og sendes til land for forskriftsmessig behandling.
Planlagt forbruk og utslipp av kompletteringskjemikalier for rengjøring av brønnen før testing er vist i Tabell A-3. I utgangspunktet brukes det ingen andre kjemikalier, men hvis det oppstår noe uforutsett, vil man ha noen kjemikalier i beredskap, vist i Tabell B-2. Utslipp til luft i forbindelse med testing er vist i Tabell 4-2.
2.1.4 Tiltak for å sikre optimal forbrenning
Brønntestingen planlegges og styres på en måte som gjør at man reduserer totalforbruket av olje og gass mest mulig og sikrer høyeffektiv forbrenning for å minimalisere utslipp. For å redusere forbruk av
olje og gass benyttes det nedihullsensorer i brønnen som formidler sanntidsdata (reservoartrykk og temperatur) til riggen og gjør det mulig å optimalisere strømning og kutte produksjonsperioder så snart nødvendige data er innsamlet. Kortere testvarigheter betyr mindre volum av forbrent gass og olje og dermed mindre utslipp. I tillegg reduseres total tid riggen er i bruk.
Forbrenningen i oljebrennerne og gassfaklene overvåkes kontinuerlig for å sørge for optimal forbrenning (dvs. ingen dannelse av sot) og umiddelbar deteksjon av eventuelt oljesøl. Det er et overordnet mål å gjennomføre brønntesten med så små utslipp som praktisk mulig, inkludert å minimalisere sotdannelse.
Skulle oljeutfall til sjø eller sotutfelling inntreffe, vil forbrenningsparameterne bli justert for å optimalisere forbrenningen. Om dette ikke umiddelbart skjer, vil produksjonen stanses og ikke startes igjen før problemet er løst.
Barrierer som skal forhindre oljesøl på dekk eller sjø under testing inkluderer:
• Automatisk prosessnedstengingssystem som er iht. NORSOK D-007, ref. /7/.
• Nødstoppknapper flere plasser på riggen som stenger ned produksjonen. Det blir informert at det er alles plikt å stenge ned produksjonen om noen blir oppmerksom på forurensing.
• Spillkanter rundt hele brønntestområdet, iht. NORSOK D-007 (ref. /7/). Dette kan håndtere et utslipp som tilsvarer minimum 110 % av volumet i den største tanken i anlegget.
• Dekkdreneringspunkter som er mekanisk blokkert og forseglet for å hindre eventuelt oljesøl på dekk fra å komme ned i riggens dreneringssystem.
• Kontinuerlig bemanning av brønntestanlegget i drift.
• Et beredskapsfartøy utstyrt med fjernmålingssystem som vil overvåke havoverflaten under brønntesten. Om en hendelse skulle inntreffe og olje observeres på havoverflaten, vil nødvendige tiltak gjennomføres iht. utslippets størrelse, ref. /8/.
3 Forbruk av kjemikalier og utslipp til sjø
Kategoriseringen av kjemikaliene som planlegges benyttet under boring av Rungne er gjennomført på bakgrunn av godkjent økotoksikologisk dokumentasjon (HOCNF) og er utført i henhold til Aktivitetsforskriften §§62 og 63. De omsøkte kjemikaliene er vurdert opp mot HOCNF mottatt fra de ulike kjemikalieleverandørene via NEMS Chemicals. Kjemikalier klassifisert som gule Y2 er prioritert for substitusjon.
De kjemikaliene som skal benyttes, og som er underlagt krav om HOCNF, er sortert i følgende grupper i henhold til bruksområde:
- Borevæskekjemikalier - Sementeringskjemikalier
- Riggkjemikalier (hjelpekjemikalier) - Brønntestekjemikalier
- Kjemikalier i lukkede systemer - Brannvannkjemikalier
En oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier planlagt brukt under boreoperasjonen er gitt i Vedlegg A. Beredskapskjemikalier som vil kunne være ombord på riggen og kriteriene for bruk av disse kjemikaliene er beskrevet i Vedlegg B. Respektiv andel av hvert kjemikalie i kategoriene grønn og gul er blitt brukt ved beregningene, og ikke den kjemiske kategoriseringen. Det betyr at for kjemikalier i gul kategori, der en andel på 30 % er gul, og 70 % er grønn, vil disse deles opp tilsvarende, både ved overslag for bruk og utslipp. Grønn andel inkluderer vann.
Det planlegges ikke for bruk eller utslipp av stoffer kategorisert som rød eller svart.
3.1 Borevæskekjemikalier
30/6-30 Rungne er planlagt boret med bruk av sjøvann og høyviskøse piller av bentonitt i 36" seksjonen, 9 ⅞” pilothull og 17 ½” seksjonen. En utblåsingsventil (BOP) påmonteres på brønnhodet etter at 17 ½’’
seksjonen er boret. 12 ¼" og 8 ½” seksjonene og det potensielle sidesteget vil bores med oljebasert borevæske (OBB).
Planlagt forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier er vist i Tabell 3-1. En fullstendig oversikt er gitt i Vedlegg A, Tabell A-1 (hovedbrønn med VBB), Tabell A-2 (hovedbrønn med OBB), og Tabell A-4 (sidesteg) for borevæsker, mens kjemikalier til bruk i beredskapssammenheng er listet opp i Vedlegg B, Tabell B-1.
Leverandør av borevæskekjemikalier er Halliburton.
Tabell 3-1: Estimert forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier ved boring av 30/6-30 Rungne.
AKTIVITET FORBRUK
(TONN) Utslipp av grønne stoffer
(tonn) Utslipp av gule stoffer (tonn)
Boring av hovedbrønn - VBB 791,00 790,54 0,46
Boring av hovedbrønn - OBB 1079,80 0,00 0,00
Boring av sidesteg - OBB 1116,25 0,00 0,00
Totalt 2987,05 790,54 0,46
3.1.1 Argumenter for bruk av OBB
Ved bruk av OBB vil sannsynligheten for tap av borevæske til formasjonen, med dertil fare for brønnspark, reduseres. I tillegg forventes boreeffektiviteten å øke ved bruk av OBB. Ved eventuelt opphold i operasjonen har OBB i tillegg bedre vektegenskaper ved lengre perioder uten sirkulasjon.
Risikoen for at brønnveggen kollapser eller at man må vaske og "jobbe" seg ut av hullet reduseres også med bruk av OBB. Dette understøttes av en geomekanisk studie gjennomført for Rungne, ref. /9/. Skifer i nedre Hordaland og nedre Rogaland gruppene, samt skifter og kullag i Ness-formasjonen vil ved boring med VBB være mer reaktive og ustabile. Dette øker risikoen for borevæsketap ut i formasjonene og utglidninger, noe som kan føre til at borehullet kollapser.
3.2 Borekaks
Kaks generert under boring av topphullsseksjonene vil bli sluppet til sjø. Når det gjelder kaks fra 12 ¼”
og 8 ½” seksjonene og fra sidesteget, vil den – med vedheng av OBB - bli sendt til land for forsvarlig behandling. Totalt utslipp av borekaks er beregnet til 502 tonn. Oversikt over massebalanse for borekaks er vist i Tabell 3-2.
Tabell 3-2: Estimert mengde borekaks per seksjon for 30/6-30 Rungne.
BRØNNSEKSJON LENGDE (m) BOREKAKS (tonn)
36" 68 134,0
17 ½” 790 367,8
12 ¼” 2115 482,5
8 ½” 375 41,2
12 ¼” sidesteg 2210 504,1
8 ½” sidesteg 416 45,7
Totalt (tonn) 5974 1575,2
Totalt til sjø (tonn) 501,7
Totalt til sjø (m3)1 167,2
1) En faktor på 3 er brukt til omregning fra tonn til m3 borekaks
3.2.1 Olje på kaks ved reservoarboring
Det er iht. Aktivitetsforskriften §68 lov å slippe ut formasjonsoljeolje i hvis oljen utgjør mindre enn 10 gram per kilo tørr masse. Dette vil si <1 % av total masse.
Det skal bores med OBB i reservoarsonen under operasjonene på Rungne. Dvs. at det ikke vil slippes ut formasjonsolje under boring i reservoaret, da kaksen blir sendt til land.
3.3 Kjemikalier for brønnopprensning og brønntesting
Kjemikaliene som brukes til rengjøring av borehullet er CFS-926 (rengjøringsmiddel) og Barazan (viskositetsøker). Etter installasjon av DST-strengen, vil væskeinnholdet inne i DST-strengen fortrenges med baseolje (XP-07) for å generere et underbalansert trykk over reservoarintervallet. Denne oljen vil bli faklet ved brønnoppstart etter at reservoaret er perforert. MEG vil bli injisert inn i brønnstrømmen
under den tidlige delen av hver strømningsperiode for å forhindre dannelse av hydrater. Nærmere beskrivelse av prosessen er gitt i kap. 2.1.3.
En oppsummering av forbruk og utslipp av brønntestekjemikalier gitt i Tabell 3-3. For detaljer se Vedlegg A - Tabell A-3 - og beredskapskjemikalier i Vedlegg B - Tabell B-2 .
Tabell 3-3: Forbruk og utslipp av brønnopprensings- og brønntestekjemikalier under boring av Rungne.
AKTIVITET FORBRUK
(TONN) Utslipp av grønne stoffer
(tonn) Utslipp av gule stoffer (tonn)
Brønnopprensning og testing 257,46 211,46 8,00
3.4 Sementeringskjemikalier
Sement vil under boring av brønnen komme i retur på sjøbunn ved sementering av 30” lederør og 20 x 13 ⅜" foringsrør. Det er dette volumet som utgjør hoveddelen av utslippene til sjø. Dette volumet vil være avhengig av faktisk hullstørrelse og sementvolum på selve jobben. Et estimat for dette volumet har blitt beregnet etter erfaringsdata og gjeldende prosedyrer, ref. /4/. Sementen som kommer opp løser seg opp i sjøvannet og blir dratt med havstrømmer eller sedimenterer på havbunnen.
En oppsummering av forbruk og utslipp av sementeringskjemikalier er gitt i Tabell 3-4. En fullstendig oversikt er gitt i Vedlegg A, Tabell A-5 (hovedbrønn), Tabell A-6 (7’’ liner) og Tabell A-7 (sidesteg), mens kjemikalier til bruk i beredskapssammenheng er beskrevet i Vedlegg B. Alle sementkjemikalier er kategorisert som grønne eller vurdert som akseptable (gul kategori).
Tabell 3-4: Estimert utslipp av sementeringskjemikalier ved boring av brønn 30/6-30 Rungne.
AKTIVITET FORBRUK
(TONN) Utslipp av grønne stoffer
(tonn) Utslipp av gule stoffer (tonn)
Sementering av hovedbrønn 392,14 2,12 0,00
Sementering av 7" liner 37,95 0,38 0,00
Sementering av sidesteg 153,97 1,21 0,00
Totalt 584,06 3,71 0,00
I bore- og brønnoperasjoner benyttes sement hovedsakelig for å fundamentere lederør og brønnhodet ved havbunnen, samt støpe fast foringsrør slik at det oppnås trykkisolering mellom de forskjellige formasjonene man borer gjennom. Hovedkomponentene i sementblandingen er sement og vann. I tillegg er det nødvendig å tilsette forskjellige kjemikalier for å tilpasse de fysiske og kjemiske egenskapene både til sementblandingen og den ferdigherdede sementen. Disse kjemikalier omtales som tilsetningskjemikalier og tilsettes vanligvis i vannet som blandes med sementen. Når man lager en sementblanding på riggen, er det en rekke væsker som blandes med sement i en jevn strøm, samtidig som den ferdige blandingen pumpes ned i brønnen. Når blandingen er plassert i brønnen, vil sementen størkne.
Sementering av 30" lederør og 13 ⅜" foringsrør
Sement vil komme i retur til sjøbunn ved sementering av 30" lederør og 13 ⅜" foringsrør. Det er planlagt med et overskudd av sement på 300 % for sementering av 30" lederør, og 100 % overskudd for sementering av 13 ⅜" foringsrør. Overskuddet av sement er nødvendig for å sikre tekniske krav som gir
utgjør hoveddelen av utslippene til sjø. Volumet sement som brukes er avhengig av faktisk hullstørrelse og sementvolum brukt på selve jobben. Et estimat av dette volumet har blitt beregnet etter erfaringsdata og gjeldende prosedyrer.
Sementering av 9 ⅝" foringsrør
9 ⅝" foringsrør for 12 ¼" seksjonene (hovedbrønn og sidesteget) vil ikke bli sementert opp til overflaten.
Det vil dermed ikke bli utslipp av sement fra denne seksjonen.
Sementering av 7" forlengelsesrør (opsjon ved eventuell brønntest)
Hvis det blir funn av hydrokarboner i brønnen, planlegges det for en brønntest. Da vil et 7"
forlengelsesrør (liner) bli installert og sementert på plass i hele sin lengde. Sementering av forlengelsesrør krever et overskudd av sement som vil bli sirkulert ut av brønnen for å sikre at hele lengden av forlengelsesrøret blir sementert.
Sementering under P&A
Det er planlagt at brønnen blir permanent plugget og forlatt. Dette gjøres ved installering av 3 sementplugger for hovedbrønn inkl. KOP, og 2 plugger for et eventuelt sidesteg. Overskudd av sement og forurenset vaskevann for P&A på et eventuelt sidesteg vil gå tilbake til riggen og tas til land for behandling. En detaljert plan for sementpluggene vil bli levert i eget P&A program like før tilbakepluggingsoperasjonen starter.
Beregning av utslippsmengder
Følgende forutsetninger er lagt til grunn for å beregne utslippsmengder til sjø:
• Ved sementering av topphullsseksjonene (lederør og forankringsrør) er det lagt til grunn et utslipp av ca. 50 % av overskuddsmengde sementblanding som følge av retur til sjøbunn.
• Utslippsmengdene inkluderer også utslipp av blandevann for hver jobb. Dette volumet kommer som følge av spyling av liner, "displacement"-tank og miksekar. Utslippsmengden er basert på erfaringsmessige forhold, og gjelder kun for topphull der det pumpes med sjøvann eller vannbasert borevæske. Rutiner er etablert for å redusere utslipp av blandevann mest mulig.
• I utslippsmengden for sement er det også inkludert et mulig utslipp av tørr sement. Denne utslippsmengden er grunnet fjerning av sement fra "surgetanken" etter jobben for å hindre den i å stivne. Så langt det er praktisk mulig blir mesteparten av mengden tørr sement samlet opp for gjenbruk eller sendt til land.
• I forbindelse med sementering for tilbakeplugging av åpen-hullseksjoner er det beregnet et utslipp på 300 liter slurry i forbindelse med vasking av sementenheten. Tiltak vil bli iverksatt for å minimalisere utslippsmengdene - se kapittel 1.6 Planlagte miljørisikoreduserende tiltak.
3.5 Riggkjemikalier (hjelpekjemikalier)
Forbruk og utslipp av riggkjemikalier på Transocean Arctic omfatter BOP-væske, vaskemidler og gjengefett. I tillegg brukes det kjemikalier i lukkede systemer og brannslukkemiddel.
En oppsummering av anslåtte mengder forbruk og utslipp til sjø av riggkjemikalier er vist i Tabell 3-5.
Tabell A-8 (hovedbrønn) og Tabell A-9 (sidesteg) i Vedlegg A gir detaljert oversikt over beregnet forbruk og utslipp av riggkjemikalier, samt oversikt over andelen av grønne og gule stoffer.
Beregningen av mengde kjemikalier som planlegges forbrukt og sluppet ut er estimert ut i fra erfaringstall fra faktiske operasjoner om bord på riggen siste 12 måneder, samt lengste varighet av
operasjonen på 85 dager. Lengste varighet inkluderer 6 dager med logging og kjerneprøver, 18 dagers DST og 29 dagers operasjon på sidesteg. Informasjon om beredskapskjemikalier er gitt i Vedlegg B.
Tabell 3-5: Estimert forbruk og utslipp av riggkjemikalier ved boring av 30/6-30 Rungne.
AKTIVITET FORBRUK
(TONN) Utslipp av grønne
stoffer (tonn) Utslipp av gule stoffer (tonn)
Boring av hovedbrønn inkl. testing (56 dager) 19,89 12,54 1,81
Boring av sidesteg (29 dager) 9,42 6,49 0,92
Totalt (85 dager) 29,31 19,04 2,74
Nærmere forklaring og begrunnelse for bruk av disse kjemikaliene er beskrevet i det etterfølgende.
3.5.1 BOP - kontrollvæske
BOP-væske benyttes ved trykksetting, aktivering og testing av ventiler og systemer på BOP. Det planlegges for bruk av Stack Magic Eco F, kategorisert som gult Y2. Monoethylenglycol (MEG) blir brukt som kjølevæske. Og sammen med Stack Magic Eco F fungerer det også som frostvæske. Dette kjemikaliet er kategorisert som grønt. Alt forbruk av disse kjemikaliene vil slippes til sjø
Aqualink 300F er et fargestoff. Dette brukes i BOP for å søke etter lekkasjer og vil være synlige for et ROV kamera ved en eventuell lekkasje. Kjemikaliet er kategorisert som gult Y2. Slippes kun til sjø ved lekkasjer.
3.5.2 Vaskemidler
Vaske- og rengjøringsmidler brukes til rengjøring av gulvflater, dekk, tanker, olje/fettholdig utstyr etc.
Rengjøringskjemikalier er overflateaktive stoffer som har til hensikt å øke løseligheten av olje i vann. Det vil bli brukt Clean Rig HP (gul miljøkategori Y1) til rengjøring ombord på Transocean Arctic. Alt brukt vaskemiddel vil slippes til sjø etter vannet er renset i renseanlegget (se kap. 3.5.4).
3.5.3 Gjengefett
Gjengefett benyttes ved sammenkoblinger av borestrengen for å beskytte gjengene og for å sikre korrekt sammenkobling slik at farlige situasjoner unngås. Valg og bruk av gjengefett tas på grunnlag av vurderinger av teknisk ytelse, driftstekniske erfaringer, helsemessige aspekter og miljøvurderinger. Ved boring med vannbasert borevæske vil en del av gjengefettet bli sluppet ut til sjø sammen med kaks.
Foringsrør i topphullsseksjonene blir ikke smurt med gjengefett.
På borestreng planlegges det å bruke Jet Lube NCS-30 ECF, kategorisert som gult Y1. Overskytende gjengefett vil bli sluppet ut til sjø sammen med borevæsken som vedheng til kaks. Faroe bruker 15 % som utslippsfaktor under boring med VBB. Under boring med OBB vil ikke noe gjengefett bli sluppet til sjø.
Under boring med OBB (nedre seksjoner og sidesteget) vil overskytende gjengefett følge kaks til rigg og bli sendt til land. Det vil dermed ikke være utslipp av gjengefett ved boring med oljebasert borevæske.
3.5.4 Rensing av oljeholdig spillvann
Oljeholdig vann fra sloptank vil bli renset i henhold til myndighetskrav og sluppet til sjø. Renseanlegget på Transocean Arctic er av typen Soiltech Slop Treatment Technology (STT).
Anlegget er basert på mekanisk separasjon og det brukes ikke kjemikalier i prosessen. Væsken blir pumpet inn i STT som er et lukket system. Væsken går først gjennom en to-fase separasjon hvor alt som har høyere egenvekt enn vann går gjennom en transportskrue som går i en mudskip og væske føres gjennom partikkelfiltre som tar ut finere partikler. Videre går væsken gjennom en tre-fase separator som deler væsken i tre deler etter egenvekt: vann, olje og fine partikler. Oljen som er lettere enn vann går til oljepod for gjenbruk. Partikler som er tyngre enn vann går til skip.
Det rensede vannet blir kontrollert og dersom oljeinnholdet er under 15 ppm går vannet gjennom et filter før det slippes til sjø. Dersom vannfasen har høyere oljeinnhold enn 15 ppm, blir vannet rutet tilbake for ny prosess. STT-kontaineren er laget med lukket dobbelt bunn som skal kunne håndtere hele volumet i enheten dersom en lekkasje skulle oppstå.
3.5.5 Kjemikalier i lukkede system
Det er gjort en vurdering av hvilke hydraulikk væsker/oljer i lukkede systemer som omfattes av Aktivitetsforskriften § 62 og kravet om HOCNF ut fra et forventet årlig forbruk høyere enn 3000 kg per år per innretning, inkludert første oppfylling samt utskiftning av all væske i systemet.
Ombord på Transocean Arctic er det to kjemikalier/systemer som kommer innunder dette kravet: Castrol Biobar 22 og Castrol Biobar 32.
Det er vanskelig å forutsi utskiftning og forbruk av kjemikalier i lukkede system. Men det søkes om et estimert forbruk på 6,1 tonn, som omfatter forbruket i de 85 dagene operasjonene maksimalt vil vare, se Tabell 3-6.
Tabell 3-6: Estimert forbruk av kjemikalier i lukket system – 85 dager.
HANDELSNAVN FUNKSJON FARGE-
KATEGORI EST. FORBRUK UNDER OPERASJON (kg)
%-andel av stoff i
kategori Forbruk (85 dagers operasjon)
Rød Gul Rød Gul
Castrol Biobar 22 Hydraulikkvæske Rød 2259 91.8 % 8.2 % 2074 185
Castrol Biobar 32 Hydraulikkvæske Rød 3812 68 % 32 % 2592 1220
Totalt (tonn) 6071 4666 1405
Ved årsrapporteringen vil Faroe levere informasjon om brukte mengder av navngitte produkter.
3.5.6 Kjemikalier i brannvannsystemer
Kjemikalier i brannvannsystemet inngår som beredskapskjemikalier på riggen. I brannvannsystemet om bord på Transocean Arctic benyttes RE-HEALINGTM RF3, 3 % - et lavviskositets frostsikkert skumkonsentrat. Det skal ikke søkes om utslippstillatelse for beredskapskjemikalier, men produktet er vurdert og godkjent iht. interne krav og Aktivitetsforskriften § 62 og 64. Kjemikaliet innehar HOCNF og er klassifisert som rødt (3,4 % rødt).
Riggen gjennomfører test av brannvannsystemet hvert kvartal.
