letebrønn 25/7-9 S

(1)

Dato: 24. juli 2019

SAP Notifikasjons nr.: 16893469 PL 917

Blokk: 25/7

letebrønn 25/7-9 S

(2)

Innholdsfortegnelse

1 Sammendrag og konklusjon ... 1

2 Liste over forkortelser og definisjoner... 5

3 Innledning ... 6

3.1 Overordnet ramme for aktiviteten ... 6

4 Aktivitetsbeskrivelse ... 7

4.1 Boreplan ... 7

4.2 Boreprogram ... 10

4.2.1 Boring av brønn 25/7-9 S ... 10

4.2.2 Opsjon - Teknisk sidesteg, 25/7-9 ST2 ... 11

4.2.3 Opsjon - Geologisk sidesteg, 25/7-9 A ... 11

4.2.4 Opsjon - Geologisk sidesteg, 25/7-9 B ... 12

4.3 Formasjonstest ... 12

5 Naturressurser i området ... 13

5.1 Generell områdebeskrivelse ... 13

5.1.1 Strømforhold... 13

5.1.2 Bunnforhold og Bunnfauna ... 13

5.1.3 Ressurser i vannsøylen, plankton og lignende ... 13

5.1.4 Fiskeegg og -larver ... 13

5.1.5 Koraller ... 14

5.1.6 Fiskeri ... 14

5.1.7 Tverrfaglige miljøverdier/spesielt miljøfølsomme eller verdifulle områder (SVO) ... 14

5.1.8 Sjøfugl ... 15

5.1.9 Marine pattedyr... 15

6 Forbruk og utslipp av kjemikalier til sjø... 16

6.1 Forbruk og utslipp av kjemikalier ... 16

6.1.1 Borekjemikalier... 16

6.1.2 Sementeringskjemikalier... 17

6.1.3 Riggkjemikalier... 17

6.1.4 BOP-væske ... 18

6.1.5 Utboret masse (borekaks) ... 18

6.1.6 Oljeholdig vann og sanitærvann ... 20

6.1.7 Kjemikalier i lukket system... 20

6.1.8 Oversikt over beredskapskjemikalier... 20

6.1.9 Brannskum ... 21

7 Utslipp til luft... 22

7.1 Kraftgenerering på rigg ... 22

8 Avfall ... 23

9 Miljøvurdering av operasjonelle utslipp under boreoperasjonen... 24

10 Miljørisiko ved akutte utslipp ... 25

11 Beredskap mot akutt forurensning ... 28

11.1 Krav til oljevernberedskap ... 28

11.2 Foreslått beredskap for deteksjon og overvåkning av utslipp ... 28

(3)

11.3 Beredskap mot akutt forurensning ... 29

11.4 Vurdering av beredskap ... 30

12 Utslipps- og risikoreduserende tiltak ... 32

13 Referanseliste... 34

14 Vedlegg ... 35

14.1 Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier for boring av PL917 25/7-9 S ... 35

(4)

Liste over figurer

1.1 Letebrønn 25/7-9 S lokasjon ... 3

4.1 Brønnskisse av brønn 25/7-9 S ... 8

4.2 Brønnskisse av 25/7-9 S med opsjoner ... 9

6.1 Beredskapskjemikalier for letebrønn 25/7-9 S... 21

10.1 Influensområde på overflaten beregnet med sannsynlighetsbidrag fra samtlige scenarier i rate-varighetsmatrisen for boreperioden ... 26

(5)

Tabelliste

1.1 Estimert forbruk og utslipp til sjø av kjemikalier (målt som stoff) knyttet til boring og

tilbakeplugging av letebrønn 25/7-9 S, inkludert opsjon for sidesteg ... 2

2.1 Forkortelser ... 5

4.1 Generell informasjon om letebrønn 25/7-9 S... 7

4.2 Hullseksjonsinformasjon ... 10

6.1 Utboret masse... 19

6.2 Hydraulikkoljer ... 20

7.1 Estimerte utslipp til luft knyttet til boring ... 22

10.1 Maksimalt utslag i skadekategoriene i hver sesong. ... 27

11.1 Beregnet behov for beredskap ... 30

13.1 Referanseliste ... 34

14.1 Planlagt forbruk og utslipp av vannbaserte borekjemikalier (WBM) for boring av 42", 17 1/2" og 9 7/8" seksjonene... 35

14.2 Planlagt forbruk og utslipp av sementeringskjemikalier for brønn 25/7-9 S... 35

14.3 Planlagt forbruk og utslipp av riggkjemikalier for brønn 25/7-9 S... 35

14.4 Planlagt forbruk og utslipp sporstoff for brønn 25/7-9 S... 35

14.5 Planlagt forbruk og utslipp av oljebaserte borekjemikalier (OBM) for boring av 12 1/4 og 8 1/2 seksjonene ... 35

(6)

Sammendrag og konklusjon 1

I henhold til aktivitetsforskriften § 66 og forurensningsforskriften kapittel 36, søker ConocoPhillips Skandinavia AS (COPSAS) om tillatelse etter forurensningsloven vedrørende boring og tilbakeplugging av letebrønn 25/7-9 S i utvinningstillatelse PL 917. Brønnen skal bores med boreriggen Leiv Eiriksson.

Tidligste oppstart for boreoperasjonen er desember 2019 og vil ha en varighet på 70 dager.

Foreliggende søknad gir en oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier planlagt benyttet under operasjonen, samt utslipp til luft, miljørisiko og foreslått oljevernberedskap for operasjonen. Det er ikke planlagt utslipp av røde eller sorte bore- og brønnkjemikalier til sjø under aktiviteten. 12-1/4" og 8-1/2" seksjonene er planlagt boret med oljebasert borevæske (OBM). Med unntak av kjemikaliene i disse seksjonene er samtlige bore- og riggkjemikalier som benyttes i kategori grønn eller gul ihht. Aktivitetsforskriften § 63. Kaks med vedheng av vannbasert borevæske vil slippes til sjø, mens kaks med vedheng av oljebasert borevæske vil sendes i land. Det vil ikke forekomme utslipp av annet enn gule (to kjemikalier i kategori Y2) eller grønne kjemikalier til sjø fra boreoperasjonen. En oversikt over omsøkte mengder grønne, gule og røde stoff planlagt benyttet er vist i Tabell 1.1 . En samlet oversikt over de omsøkte kjemikalier er gjengitt i vedlegg 14.1 Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier for boring av PL917 25/7-9 S.

1 Sammendrag og konklusjon Page 1

(7)

Tabell 1.1 Estimert forbruk og utslipp til sjø av kjemikalier (målt som stoff) knyttet til boring og tilbakeplugging av letebrønn 25/7-9 S, inkludert opsjon for sidesteg

(8)

Lisens 917 ligger sentralt i Nordsjøen, nær de produserende feltene Ringhorne/Balder (ca 5 km øst) og Jette/Jotun (ca 15 km nord). Brønnens posisjon er 59° 15’ 17.12’’ N og 02°

18’ 51.74" Ø. Avstanden til norskekysten (Utsira) er 145 km. Vanndypet på lokasjonen er 126 meter og sjøbunnen består hovedsakelig av myk sand.

Som følge av begrenset volum, vurderes utslipp av borekaks å medføre minimal påvirkning på bunnhabitatet i området.

Utslipp til luft kommer fra kraftgenerering om bord på riggen. En oversikt over omsøkte utslipp til luft er vist i Tabell 7.1

Fig. 1.1 Letebrønn 25/7-9 S lokasjon

(9)

COPSAS vurderer at miljørisikoen for boring av letebrønn 25/7-9 S er akseptabel. COPSAS vurderer at de foreslåtte beredskapstiltak vil kunne redusere miljørisiko for de biologiske ressursene beskrevet i miljørisikoanalysen, og at den planlagte beredskapen for boring av letebrønn 25/7-9 S er tilstrekkelig.

Høyest miljørisiko for boring av letebrønn 25/7-9 S er knyttet til pelagisk sjøfugl (åpent hav).

Høyeste utslag i skadekategorien «Alvorlig» er 38 %, og høyeste utslag i skadekategorien

«Moderat» er 24 %. Begge gjelder i desember-februar (Lunde i Norskehavet). Høyeste utslag i skadekategorien «Moderat» er 21 % av akseptkriteriet i september-november (Havhest, Nordsjøen)

COPSAS krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn 25/7-9 S medfører behov for havgående beredskap med en ytelse tilsvarende totalt 8 NOFO J systemer med HiVisc opptaker vil tilfredsstille aktivitetens ytelseskrav. Fartøyet i stående beredskap vil kunne starte bekjempelse innen 8 og 24 timer. Det vurderes at en kystnær beredskap med 1 MOS Sweeper og 5 NOFO CB4 systemer i barriere 3 vil dekke ytelseskravene, med hensyn til kapasitet og geografisk spredning. For de enkelte eksempelområdene vil behovene være 1 til 4 NOFO kystsystemer, gitt effekten av foregående barrierer i beskrevet beredskapsløsning.

(10)

Liste over forkortelser og definisjoner 2

Forkortelse Forklaring

BOP Blow Out Preventer / Utblåsnings-

innstengnings sikkerhetsventil

COPSAS ConocoPhillips Skandinavia AS

HOCNF Harmonised Offshore Chemical Notification

Format (testing og økotoksikologisk dokumentasjon)

MD Measured Depth / Målt dyp langs brønnbane

MSL Main Sea Level / middelvannstand

NOFO Norsk oljevernforening for operatørselskapene

NOFO-System System fellesbetegnelse for et komplett olje- oppsamlingssystem. For et NOFO-system inkluderer dette to fartøy, 400 m lense,

Transrec oljeopptager og lagringskapasitet på ca 1000 m3

NOFO CB4 system NOFO system i systemgruppe D,

Operasjonsvindu inntil 1,5 m signifikant bølgehøyde Lysuavhengig, >1000 m horisontal sikt.

OBM Oil based mud/Oljebasert borevæsker

PLONOR Kjemikalier som ‘Pose Little or No Risk to the

environment’ (se liste hos Miljødirektoratet)

RKU Regional Konsekvensutredning

RKB Rotary Kelly Bushing - referanse til

boredekksnivå

RMR Riserless Mud Recovery

SG Specific Gravity / relativ tetthet

SVO Særlig verdifulle områder

TFO Tildeling i forhåndsdefinert områder

TVD True Vertical Depth / Vertikalt dyp

VØR Viktige Økosystem Komponenter

WBM Water based mud/Vannbasert borevæsker

Tabell 2.1 Forkortelser

2 Liste over forkortelser og definisjoner Page 5

(11)

Innledning 3

I henhold til aktivitetsforskriften § 66 og forurensningsforskriften kapittel 36, søker ConocoPhillips Skandinavia AS (COPSAS) om tillatelse etter forurensningsloven til boring og tilbakeplugging av letebrønn 25/7-9 S i utvinningstillatelse PL 917. Letebrønnen skal bores med den halvt nedsenkbare boreriggen Leiv Eiriksson.

Utvinningstillatelse PL 917 ligger i nordsjøen ca. 145 km vest for Utsira i Rogaland fylke.

Brønnens posisjon er 59° 15’ 17.12’’ N og 02° 18’ 51.74" Ø.

Lisensens rettighetshavere består av ConocoPhillips Skandinavia AS (Operatør) med Lundin Norway AS 20%, Suncor Energy Norge AS 20% og Vår Energi AS 20%.

Søknaden omfatter:

• Forbruk og utslipp av kjemikalier

• Utslipp til luft

• Avfallshåndtering

• Miljøvurdering av planlagte utslipp

• Miljørisiko og oljevernberedskap

• Riskoreduserende tiltak

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. COPSAS planlegger å gjennomføre aktivitetene i tråd med dette.

Overordnet ramme for aktiviteten 3.1

3 Innledning Page 6

(12)

Aktivitetsbeskrivelse 4

Letebrønn 25/7-9 S er lokalisert i lisens PL 917 i Nordsjøen. Formålet med letebrønnen er å påvise remobilisert sand fra Hermod formasjonen som er injisert inn i den overliggende Hordalandgruppen.

Utvinningstillatelse PL 917

Brønn navn 25/7-9 S

Organisasjonsnummer for PL-917 918 110 127

Lengde / breddegrad 59° 15’ 17.12’’ N 02° 18’ 51.74" Ø UTM koordinater (ED50, UTM Zone 31N) y:6568773 m x:460899 m

Vanndyp 126 ±1 m MSL

Avstand til land ± 145 km (Utsira)

Planlagt boredyp 1985m TVD-RKB

Boreinnretning Leiv Eiriksson

Varighet på boreoperasjonen:

• Hovedbrønn, inkludert permanent plugging

• Opsjon ved funn - teknisk sidesteg og kjerneboring samt to geologiske sidesteg

• Total

• 35 dager

• 70 dager

Tabell 4.1 Generell informasjon om letebrønn 25/7-9 S

Boreoperasjonen er planlagt gjennomført med den halvt nedsenkede flyteriggen Leiv Eiriksson. Riggen er idag drevet av OR Norge Operations Inc (Ocean Rig). Oppstart av boreoperasjon vil avhenge av fremdriften på pågående og planlagte boreoperasjoner med tidligst forventet oppstart november 2019. Total varighet, inkludert teknisk sidesteg og kjerneboring, samt to geologiske sidesteg er estimert til 70 dager. Brønnen skal permanent plugges og forlates etter endt operasjon.

Boreplan 4.1

Brønnen er planlagt å bores ned til 1985 meter under boredekk. Skissene av brønn design er gitt under.

4 Aktivitetsbeskrivelse Page 7

(13)

26" x 42" Section:

SW & Sweeps Displace to 1.5 sg @ TD

9-7/8" Pilot Hole &

17 1/2" Section:

1.2 sg WBM w/ RMR Displace to 1.3 sg @ TD

12-1/4" Section:

1.4 sg OBM

8-1/2" Section:

1.4 sg OBM TD @ 1985mTVDRKB Balder Fm. Top 1780mTVDRKB

Hermod Fm. Top 1868mTVDRKB

36" x 30" Conductor

36" CH Top @ 149.5m MD (1.5m stickup) 36" x 30" XO Bottom @ 167.5m MD 30" Shoe @ 216.5m MD

TOC @ Seabed

42" section TD @ 171.5m MD 36" section TD @ 216.5m MD

13 3/8" 72# P110 20" WH Top @ 148.5m MD 13 3/8" Shoe @ 1100m MD TOC @ Seabed

9-7/8" Pilot hole TD @ 1100m MD 17 1/2" section TD @ 1105m MD

9 5/8'’ 53.5# P110

9 5/8" Shoe @ 1600mTVDRKB TOC @ 200mMD above shoe

Mudline – 151m MD MSL – 25m MD RKB – 0m MD

Water Depth 126m

Utsira Fm. Top 515m MD

Injectites 1735 mTVDRKB

Utsira Fm. Base 948m MD

Lista Fm. Top 1984mTVDRKB

25/7-9 S Hasselbaink dry hole - planned schematic rev 090719

Fig. 4.1 Brønnskisse av brønn 25/7-9 S

(14)

Plug#5

25/7-9 S 8-1/2" Section:

TD @ 1985mTVDRKB Balder Fm. Top 1780mTVDRKB

Hermod Fm. Top 1868mTVDRKB

36" x 30" Conductor

36" x 30" XO Bottom @ 167.5m MD 30" Shoe @ 216.5m MD TOC @ Seabed

13 3/8" 72# P110 13 3/8" Shoe @ 1100m MD TOC @ Seabed

9 5/8'’ 53.5# P110 9 5/8" Shoe @ 1600mTVDRKB TOC @ 200mMD above shoe

Mudline – 151m MD MSL – 25m MD RKB – 0m MD

Water Depth 126m

Utsira Fm. Top 515m MD

Injectites 1735 mTVDRKB

Utsira Fm. Base 948m MD

Lista Fm. Top 1984mTVDRKB 25/7-9 S B

8-1/2" Section:

TD @ 1985mTVDRKB

25/7-9 ST2 8-1/2" Section:

TD @ 1985mTVDRKB 25/7-9 S A 8-1/2" Section:

TD @ 1985mTVDRKB 9 5/8" Casing cut ± 50m below 13 3/8" Shoe

25/7-9 S, 25/7-9 ST2, 25/7-9 A, 25/7-9 B Hasselbaink Success case P&A - planned schematic rev 090719

WH cut 5m below seabed

Viscous pill as base for kick off plug

Fig. 4.2 Brønnskisse av 25/7-9 S med opsjoner

(15)

Boreprogram 4.2

Program for boring, samt eventuelle sidesteg ved funn, og permanent tilbakeplugging av letebrønnen vil bli sendt til Petroleumstilsynet som vedlegg til samtykkesøknaden. Under er en forenklet oppsummering av de forskjellige brønnoperasjonene. Det er ikke planlagt en formasjonstest av reservoaret.

36" x 42" seksjon

Boring av brønn 25/7-9 S 4.2.1

36" x 42" seksjonen bores fra sjøbunn (±151m RKB) til ±215m RKB. Hullet bores med sjøvann og høyviskøse bentonittpiller. Deretter fortrenges hullet til 1.5 sg KCL polymer vannbasert væske før 30" x 36" lederøret installeres og støpes med sement. Borekaks og overskytende sement slippes ut ved sjøbunn.

9 7/8" pilothull

9 7/8" pilothull bores fra 30" lederør ned til ±1100 m RKB. "Riserless mud recovery" (RMR) vil benyttes for denne seksjonen. Hullet bores med 1.2 sg KCL/GEM/Polymer med retur til riggen via sjøbunnspumpe. Borekaks slippes til sjø fra riggen.

17 1/2" seksjon

Pilothullet åpnes opp til 17 1/2" ned til ±1100m RKB. "Riserless mud recovery" (RMR) vil benyttes for denne seksjonen. Hullet bores med 1.2 sg KCL/GEM/Polymer vannbasert borevæske med retur til riggen via en sjøbunnspumpe. Borekaks slippes til sjø fra riggen.

20" x 13 3/8" overflaterør installeres fra brønnhodet på sjøbunnen ned til ±1100m RKB og støpes med sement. Deretter installeres BOP på brønnhodet med stigerør opp til riggen.

12 1/4"

12 1/4" seksjonen bores fra ±1100m RKB til ±1600m RKB. Hullet bores med ±1.4 sg oljebasert borevæske. Borekaks blir sendt i land for behandling hos godkjent avfallsmottak.

9 5/8" forlengelsesrør installeres fra brønnhodet på sjøbunnen ned til ±1600m RKB og støpes med sement.

8 1/2"

Hullseksjon Borevæske Fra dyp m TVD-

RKB

Til dyp m TVD-RKB

42" Vannbasert borevæske 126 ±215

9 7/8" Vannbasert borevæske ±215 1100

17 1/2" Vannbasert borevæske 215 1100

12 1/4" Oljebasert borevæske 1100 1600

Tabell 4.2 Hullseksjonsinformasjon

(16)

Permanent plugging

8 1/2" seksjonen blir plugget i sin helhet og inn i foregående 9 5/8" forlengelsesrør. 9 5/8'' forlengelsesrør blir kuttet og trukket ut av brønnen, før en mekanisk plugg blir installert i 13 3/8" foringsrør. Sementplugg installeres på toppen av den mekaniske pluggen. Stigerør og BOP blir trukket før brønnhodet blir kuttet og trukket.

Opsjon - Teknisk sidesteg og kjerneboring samt to geologiske sidesteg

På bakgrunn av formasjonsevalueringen er det en opsjon for teknisk sidesteg og kjerneboring samt to geologiske sidesteg ved funn. Først vil kabellogging utføres for datainnsamling i hovedbrønn, før en sementplugg plasseres fra bunn av hullet og opp til sidestegsdypet. Deler av reservoaret bores på nytt med ±1.4 sg oljebasert borevæske og ±2 kjerneboringer vil tas.

For de geologiske sidestegene vil brønnen bli plugget opp til 13 3/8'' foringsrør.

8 1/2"

Opsjon - Teknisk sidesteg, 25/7-9 ST2 4.2.2

8 1/2" seksjonen bores fra ±1600m RKB til ±1985m RKB. Hullet bores med ±1.4 sg oljebasert borevæske. Opptil flere kjerneprøver vil bli tatt. Borekaks blir sendt i land for behandling hos godkjent avfallsmottak.

Kabellogging

Kabellogging vil på dette stadiet stå for datainnsamling i det tekniske sidesteget.

RKB

Permanent plugging

8 1/2" seksjonen blir plugget i sin helhet og inn i foregående 9 5/8" forlengelsesrør. 9 5/8'' forlengelsesrør blir kuttet og trukket ut av brønnen, før en sidestegsplugg blir satt inn i 13 3/8'' foringsrør.

12 1/4"

Opsjon - Geologisk sidesteg, 25/7-9 A 4.2.3

8 1/2"

(17)

Hullseksjon Borevæske Fra dyp m TVD- RKB

Permanent plugging

8 1/2" seksjonen blir plugget i sin helhet og inn i foregående 9 5/8" forlengelsesrør. 9 5/8'' forlengelsesrør blir kuttet og trukket ut av brønnen, før en sidestegsplugg blir satt inn i 13 3/8'' foringsrør.

12 1/4"

Opsjon - Geologisk sidesteg, 25/7-9 B 4.2.4

8 1/2"

RKB

Permanent plugging

8 1/2" seksjonen blir plugget i sin helhet og inn i foregående 9 5/8" forlengelsesrør. 9 5/8'' forlengelsesrør blir kuttet og trukket ut av brønnen, før en mekanisk plugg blir installert i 13 3/8" foringsrør. Sementplugg installeres på toppen av den mekaniske pluggen. Grunnere i brønnen vil en ny mekanisk plugg blir installert i 13 3/8" foringsrør. Sementplugg installeres på toppen av også denne mekaniske pluggen. Stigerør og BOP blir trukket før brønnhodet blir kuttet og trukket.

Ingen Drill Stem Test (DST) er planlagt på brønnen.

Formasjonstest 4.3

Dersom en hydrokarbon-kolonne med gode reservoar egenskaper blir funnet vil følgende formasjons-tester bli kjørt på elektrisk kabel:

• Formation pressure

• Fluid samples

(18)

Naturressurser i området 5

Generell områdebeskrivelse 5.1

Meld. St. 37 "Helhetlig Forvaltning av det marine miljø i Nordsjøen og Skagerak", med underliggende rapporter, samt RKU-Nordsjøen (Oppdatering av regional

konsekvensutredning for petroleumsvirksomhet i Nordsjøen 2006, ref. [7]), gir en grundig beskrivelse av miljøressursene i regionen. En kort oppsummering er inkludert i søknaden.

I tillegg er det gjennomført en visuell undersøkelse av bunnforholdene rundt brønnen i forbindelse med borestedsundersøkelsen. Miljørisikoanalysen som er utført for brønnen inkluderer beskrivelse av sårbare områder og naturressursene i området (Akvaplan-Niva 2019, ref. [1]), og Seabed Investigation Report, NCS Block 25/7-25/10 Enniberg/Hasselbaink Site Survey (Gardline 2019, ref. [2]).

Letebrønn 25/7-9 S er lokalisert sentralt i Nordsjøen, med et vanndyp på 126 meter.

Nordsjøen er et grunt hav hvor to tredjedeler er grunnere enn 100 meter. Norskerenna er formet som en bratt skråning, med dypeste område på over 700 meter, og skiller kysten fra de grunnere partiene mot vest og sør. Denne topografien styrer i stor grad vannsirkulasjonen i området, der salt og næringsrikt Atlanterhavsvann strømmer inn fra nord, og følger vestskråningen av Norskerenna inn i Skagerrak. Utstrømmende og relativt ferskt Østersjøvann blandes i overflaten med vann fra sørlig del av Nordsjøen.

Strømforhold 5.1.1

I forbindelse med planlegging av borekampanje i området, er det gjennomført en borestedsundersøkelse (Seabed Investigation Report, Gardline 2019, ref. [2]). Stillbilder og videoopptak av sjøbunn ble tatt på ulike stasjoner og transekter i området. Undersøkelsen viste at sjøbunnen i nærområdet til brønnene er generelt flat, med vanndybde på 126m ved lokasjonen. Det ble påvist habitat som ble definert som løs til svært løs silty sand. Det ble ikke identifisert noen rødliste arter eller særskilt sårbar fauna eller habitat.

Bunnforhold og Bunnfauna 5.1.2

Faunal overflod og mangfold var generelt lav. Vanlig sjøfjær (Pennatula phosphorea og Virgularia spp.) ble observert i stillbilder og videoopptak på tvers av alle transektene i lave tettheter.

Det er ikke funnet skipsvrak eller andre kulturminner i nærområdet rundt brønnen.

I Nordsjøen har zooplankton sin høyeste oppblomstring i mai - juni. En noe mindre oppblomstring finner vanligvis sted om høsten. Flere vanlige arter av zooplankton har kort livssyklus med mange generasjoner i løpet av en sesong. Denne form for livssyklus fører til at zooplankton på populasjonsnivå er lite sårbar for oljeutslipp.

Ressurser i vannsøylen, plankton og lignende 5.1.3

Fiskeegg og -larver kan være sårbare overfor eventuelle oljeutslipp. Letebrønn 25/7-9 S befinner seg ikke i umiddelbar nærhet til viktige gyteområder. Generelt har egg og larver fra de fleste fiskearter i Nordsjøen en stor utbredelse i både tid og rom. I en rapport fra Fiskeegg og -larver

5.1.4

5 Naturressurser i området Page 13

(19)

Havforskningsinstituttet og Direktoratet for naturforvaltning, utarbeidet i tilknytning til forvaltningsplanarbeidet for Nordsjøen og Skagerrak, er viktige gyte- og leveområder for tobis presentert (HI/DN, 2010). Korteste avstand fra letebrønn 25/7-9 S til slike områder er over 90 km. Hovedperioden for gyting for tobis er fra slutten av desember til februar, med pelagiske larver fra februar til april.

Det foreligger ingen omforent metode per i dag for miljørisikoanalyse som tar hensyn til hvordan tobisegg er eksponert for olje når de gytes på sjøbunnen. Det foreligger heller ikke mye informasjon om ev. sensitivitet av større yngel som er klare til å bunnslå (ca. i juli). I perioden mellom klekking i februar-mars (mai) og bunnslåing i juli vokser tobisen fra sensitivt larvestadium til 2-6 cm yngel.

Det er primært, dersom aktivitetsperioden inkluderer desember-februar, at det kan være noe påvirkning på tobisegg som ligger på bunnen, og etter hvert nyklekkede pelagiske larver.

Konsentrasjonene forventes å være svært små i vannsøylen, og olje blandes primært ned i de øvre vannlagene, slik at tobis forventes primært å være eksponert etter klekking i februar, ved eventuelle langvarige utilsiktede utslipp mot slutten av primær analyseperiode. Primær gyting hos tobis er ved årsskiftet.

Det er ingen forekomster av revdannende koraller i området, eller andre verdifulle bunnhabitater ved borestedsundersøkelsen.

Koraller 5.1.5

Fiskesporingsdata viser at hovedandel av fiskeriene foregår i 2. og 3. kvartal i det sørlige Nordsjøen. Det viktigste er sildefisket i perioden mai - juli. De viktigste områdene for fiske kan variere fra år til år, alt etter fiskens vandringer og de fangstreguleringer som gjennomføres av myndighetene. Tradisjonelt har et fiske med bunntrål, blant annet etter Tobis, blitt gjennomført i begrensede områder i perioden april - juni. I nærområdene til letebrønn 25/7-9 S har det historisk vært svært begrenset fiske.

Fiskeri 5.1.6

I miljørisikoanalysen er det definert en analyseregion, som består av oljens influensområde på havoverflaten samt områder som eventuelt ligger mellom dette og land. Analyseregionen for letebrønn 25/7-9 S, samt viktige områder for verdsatte økosystemkomponenter innenfor denne regionen er beskrevet nedenfor.

Tverrfaglige miljøverdier/spesielt miljøfølsomme eller verdifulle områder (SVO) 5.1.7

Jæren er et viktig hekke-, beite-, myte-, trekk- og overvintringsområde for kystbundne sjøfuglarter, og området inneholder også kasteplasser for sel (NINA, 2008; HI & DN, 2010).

Lista området er viktig for kystbundne dykkende og overflatebeitende arter av sjøfugl. Lista er også definert som særlig verdifullt og sårbart område (SVO) på grunnlag av områdets betydning som overvintringsområde for kystbunden dykkende sjøfugl (HI & DN, 2010; Std.

Mld. 37). Ytre Oslofjord og Skagerrak er et betydningsfullt myte- og overvintringsområde for sjøfugl og kasteområde for steinkobbe, og er definert som et SVO område på grunnlag av områdets viktighet for biologisk diversitet (NINA, 2011; Std. Mld. 37). Makrell feltet dekker viktig gyteområde til makrell. Tobis habitatene i Nordsjøen er viktige gyte- og leveområder for tobis. Begge områdene er definerte SVO områder (HI & DN, 2010; Std. Mld. 37).

(20)

Sjøfugl 5.1.8

De artene i dette området av Nordsjøen som har størst tilknytning til åpent hav inkluderer medlemmer av flere familier, spesielt alkefugl, måker, petreller og suler. I tillegg kommer dykkende kystfugl som ærfugl, skarv, toppskarv, havelle, svartand, sjøorre, teist, smålom, storlom og toppdykker. Noen av disse fuglene kommer bare til land for å pare seg, til og med da bruker de det meste av tiden på å sanke føde på åpent hav, ofte flere titalls kilometer fra koloniene. Alkefugl samler seg i store flokker på åpent hav i høst- og vintersesongene.

Selv små oljeutslipp som treffer slike konsentrasjoner av fugl kan få store konsekvenser i løpet av høst (fjærfelling) og vinter (overvintring). De sjøfuglene som har høyest risiko er pelagisk dykkende sjøfugl som lomvi, lundefugl, alke og alkekonge. Størst mulighet for skade på sjøfugl på åpent hav er i høst og vintersesongene, spesielt når pelagisk dykkende alkefugl samles på havet. Kystfugl inkluderer ender, dykkere, skarv, terner, måker og en alkefugl (teist). Disse befinner seg normalt innen rekkevidde av land, men kan bevege seg ut på åpent hav, spesielt i grunne områder. Nordsjøen er viktigst for de fleste kystfugl i høst og vintersesongene. Fugl som sanker føde i sand- og mudderbanker i tidevannsonen er mest knyttet til kysten. Nordsjøen er spesielt egnet for disse fuglene som følge av store tidevannsforskjeller og et relativt mildt klima som hindrer mudderbankene i å fryse det meste av vinteren. Nordsjøen er et samlingssted for fugl som trekker mellom hekkeområder i nord og overvintring i sør.

Det finnes havert- og steinkobbekolonier på Nord-Jæren og ved Utsira (langs kysten av Stavangerhalvøya og åpningen av Boknafjorden: Kvistøy og Kjør). Begge selarter har en nokså lav tetthet sør for Stadt, og Nord- Jæren er det eneste stedet sør for Froan og Frøya hvor havert holder til. Selen har kaste- og hvileområder på land, og særlig steinkobben er lokal i utbredelse. Den norske steinkobbebestanden er anslått til minimum 6-7000 individer, hvor om lag 1000 dyr finnes sør for Stadt til svenskegrensen. Den norske havertbestanden er anslått til ca 5000 individer. I kasteperioden kan ungene være sårbare for eventuelt oljeutslipp.

Marine pattedyr 5.1.9

(21)

Forbruk og utslipp av kjemikalier til sjø 6

Det er lagt vekt på å etablere boreplaner og benytte kjemikalier som, innen tekniske og kostnadsmessige forsvarlige rammer, har minimalt potensiale for negativ miljøpåvirkning.

Samtlige kjemikalier som planlegges sluppet ut er i miljøkategorisering grønn eller gul, ihht Aktivitetsforskriftens § 63.

Brønnplanene og valg av kjemikalier er lagt opp til å følge kravene spesifisert bl.a. i:

• Aktivitetsforskriftens Kap XI

• De generelle nullutslippsmålene for petroleumsvirksomhetens utslipp til sjø, som spesifisert i Stortingsmelding nr. 26 (2006–2007) (Miljøverndepartementet, 2007) I henhold til substitusjonsplikten (Produktkontrolloven) vil COPSAS, i samarbeid med leverandøren av kjemikaliene, etablere planer for substitusjon av helse og miljøfarlige kjemikalier.

En samlet oversikt over de omsøkte kjemikalier er gjengitt i vedlegg 14.1 Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier for boring av PL917 25/7-9 S.

Denne søknaden omfatter:

Forbruk og utslipp av kjemikalier 6.1

• Bore- og brønnkjemikalier (borevæske, sementkjemikalier), inkludert sement til tilbakeplugging av brønn

• Utboret masse (borekaks)

• Riggkjemikalier (BOP-væske, hydraulisk kontrollvæske, gjengefett, vaske- og rensemidler)

• Oljeholdig vann, sanitærvann og matavfall

• Kjemikalier i lukket system

• Beredskapskjemikalier

Halliburton er leverandør av borevæskekjemikalier. Det er planlagt å benytte oljebasert borevæske under boring av brønn med unntak av topphullene, 42", 9 7/8" pilothull og 17 1/2" seksjonene, hvor vannbasert borevæske er planlagt benyttet. Samtlige vannbaserte kjemikalier er klassifiserte som gule eller grønne ihht Aktivitetsforskriftens § 63, mens den oljebaserte borevæsken inneholder to kjemikalier klassifisert som røde.

Borekjemikalier 6.1.1

I den øverste seksjonen vil det benyttes sjøvann som borevæske, men hullet vil periodevis vaskes med høyviskøse bentonittpiller, bestående av bentonitt (leire). For 17 1/2″ seksjonen vil det benyttes KCl/Polymer vannbasert borevæske med retur til riggen. Borekaks med vedheng av borevæske separeres fra borevæsken over ristebordene på riggen og slippes ut til sjø. For samtlige seksjoner gjenbrukes borevæske i den grad det er mulig.

Etter at BOP er installert vil det benyttes Innovert NSE borevæske i 12 1/4" seksjonen og BaraECD 2.2 borevæske i resterende seksjoner. Både Innovert NSE og BaraECD 2.2 er en leirefri borevæske med mineralolje som base. Det er nødvendig å benytte oljebasert boreslam for de dypere seksjonene i denne boreoperasjonen, fordi oljebasert boreslam har bedre egenskaper ifht viskositet, væsketapskontroll og vekt. Oljebasert borevæske er mindre

6 Forbruk og utslipp av kjemikalier til sjø Page 16

(22)

reaktivt med leire, og danner en mer stabil brønn, med mindre risiko for komplikasjoner. Den oljebaserte borevæsken er klassifisert som rødt pga innhold av to kjemikalier klassifisert som rødt. Det ene kjemikaliet er BaraFLC - IE513 som er en copolymer tilsatt borevæsken for å hindre tap til formasjonen. Det andre røde kjemikaliet er 1-Bromonapthalene et oljeløselig sporstoff som brukes for å skille borevæske fra formasjonsvæsken. Begge kjemikaliene er klassifisert som røde på grunn av lav biologisk nedbrytbarhet.

Dersom det under boring oppstår vesentlige utfordringer (hullrenskning, fastkjørt borestreng, brønnustabilitet osv.), er det identifisert beredskapskjemikalier som vil bli benyttet i boreslammet.

En samlet oversikt over forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier er vist i Vedlegg 14.1 Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier for boring av PL917 25/7-9 S og oppsummert i Tabell 1.1.

Halliburton er leverandør av sementkjemikalier. Samtlige kjemikalier i sementblandingene er klassifisert som grønne eller gule. Det vil benyttes to gule Y-2 kjemikalier, Halad-300L NO brukt for å kontrollere væsketapet fra sementen under herding, og SCR-100L NS som er en høy temperatur sement retarderingsmiddel som brukes for å sikre konsistente herdetider og rask styrkeoppbygging over et stort temperaturområde. Det er ikke identifisert mer miljøvennlige kjemikalier med tilsvarende eller bedre tekniske egenskaper, og valget av kjemikalier anses derfor som nødvendig.

Sementeringskjemikalier 6.1.2

Ved støping av lede- og overflaterør, samt tilbakeplugging av topphullet vil eventuell overskuddssement gå som utslipp til sjø. Øvrig sement vil etterlates i brønnen.

Siden rester av sement kan herde i tanker og rør er det ikke ønskelig å samle opp dette i sloptanker om bord etter endt sementeringsjobb. Vaskevann fra sementenheten vil derfor slippes ut til sjø etter endt sementoperasjon. Utslipp fra rengjøring etter hver sementeringsjobb er estimert til å utgjøre 300 liter sementslurry per jobb.

En oversikt over forbruk og utslipp av sementeringskjemikaliene fordelt på miljøkategorier er vist i Vedlegg 14.1 Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier for boring av PL917 25/7-9 S og oppsummert i Tabell 1.1.

Gjengefett Riggkjemikalier 6.1.3

Gjengefett benyttes for å beskytte gjengene ved sammenkobling av borestreng og sammenkobling av foringsrør. Valg av gjengefett er basert på vurderinger av teknisk ytelse, driftstekniske erfaringer, helsemessige aspekter og miljøvurderinger.

Ved sammenkobling av borestrengen planlegges det for bruk av Jet-Lube NCS-30 ECF.

Dette gjengefettet er klassifisert som gult med hensyn til miljøpåvirkning. Estimert forbruk i brønnen er på ca. 0,3 tonn. Utslippet anslås til 20 % av forbruket ved bruk av vannbasert borevæske.

(23)

Ved sammenkobling av foringsrør planlegges det for bruk av Jet Lube Seal-Guard ECF. Dette gjengefettet er kategorisering som gult. Forbruket er estimert til 0,2 tonn under boring av brønnen og det er antatt at 10 % slippes til sjø ved boring med vannbasert borevæske.

Jet Lube Alco EP-ECF (miljøkategorisering gult) planlegges brukt til smøring av stigerørskoblinger, BOP kobling og brønnhodekobling. Anslått forbruk er ca. 25 kg anslått utslipp er 0,25 kg, andel som går til utslipp er 1 %.

Riggvaskemiddel

Vaske- og rensemidler brukes til rengjøring av gulvflater, dekk, olje- og fettholdig utstyr.

Vaskemiddelet som benyttes på riggen er Clean Rig CHP, klassifisert som gult. Estimert forbruk er på ca. 260 liter i uka. Vaskemiddelet vil følge drensvann om bord, og enten samles opp i sloptanker for ilandføring eller renses med drensvannet før utslipp. Som et konservativt anslag anses alt forbruk å gå til utslipp.

Riggen er en halvt nedsenkbar flyterigg og vil ha BOP-enheten på sjøbunnen. BOP-væsken som skal benyttes på riggen er Pelagic 50 BOP Fluid Concentrate, og er klassifisert som gul med hensyn til miljøpåvirkning. Det er estimert et forbruk og utslipp på ca. 520 liter per uke i forbindelse med trykktesting og funksjonstesting. I tillegg vil det bli benyttet og sluppet ut inntil 21,5 tonn Pelagic Stack Glycol V2, som er klassifisert som grønn.

BOP-væske 6.1.4

En oversikt over mengden borekaks som kan genereres under boreoperasjonen er vist i Tabell 6.1 . For den øverste seksjonen (42'') slippes kaks og borevæske ut fra sjøbunn. For de øvrige seksjonene slippes vannbasert borevæske fra riggen. Alt borekaks med vedheng av vannbasert borevæske bestående av gule og grønne kjemikalier er planlagt sluppet til sjø mens kaks med vedheng av oljebasert borevæske vil sendes i land for godkjent avfallsbehandling.

Utboret masse (borekaks) 6.1.5

(24)

Diameter Lendge (m)

Hullvolum (m3)

Utslipp av borekaks (tonn)

Utslipp av borevæske (m3)

Borevæske

fra sjøbunn

fra rigg Hovedbrønn

36" x 42” 64 42 143 230 SW &

HiVis sweeps

9-7/8" 885 43 149 880 KCL/

GEM/

Polymer

17 ½" 885 93* 318 929 KCL/

GEM/

Polymer

12 ¼" 500 38 BaraECD

2.2

8 ½" 385 14 BaraECD

2.2 Teknisk

sidesteg (ST2)

Opsjon

8 ½" 385 14 BaraECD

2.2 Geologisk

sidesteg (A)

Opsjon

12 ¼" 500 38 BaraECD

2.2

8 ½" 385 14 BaraECD

2.2 Geologisk

sidesteg (B)

Opsjon

12 ¼" 500 38 BaraECD

2.2

8 ½" 385 14 BaraECD

2.2

Tabell 6.1 Utboret masse

*Åpne pilot hull fra 9-7/8" til 17 1/2"

(25)

Oljeholdig vann og sanitærvann 6.1.6

Det benyttes to kjemikalier i forbindelse med rensing av oljeholdig vann (slop) på riggen.

Kjemikaliene BDF-908 og DCA-14005 (klassifiserte som gule) benyttes i Halliburton BSS sitt vannrenseanlegg. Forventet forbruk i forbindelse med omsøkt aktivitet er på ca. 1,7 tonn BDF 908 og ca. 2,6 tonn DCA-14005

Riggen har kartlagt områder hvor oljeholdig vann eller kjemikalier kan forekomme. I områder der det kan forekomme søl av olje og kjemikalier, er det lukket dren til oppsamlingstank.

Herfra kan væsken renses eller sendes til land. Drensvann som ikke tilfredsstiller kravene i regelverket vil ikke slippes til sjø.

Sanitærvann vil slippes ut i henhold til gjeldende regler.

Kjemikalier i lukket system vil bli rapportert i årsrapporteringen dersom årlig forbruk er større enn 3000 kg. Ombord Leiv Eiriksson benyttes det flere ulike varianter av Shell Tellus hydraulikkoljer. Erifon 818 TLP benyttes i kompensatorsystemer på riggen. Disse benyttes i lukkede system og slippes ikke til sjø. Det er kun Shell Tellus S2 V 32 og Erifon 818 TLP som har forventet årsforbruk over 3000 kg Tabell 6.2

Kjemikalier i lukket system 6.1.7

Kjemikalieproduktene som benyttes i de lukkede systemene vil under normale omstendigheter ikke slippes ut. Avhending av disse produktene ved utskiftning gjøres i henhold til plan for avfallshåndtering og de spesifikke kravene som er gitt for avfallsbehandling.

Tabellen viser estimert forbruk av hydraulikkoljer i svart kategori.

Produkt Bruksområde Miljø

klassifisering

HOCNF Forventet årlig forbruk (kg)

Forventet forbruk for operasjon (kg) Tellus S2V

32

Kraner, Hydraulisk kraftenhet (HPU) ring linje, mann- over-bord (MOB) båt, Bore-streng kompensator aktiv

Svart Ja 6 000 1150

Erifon 818 TLP

Riser- og Top Drive

kompensatorystemer

Svart Ja 4 000 767

Tabell 6.2 Hydraulikkoljer

Av tekniske og sikkerhetsmessige grunner kan beredskapskjemikalier komme til anvendelse dersom det oppstår uventede situasjoner eller spesielle problemer. Dette er kjemikalier som ikke er planlagt brukt, men som kan bli benyttet under operasjonen. Beredskapskjemikaliene er vurdert og godkjent iht. interne krav og HOCNF er tilgjengelig i NEMS Chemicals. Det er Oversikt over beredskapskjemikalier

6.1.8

(26)

gjort vurderinger for når borerelaterte beredskapskjemikalier skal benyttes og i hvilke mengder. Eventuell bruk og utslipp av beredskapskjemikalier vil bli rapportert i den årlige utslippsrapporten fra COPSAS til Miljødirektoratet. Samtlige beredskapskjemikalier er i grønn og gul kategori.

Aktuelle beredskapskjemikalier er listet i Fig. 6.1 med kriterier for bruk, ref Aktivitetsforskriften

§67. Alle kjemikalier er vurdert ut fra miljømessige egenskaper.

Fig. 6.1 Beredskapskjemikalier for letebrønn 25/7-9 S

Kjemikalier i brannvannssystemer er ikke søknadspliktige (ref. aktivitetsforskriften §62), men det er krav til HOCNF. Leiv Eiriksson bruker Re-healing Foam RF1 1% (rød kategori) brannskum på helidekk. Forbruket er lavt, da riggen tester systemet med brannskum normalt kun én gang i året. Ved testing tas det prøve fra aktivt skum og fra tanken. Forbruk av brannskum er estimert til 700 liter per år.

Brannskum 6.1.9

(27)

Utslipp til luft 7

Utslipp til luft omfatter avgasser fra kraftgenerering av dieseldrevne enheter på riggen.

Leiv Eiriksson har et forventet dieselforbruk på 35 m3 /døgn, fordelt på 6 hovedmotorer, nødgenerator og motorer tilhørende dekkskraner og sementenhet. Planlagt varighet for hele bore- og brønnoperasjonen, er 70 dager.

Kraftgenerering på rigg 7.1

Samlet utslipp til luft fra dieselforbrenning er vist i Tabell 7.1 . Diesel som leveres til riggen har lavt svovelinnhold (<0,05%). NOx faktor for dieselmotorene på Leiv Eiriksson er målt til 52,05 kg NOX/tonn drivstoff (Ocean Rig, 2015, ref. [6]), mens utslippsfaktoren for SOX er spesifikk for dieselkvaliteten som benyttes. For de øvrige utslippsfaktorene er Norsk olje og gass sine anbefalte utslippsfaktorer benyttet som grunnlag for beregninger (Norsk olje og gass, 2018).

Utslippsfaktorene er som følgende:

• CO2: 3,17 tonn/tonn diesel

• NOX: 0,05205 tonn/tonn diesel, riggspesifikt for Leiv Eiriksson

• nmVOC: 0,005 tonn/tonn diesel

• SOx: 0,001 tonn/tonn diesel Tettheten på diesel er 0,85 tonn/m3.

Diesel mengde (tonn)

Estimert varighet (døgn)

CO2 Utslipp (tonn)

NOx Utslipp (tonn)

nmVOC2 Utslipp (tonn)

SOx Utslipp (tonn) Kraftgenerering

for

hovedbrønn inkl. sidesteg.

2082 70 6600 108 10,4 2,1

Tabell 7.1 Estimerte utslipp til luft knyttet til boring

For kaldventilering og diffuse utslipp antas det en brønnspesifikk utslippsfaktor på 0,25 tonn CH4 og 0,25 nmVOC per brønnbane (Miljødirektoratet 2016, ref. [4])

7 Utslipp til luft Page 22

(28)

Avfall 8

Riggen har etablert et system for innsamling, sortering og håndtering av avfall. Prinsippet om reduksjon av avfallsmengder ved kilden, både på riggen og basen, vil bli fulgt. Gjenbruk av materialer og borevæsker vil bli gjennomført for de seksjoner hvor det er mulig.

Industrielt avfall generert om bord vil sorteres i containere og leveres i land for følgende typer avfall:

• Papp og papir

• Treverk

• Glass

• Hard og myk plast

• EE-avfall

• Metall

• Matbefengt/brennbart avfall

• Restavfall

Farlig avfall vil bli sortert og transportert til land for forsvarlig håndtering og sluttbehandling, ihht gjeldende regler. Videre håndtering på land vil følges opp av godkjente avfallskontraktører.

Leverandør av basetjeneste, med tilhørende underleverandør av avfallstjenester for alt ikke borerelatert avfall, er foreløpig ikke ferdigforhandlet.

8 Avfall Page 23

(29)

Miljøvurdering av operasjonelle utslipp under boreoperasjonen 9

De operasjonelle utslippene under boreoperasjonen og pluggeoperasjonen vil primært være utslipp av borekaks med vedheng av vannbasert borevæske, utslipp av overskudd av sementeringskjemikalier fra støping av topphullet og mindre utslipp av oljeholdig vann (regn- og vaskevann) fra boreriggen. Borevæske og borekaks fra seksjoner boret med vannbasert borevæske vil bli sluppet direkte til sjø fra riggen. Borevæske og kaks fra seksjonen boret med oljebasert borevæske vil bli samlet opp og sendt til land. Utslippet av borekaks forventes ikke å skade naturmangfoldet i området, da influensområdet er marginalt (< 100 m ut fra borelokasjonen) sett i forhold til habitatets utstrekning.

Overskuddssement sluppet ut fra topphullet vil danne en herdet klump rundt brønnen og i liten grad spres mer enn ca. 10 m fra brønnlokasjonen. Vaskevann fra sementoperasjonen vil slippes ut fra riggen. Dette vil tynnes raskt ut i vannmassene, mens rester av sementen vil synke raskt ned på sjøbunn. Samtlige bore- og brønnkjemikalier som planlegges benyttet og sluppet ut er klassifiserte som grønne eller gule. Kjemikaliene skal være fullstendig nedbrytbare eller brytes ned til produkter som ikke har miljøskadelige egenskaper.

Kjemikaliene i borevæskene vil raskt tynnes ut til konsentrasjoner som ikke er skadelige for vannlevende organismer.

Under operasjon vil det være fokus på å redusere forbruk og utslipp av borevæske og sementeringskjemikalier, samt gjenbruk av oljebasert borevæske. Ubrukt borevæske og sementkjemikalier vil returneres til land for senere bruk. Blandesystemet på riggen gjør at sementkjemikaliene tilsettes direkte i sementblanderen, slik at restkjemikalier i blandetanken unngås. Ubrukte kjemikalier vil ikke gå til sjø.

Oljeholdig drenasjevann sluppet ut fra riggen vil ikke overstige 30 ppm oljeinnhold. Dersom det ikke oppnås tilstrekkelig rensegrad om bord på riggen, vil spillvannet bli sendt til land for behandling.

9 Miljøvurdering av operasjonelle utslipp under boreoperasjonen Page 24

(30)

Miljørisiko ved akutte utslipp 10

Akvaplan-niva har gjennomført en skadebasert miljørisikoanalyse som dekker boreoperasjonen (Akvaplan-niva 2019, ref. [1]). Analysen vil legges ved søknaden som et separat dokument.

Sannsynligheten for en ukontrollert utstrømning av hydrokarboner fra reservoaret under boringen av letebrønn 25/7-9 S er beregnet med bakgrunn i historiske data fra SINTEFs Offshore Blowout Database, publisert i Lloyd´s årlige analyse. Sannsynligheten er estimert til 1.14 x 10-4. Dette tilsvarer èn utblåsning for hver 8770 letebrønner, dvs. en sannsynlighet for utblåsning på 0,0114 %.

Det er utført et statistisk representativt antall oljedriftsberegninger for utslippsrater fra 1 862 opp til 16 791 m³/døgn, med utblåsningsvarigheter fra 2 døgn opp til 50 døgn. Vektet rate er 4 510 Sm3/døgn og vektet varighet er 6 døgn. Oljedriftsmodellen OSCAR er benyttet med 3D strømdata (4 km oppløsning) og 10x10 km vinddata fra perioden 2007-2016.

ConocoPhillips vurderer at oljetypen Tau er representativ for forventede forhold i reservoarene, og Tau er derfor valgt for oljedriftsberegninger og etterfølgende analyser. Oljetypen har en tetthet på 851 kg/m³, og er karakterisert som en parafinsk olje med høyt voksinnhold og stivnepunkt. Den har et sakte vannopptak og danner stabile emulsjoner med et maksimalt vanninnhold på 50 % under vinterforhold og 60 % under sommerforhold. Tau emulsjon har innledningsvis redusert kjemisk dispergerbarhet, og lav/dårlig kjemisk dispergerbarhet etter videre drift på sjø.

En utblåsning, med de strømningsratene som ligger til grunn for dette studiet, har en sannsynlighet for stranding på 67-92 %, avhengig av sesong. Et større og langvarig utilsiktet utslipp vil kunne berøre norskekysten fra Østfold til Nordland, samt kysten av Danmark, Sverige og Shetland.

Fig. 10.1 viser influensområdet ved en overflateutblåsning fra Hasselbaink (totalstatistikk basert på alle rater og varigheter) for perioden desember til februar.

10 Miljørisiko ved akutte utslipp Page 25

(31)

Fig. 10.1 Influensområde på overflaten beregnet med sannsynlighetsbidrag fra samtlige scenarier i rate-varighetsmatrisen for boreperioden

Denne studien analyserer miljørisiko ved bruk av ulike datasett som beskriver fordelingen av miljøressurser kystnært og i åpent hav. Primærkilden til datasettene for sjøfugl er SEAPOP- programmet (helhetlig og langsiktig overvåkings- og kartleggingsprogram for norsk sjøfugl).

Det er benyttet data med månedlig fordeling av sjøfugl kystnært og i åpent hav for en lang rekke arter.

Konsekvensene av et større utilsiktet utslipp i forbindelse med boringen av Hasselbaink vil variere for de ulike artene, og er avhengig av når utslippet finner sted. Konsekvenspotensialet er størst for sjøfuglene i åpent hav, noe mindre for kystnær sjøfugl og kystsel.

Det er generelt beregnet svært lave konsentrasjoner av hydrokarboner i vannsøylen. Ingen områder har konsentrasjoner > 50 ppb i totalstatistikken, som er satt som grenseverdi for beregning av skade på egg og larver. Potensialet for skader på bestandsnivå for fisk vurderes derfor som begrenset.

(32)

COPSAS sine akseptkriterier for miljørisiko ved leteboring 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

Det er ingen boretidsbegrensninger i lisensen. Analysen dekker standardsesongene vår, sommer, høst og vinter. Høstsesongen er ansett som primær analyseperiode for aktiviteten.

Maksimale utslag i miljørisiko for de fire analyseperiodene, for hver av skadekategoriene, er gitt i Tabell 10.1. Verdiene i denne tabellen representerer utslaget som en andel av COPSAS sine akseptkriterier for aktiviteten i hver av skadekategoriene. Tallene som er gitt i parentes for hver av skadekategoriene representerer forventet restitusjonstid, dvs. tiden det tar før den berørte bestanden av en gitt naturressurs er ført tilbake til 99 % av nivået før hendelsen inntraff.

Sesong VØK Mindre miljøskade (<1 år) (%)

Moderat miljøskade (1-3 år) (%)

Betydelig miljøskade (3-10 år) (%)

Alvorlig miljøskade (>10 år) (%) Åpent

hav

Des- Feb

Lunde, Norskehavet

1,6 12,1 23,9 38,5

Mar- Mai

Havhest, Nordsjøen

3,5 16,2 6,6 3,0

Jun- Aug

Lomvi, Norskehavet

1,3 7,9 11,2 16,3

Sep- Nov

Havhest, Nordsjøen

4,3 21,2 12,6 9,2

Kystnært Des- Feb

Svartand 2,1 14,8 22,6 25,3

Mar- Mai

Toppskarv 2,2 9,5 1,4 0,3

Jun- Aug

Toppskarv 2,1 10,0 4,0 1,3

Sep- Nov

Svartand 1,4 9,9 15,2 17,0

Kystsel Des- Feb

Havert, s for Stad

0,9 4,9 4,9 6,9

Mar- Mai

Havert, s for Stad

0,7 2,9 0,4 <0,1

Jun- Aug

Steinkobbe, Rog-Lopp

1,1 4,4 0,4 0,2

Sep- Nov

Havert, s for Stad

0,8 7,1 15,6 23,6

Tabell 10.1 Maksimalt utslag i skadekategoriene i hver sesong.

(33)

Beredskap mot akutt forurensning 11

Akvaplan-niva har gjennomført en beredskapsanalyse som dekker boreoperasjonen (Akvaplan-niva 2019, ref. [1]). Analysen vil legges ved søknaden som et separat dokument.

Studien inneholder en miljørettet beredskapsanalyse som tar hensyn til reservoarets egenskaper, referansefluidets egenskaper, borelokasjon og miljøforhold, inkludert forekomst av sårbare ressurser og derved også miljørisiko. Analysen tar videre utgangspunkt i ytelsen til ulike systemer for bekjempelse samt overvåking.

HMS-regelverket for norsk sokkel, landanlegg og Svalbard er lagt til grunn for beredskapsbyggingen . I underliggende forskrifter beskrives kravene til beredskapsanalysene for akutt oljeforurensning. Spesielt relevante deler er:

Krav til oljevernberedskap 11.1

• Forurensningslovens § 40 om beredskap og § 41 om beredskapsplaner

• Rammeforskriftens § 11 om prinsipper for risikoreduksjon, § 48 om plikten til å overvåke og fjernmåle det ytre miljøet, samt § 20 om samordningen av beredskapen til havs og

§ 21 om samarbeid om beredskap

• Styringsforskriftens § 16 som blant annet beskriver krav til analyser, kriterier for oppdatering og sammenheng mellom analyser

• Styringsforskriftens § 17 om risikoanalyser og beredskapsanalyser

• Aktivitetsforskriftens kapittel 10 om overvåkning av det ytre miljøet, som også omhandler overvåkning relevant for akutte utslipp

• Aktivitetsforskriftens kapittel 13 om beredskap

Under boreoperasjone overvåkes letebrønnen kontinuerlig fra riggen. Det vil være to uavhengige overvåkningsregimer i drift. Det er til enhver tid boreoperatører (Borer) ombord som følger med på borevæske volum under bore- og brønn operasjonene ved hjelp av riggen sitt sett av sensorer. Det er satt opp overvåkingsalarm som vil varsle avvik på mer enn 1 m³. Tiltak for å identifisere årsak til eventuelle avvik vil da umiddelbart bli igangsatt. Videre har riggen også egen mudlogger ombord som kontinuerlig overvåker borevæskenivå ved hjelp av egne sensorer. Det er dobbelt sett av alle volumsensorer for å sikre redundans. Mudlogger vil også benytte alarmnivåer for å identifisere eventuelle avvik. Ved eventuelle avvik vil mudlogger umiddelbart kontakte borer for å iverksette tiltak.

Foreslått beredskap for deteksjon og overvåkning av utslipp 11.2

Riggen har ikke utstyr ombord for automatisk oljedeteksjon på sjø, men lokasjonen dekkes opp av den daglige satellittovervåkning som oljeselskapene har etablert for norsk sokkel.

Systemet opereres av KSAT med etablerte varslingsrutiner til operatør gjennom NOFO. Som medlem i NOFO har COPSAS også tilgang til nasjonale overvåkningsfly som kan mobiliseres ved behov. Flyet foretar også rutinemessige undersøkelser av sokkelen, men dette gjennomføres med realtivt lav hyppighet og er ikke egent som en del av den løpende oppfølgingen av operasjonen.

Overvåkning fra beredskapsfartøy vil bare være aktuelt ved hendelser dersom fartøyet mobiliseres som en del av en oljevernaksjon som beskrevet nedenfor.

11 Beredskap mot akutt forurensning Page 28

(34)

Ved overføring av drivstoff og kjemikalier fra fartøy til rigg vil det være kontinuerlig visuell overvåknig av operasjonen.

Basert på Hasselbainks geografiske plassering, den planlagte boreperioden, utstrømningspotensialet og den forventede oljetypen er følgende forhold identifisert som viktige i beredskapsanalysen og -planen:

Beredskap mot akutt forurensning 11.3

• Referanseoljen Tau har et langsomt vannopptak og lang levetid på overflaten.

Fordampning og den naturlige nedblandingen er også lav.

• Oljetypen har redusert til lav/dårlig kjemisk dispergerbarhet og et høyt stivnepunkt

• Strandingsmengdene er betydelige, og influensområdet omfatter Norge, Danmark, Sverige og Shetland

• Miljørisikoen er moderat til moderat høy under høst- og vintersesongen.

Behovet for beredskap beregnet for vinter vha. NOFOs beredskapskalkulator (BarKal) er gitt i tabell 11.1 nedenfor.

En havgående beredskap med en ytelse tilsvarende totalt 8 NOFO J systemer med HiVisc opptaker vil tilfredsstille aktivitetens ytelseskrav. Fartøyet i stående beredskap i Sleipner/

Utsira Nord området vil kunne starte bekjempelse innen 8 timer (oljevernfartøy fra Redningsselskapets base i Haugesund). De neste systemene vil kunne være operative innen 24 timer (OR-fartøy fra stående beredskap, ev. et system mobilisert fra NOFOs base på Mongstad, med oljevernfartøy fra NOFOs fartøyspool).

Det vurderes at en kystnær beredskap med 1 MOS Sweeper og 5 NOFO CB4 systemer i barriere 3 vil dekke ytelseskravene, med hensyn til kapasitet og geografisk spredning. For de enkelte eksempelområdene vil behovene være 1 til 4 NOFO kystsystemer, gitt effekten av foregående barrierer i beskrevet beredskapsløsning.

(35)

Sesong Vinter Åpent hav barriere 1

og 2

Beregnet behov for beredskap i barriere 1 og 2, gitt som standard NOFO-systemer

Barriere 1: 4 NOFO system Barriere 2: 4 NOFO system

Total reell ytelse av beredskapsløsningen i barriere 1 og 2 (Sm3/ d)

3 625

Beregnet effektivitet av

beredskapsløsningen i barriere 1 og 2 (%)

41,0

Kystnær barriere 3 Beregnet behov for beredskap i barriere 3, gitt som standard Current Buster 4- systemer

19

Total reell ytelse av beredskapsløsningen i barriere 3 (Sm3/d)

1 203

beredskapsløsningen i barriere 3 (%)

79,5

Alternativ kystnær barriere 3

Beregnet behov for beredskap i barriere 3 1. Current Buster 4-

systemer 2. MOS Sweeper

5 1

Total reell ytelse av beredskapsløsningen i barriere 3 (Sm3/d)

1 532

beredskapsløsningen i barriere 3 (%)

73,8

Tabell 11.1 Beregnet behov for beredskap

COPSAS krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn 25/7-9 S medfører behov for havgående beredskap med en ytelse tilsvarende totalt 8 NOFO J systemer med HiVisc opptaker vil tilfredsstille aktivitetens ytelseskrav. Fartøyet i stående beredskap vil kunne starte bekjempelse innen 8 og 24 timer. Det vurderes at en kystnær beredskap med 1 MOS Sweeper og 5 NOFO CB4 systemer i barriere 3 vil dekke ytelseskravene, med Vurdering av beredskap

11.4

(36)

hensyn til kapasitet og geografisk spredning. For de enkelte eksempelområdene vil behovene være 1 til 4 NOFO kystsystemer, gitt effekten av foregående barrierer i beskrevet beredskapsløsning.

Beredskap i strandsonen avhenger behovet for antall strandrenselag av oljens geografiske spredning og tilgjengelighet. Det vil være en operasjonell vurdering av hvor og når strandrenselag skal mobiliseres.

COPSAS krav til beredskap i de ulike barrierer vil bli beskrevet i beredskapsplanen i samarbeid med NOFO.

(37)

Utslipps- og risikoreduserende tiltak 12

Letebrønn 25/7-9 S er planlagt boret i samsvar med normal industristandard, NORSOK D-010, interne og rigg spesifikke prosedyrer, samt relevant regelverk. Under planlegging er det lagt vekt på risikoreduserende og utslippsreduserende tiltak innenfor helse, miljø og sikkerhet. COPSAS vil tilstrebe å minimere forbruk og utslipp og komme med bedre løsninger for å redusere utslipp ytterligere dersom dette er teknisk mulig og akseptabelt. Følgende forbruks- og utslippsreduserende tiltak er etablert ombord på riggen:

Borevæske

Vannbasert og oljebasert borevæske skal gjenbrukes i den grad borevæsken er teknisk akseptabel. Det skal utføres operative vurderinger for gjenbruk av borevæsken. For boring av dypere seksjoner er det valgt et oljebasert borevæskesystem, som har egenskaper som normalt medfører lite vedlikehold og bedre optimalisering/kondisjonering av borevæsken.

Oljebasert borevæske som ikke lar seg gjenbruke vil bli sendt til land som avfall. Vannbasert borevæske som ikke lar seg gjenbruke vil bli sluppet ut, basert på en vurdering av volum, innhold og potensial for gjenbruk.

Sement

Sementenheten på riggen er utstyrt med "Liquid Additive System" (LAS). I motsetning til ordinære sementenheter der miksevannet må pre-mikses, kan miksevannet her tilsettes direkte under operasjon, dvs. at additivene blir tilsatt ved hjelp av et doseringssystem. LAS vil dermed redusere forbruket av additiver på grunn av en mer nøyaktig dosering og vil redusere utslipp av miksevann fordi man unngår overflødig forhåndsmikset vann.

Slop/spillvann

Det er installert renseanlegg for spillvann på riggen for å redusere transport av spillvann til land for behandling. Renset spillvann blir analysert og kontrollert for at innhold av hydrokarboner tilfredsstiller på mindre enn 30 mg/l (15 mg/l for drenasjevann), før det går til utslipp. Dersom man ikke oppnår tilstrekkelig rensegrad ombord på riggen, vil spillvann bli sendt til land for videre behandling.

Borekaks

Vannbasert borekaks fra topphullseksjonene vil bli sluppet ut på sjøbunnen. Oljebasert borekaks fra dypere seksjoner vil bli håndtert på riggen og sent til land som avfall. Det er videre verifisert at riggen har gode systemer for kakshåndtering.

Akuttutslipp

Prosedyrer og operasjonelle rutiner er implementert for å forhindre mindre akutte utslipp og for å kunne begrense og samle opp utslipp før de går til sjø. Riggen skal opereres slik at det alltid er to barrierer, fysiske og/eller organisatoriske, mot potensielt søl av olje og/eller kjemikalier. Det finnes to uavhengige systemer for operering av slip joint pakninger på stigerør.

Dekksområdene er definert i prosessområder og rene områder. I rene områder vil det ikke bli lagret kjemikalier under vanlig drift, og drenasje går enten til oppsamlingstank, eller til renseanlegg. Prosessområder er fysisk adskilt med spillkanter. Drenasje fra

12 Utslipps- og risikoreduserende tiltak Page 32

(38)

prosessområdene, dvs. områder med potensiell risiko for utslipp fra utstyr, går til lukket avløp.

Det vil bli gjennomført verifikasjoner av barrierestatusen på riggen. Dette omfatter kontroll og inspeksjoner av bl.a. slanger, ventiler og dreneringssystem. Det inkluderer slangekontroll, som utføres hvert tredje år på kristiske komponenter som kan føre til utslipp til sjø.

Operasjonelle risikoanalyser vil bli gjennomført for å avdekke arbeidsoperasjoner og situasjoner som potensielt kan føre til hendelser med utslipp til sjø, og tiltak vil bli implementert for å redusere risikoen for slike hendelser. Vurderinger av risiko knyttet til mindre akuttutslipp omfatter utslipp av hydraulikkvæske, diesel, drenasjevann og borevæske. Viktigste tiltak for å redusere risiko for mindre akuttutslipp er doble barrierer, prosedyrer og proaktiv operasjonsledelse.

12 Utslipps- og risikoreduserende tiltak Page 33

(39)

Referanseliste 13

Referansenummer Beskrivelse

[1] Akvaplan-niva AS (2019) Miljørisiko- og beredskapsanalyse – Brønn 25/7-9 S (Hasselbaink) i PL 917. Rapport nummer 61253.02.

[2] Gardline, Seabed Investigation Report, NCS Block 25/7-25/10 Enniberg/Hasselbaink Site Survey, 2019, Project Number CP19301

[3] Klima og miljdepartementet (2002). St.meld nr. 12 (2001-2002) Rent og rikt hav.

[4] Miljødirektoratet (2016). Kaldventilering og diffuse utslipp fra

petroleumsvirksomheten på norsk sokkel. Delrapport 2. Utslippsmengder og kvantifiseringsmetodikk. M-511/2016. 15.03.2016

[5] Miljøverndepartementet (2017). Oppdatering av forvaltningsplanen for Norskehavet.

Stortingsmelding 35 (2016-17).

[6] Ocean Rig (2015). Leiv Eiriksson Rig Specific Measurement Program. Doc. nr. 009- PLN-0049.

[7] RKU-Nordsjøen (2016). Oppdatering av regional konsekvensutredning for petroleumsvirksomhet i Nordsjøen

Tabell 13.1 Referanseliste

13 Referanseliste Page 34

(40)

Vedlegg 14

Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier for boring av PL917 25/7-9 S 14.1

Tabell 14.1 Planlagt forbruk og utslipp av vannbaserte borekjemikalier (WBM) for boring av 42", 17 1/2" og 9 7/8" seksjonene

Tabell 14.2 Planlagt forbruk og utslipp av sementeringskjemikalier for brønn 25/7-9 S

Tabell 14.3 Planlagt forbruk og utslipp av riggkjemikalier for brønn 25/7-9 S

Tabell 14.4 Planlagt forbruk og utslipp sporstoff for brønn 25/7-9 S

Tabell 14.5 Planlagt forbruk og utslipp av oljebaserte borekjemikalier (OBM) for boring av 12 1/4 og 8 1/2 seksjonene

14 Vedlegg Page 35