Innhold
1 Innledning ... 6
2 Aktiviteter som omfattes av søknaden ... 7
3 Omsøkte mengder ... 7
3.1 Forbruk og utslipp av kjemikalier ... 7
3.2 Kjemikalier i lukkede system ... 8
3.3 Andre utslipp til sjø... 8
3.4 Utslipp til luft... 9
4 Generell informasjon ... 9
4.1 Feltbeskrivelse ... 9
4.2 Lisensforhold... 10
4.3 Utbyggingsløsning og produksjonsperiode ... 10
4.4 Reserver og reservoar ... 11
4.5 Kontaktperson ... 11
5 Miljøforhold i området ... 11
5.1.1 Vanndybde og bunnforhold ... 11
5.1.2 Vind- og strømforhold, temperatur og salinitet ... 11
5.1.3 Bunndyrsamfunn ... 12
5.1.4 Plankton ... 12
5.1.5 Fiskeressurser ... 12
5.1.6 Sjøfugl og sjøpattedyr ... 12
5.1.7 Særlig verdifulle og sårbare områder... 13
6 Bruk av BAT i tekniske løsninger ... 14
6.1 Energiproduksjon og energieffektivitet ... 14
6.1.1 Kraftgenerering og kraftforsyning... 14
6.1.2 Oppvarming ... 14
6.1.3 Energistyring ... 15
6.2 Fakling og kaldventilering ... 15
6.2.1 Høytrykksfakkel P1 ... 16
6.2.2 Lavtrykksfakkel P1 ... 16
6.2.3 Fakkel DP og RP ... 16
6.2.4 Kaldventilering ... 17
6.2.5 Avgassing fra kompressortetninger ... 18
6.3 Strippegass fra TEG-regenerering ... 19
6.3.1 Avgassing fra produsert vann ... 19
6.4 Produsert vann... 19
6.5 Kontrollvæske bunnrammer ... 20
7 Systembeskrivelser for feltsenteret ... 21
7.1 Hovedkraft (80) ... 21
7.1.1 Miljøaspekter hovedkraft ... 22
7.2 Essensiell kraft (83) ... 22
7.2.1 Miljøaspekter essensiell kraft ... 23
7.3 Nødkraft (84) ... 23
7.3.1 Miljøaspekter nødkraft ... 23
7.4 Brannvannsgeneratorer (71) ... 23
7.4.1 Miljøaspekter brannvannsgeneratorer ... 23
7.5 Varmemedium (41) ... 23
7.5.1 Miljøaspekter varmemedium ... 23
7.6 Separasjon og stabilisering (20) ... 23
7.6.1 Miljøaspekter separasjon og stabilisering ... 24
7.7 Håndtering av produsert vann (44) ... 24
7.7.1 Miljøaspekter produsert vann... 25
7.8 Gassbehandling (24)... 25
7.8.1 Miljøaspekter gassbehandling ... 25
7.9 Åpent avløp (56) ... 26
7.9.1 Miljøaspekter åpent avløp ... 26
7.10 Lukket avløp (57) ... 26
7.10.1 Miljøaspekter lukket avløp ... 26
7.11 Sjøvann (50) ... 27
7.11.1 Miljøaspekter sjøvannssystemet ... 27
7.12 Klorinjeksjon (47) ... 27
7.12.1 Miljøaspekter klorinjeksjon ... 27
7.13 Ferskvann (53) ... 27
7.13.1 Miljøaspekter ferskvann ... 28
7.14 Sanitæravløp (66) ... 28
7.14.1 Miljøaspekter sanitæravløp ... 28
7.15 Fakkel og ventilering (43)... 28
7.15.1 Miljøaspekter fakkel og ventilering ... 29
7.16 Gasskompresjon (23)... 29
7.16.1 Miljøaspekter gasskompresjon ... 30
7.17 Vanninjeksjon (29) ... 30
7.17.1 Miljøaspekter vanninjeksjon ... 30
7.18 Eksportløsninger (21 og 27)... 30
7.18.1 Miljøaspekter eksportløsninger ... 30
8 Planlagte utslipp til sjø ... 31
8.1 Brønnoperasjoner ... 31
8.1.1 Sporstoff - reservoarstyring... 31
8.2 Klargjøring av rørledninger ... 32
8.3 Oppstart ... 32
8.4 Drift ... 33
8.4.2 Produsert sand... 34
8.4.3 Drenasjevann ... 34
8.4.4 Beredskapskjemikalier ... 35
8.4.5 Kjemikalier i lukkede system ... 35
8.4.6 Utslipp av olje fra sjøvannspumper ... 35
8.4.7 Radioaktive komponenter ... 36
8.4.8 Produksjonskjemikalier ... 36
9 Injeksjon av sjøvann og produsert vann ... 38
10 Planlagte utslipp til luft ... 40
10.1 Kraft og varme ... 40
10.2 Kaldfakkel, ventilering og diffuse utslipp ... 41
10.3 Fakkel ... 42
10.4 Totale utslipp til luft ... 43
11 Måling og rapportering av utslipp ... 44
11.1 Utslipp til sjø... 44
11.2 Utslipp til Luft ... 45
11.3 Akutte utslipp ... 45
12 Avfallshåndtering... 46
13 Miljøkonsekvenser av planlagte utslipp ... 46
13.1 Konsekvenser av utslipp til sjø... 46
13.2 Konsekvenser av utslipp til luft... 48
14 Miljørisiko og beredskap i forbindelse med akutte oljeutslipp ... 48
14.1 Miljørisikoanalyse... 48
14.2 Beredskapsanalyse... 49
15 System for fjernmåling ... 50
15.1 Satellittovervåking ... 50
15.2 Feltsenter ... 50
15.3 Visuell observasjon fra innretningene, fartøy og helikopter ... 51
15.4 Oljeeksportrørledning... 51
15.5 Toleransekriterier og ytelseskrav ... 52
16 Forkortelser og ordforklaringer ... 52
17 Referanser ... 53
18 Vedlegg ... 53
1 Innledning
Operatør Equinor Energy AS søker om tillatelse etter forurensningsloven til virksomhet og utslipp i forbindelse med drift og produksjon på Johan Sverdrup-feltet. Søknaden omfatter produksjonslisensene 265, 501, 501 B og 502 i midtre del av Nordsjøen. Oppstart produksjon er planlagt i siste halvdel av 2019. Forventet levetid er rundt 50 år. Fase 1 skal bygges ut med et feltsenter bestående av fire plattformer, samt tre bunnrammer.
Søknaden omhandler forbruk og utslipp av kjemikalier. Det blir gjort rede for valg av tekniske løsninger og vurdert om disse er i henhold til krav om BAT. Kapittel 3 omhandler totale omsøkte mengder, mens en fullstendig liste over kjemikalier og produktnavn er gitt i Vedlegg 1. BAT-vurderinger er gitt i kapittel 6, beskrivelser av tekniske system i kapittel 7 og forventede utslipp til sjø og luft er beskrevet i henholdsvis kapittel 8 og 10. Injeksjon er beskrevet i kapittel 9. Det er vurdert at planlagte utslipp kun vil ha lokale og neglisjerbare miljøkonsekvenser. Søknaden inkluderer oppdaterte beregninger av miljørisiko og vurdering av behov for oljevernberedskap.
Produksjonsstart for neste utbyggingsfase (fase 2) er planlagt i 2022, og vil bli dekket gjennom søknad om oppdatering av gjeldende tillatelse.
Tidsavgrensede aktiviteter, samt boring er beskrevet i tidligere søknader. En oversikt over eksisterende tillatelser er vist i Tabell 1-1. Søknader til behandling er vist i Tabell 1-2. Det er ønskelig at Johan Sverdrup i fremtiden har én rammetillatelse å forholde seg til.
Tabell 1-1. Eksisterende tillatelser for Johan Sverdrup.
Tittel Dato
Produksjonsboring 15.10.18
Tillatelse til utslipp i forbindelse med klargjøring av eksportrør for operasjon 20.06.18 Tillatelse til utslipp ved tilkopling av Johan Sverdrup gassrør 09.04.18 Tillatelse til utslipp til sjø/kjemikaliebruk i installasjonsfasen 06.03.18 Tillatelse til mudring, legging av motvekter og av stein som støttefyllinger og til å
installere eksportrørledningene for olje og gass 28.02.17
Tillatelse til utslipp i forbindelse med installasjon av plattformunderstell og
vanninjeksjonsrør 20.01.17
Tillatelse til utslipp til sjø av kaks fra produksjonsboring 21.12.16 Unntak fra krav om HOCNF ifm. produksjonsboring på Johan Sverdrup-feltet 23.05.16 Endret tillatelse med utvidelse av 5 brønner
Endret tillatelse som følge av klage
Tillatelse for produksjonsboring – 21 brønner
12.10.16 26.01.16 10.12.15
Tabell 1-2. Søknader under behandling (januar 2019).
Tittel Sendt Kommentar
Tillatelse til drift og produksjon etter forurensningsloven Denne søknaden
Søknad sjøvannspumper 15.5.2018 Til behandling
Polymerpilot (forbruk kjemikalier og mulige utslipp til sjø) 19.1.2018 Avventer PUD-
behandling, satt på vent
2 Aktiviteter som omfattes av søknaden
Omsøkte aktiviteter for Johan Sverdrup-feltet:
• produksjon og eksport
• varmegenerering
• kraftproduksjon; essensiell generator, nødgenerator og dieseldrevne brannvannspumper
• nødvendig fakling
• normal drift og vedlikehold
3 Omsøkte mengder
En fullstendig liste med produktnavn, kjemikalieforbruk og forventede utslipp til sjø er vist i Vedlegg 1a og 1b.
En nærmere beskrivelse av planlagte utslipp er gitt i kapittel 8. Miljøvurderinger av valgte produkter er gitt i Vedlegg 2. I det følgende gis en oppsummering av omsøkte kjemikalier fordelt på de ulike fargekategoriene.
3.1 Forbruk og utslipp av kjemikalier
Omsøkte årlige mengder kjemikalier med forbruk og utslipp til sjø er kategorisert i henhold til aktivitets- forskriften § 63. En kort oversikt er gitt under:
• Grønn: Kjemikalier på PLONOR-listen (utgjør liten eller ingen risiko for miljøet)
• Gul (100): er kjemikalier som ikke er omfattet av svart, rød eller grønn kategori. Dersom målt bionedbrytbarhet er mellom 20 og 60 %, skal de klassifiseres i følgende underkategorier:
- underkategori 1 (101, Y1) dersom nedbrytningsproduktene forventes å brytes ned fullstendig - underkategori 2 (102, Y2) dersom nedbrytningsstoffet forventes å bionedbrytes til stoff som ville
falle i rød kategori dersom det var omfattet av krav til kategorisering, dvs. ikke farlig og ikke- nedbrytbar.
- underkategori 3 (103, Y3) dersom nedbrytningsproduktet forventes å brytes ned til stoff som kan være miljøfarlig, dvs. svart.
- Underkategori 104 er harmløse syrer og baser som nøytraliseres i sjøvann.
• Rød: Kjemikalier som skal prioriteres erstattet.
• Svart: Kjemikalier som det kun unntaksvis gis utslippstillatelse for.
Kategoriene 0 til 205 hentes fra inndelingene gitt i NEMS-databasen og reflekterer miljøfareklassene gitt i aktivitetsforskriften. Equinor regner kategori 100, 101 og 104 som akseptable gule og miljøvennlige. Kategori 102 er lite nedbrytbar, men ikke giftig og regnes som rød i substitusjonsvurderinger. Y3 er lite nedbrytbare og giftige og i praksis å regne som svarte. En oppsummering av forventet årlig forbruk og utslipp til sjø er vist i Tabell 3-1 og Tabell 3-2. Merk at produksjonskjemikalier er inkludert hjelpekjemikalier o.a.
Tabell 3-1. Omsøkte mengder kjemikalier for årlig forbruk og utslipp fordelt på kategoriene grønn, gul og gul Y1. Alle mengder er oppgitt i kg.
Tabell 3-2. Omsøkte mengder kjemikalier for årlig forbruk og utslipp fordelt på kategoriene gul Y2, rød og svart. Alle mengder er oppgitt i kg.
* Antatt utslipp som følge av lekkasje av smøre- og isoleringsolje fra sjøvannspumper. Basert på 29 % injeksjon av sjøvann.
3.2 Kjemikalier i lukkede system
Det er ikke forventet forbruk av kjemikalier i lukkede system over 3000 kg/år. Mengder ved første fylling som overstiger 3000 kg er vist i Tabell 3-3.
Tabell 3-3. Mengder ved første påfylling over 3000 kg. Oppgitt i kg.
Bruksområde
Svart Forbruk Utslipp Hydraulikkolje lukket system 4 000 0
3.3 Andre utslipp til sjø
Produsert vann vil re-injiseres til reservoaret som trykkstøtte. Beregnet oppetid på injeksjonsanlegget er 98 %.
Det er dermed antatt at 2 % av årlig volum produsert vann vil bli sluppet til sjø. Maksimalt utslipp av dispergert olje i produsert vann for fase 1 er estimert til 6 000 kg per år. Utslipp av olje fra renset drenasjevann er antatt å bli maksimum 500 kg per år.
Bruksområde
Grønn Gul + Y1
Forbruk Utslipp Forbruk Utslipp
Produksjonskjemikalier 1 010 120 37 800 751 130 7 050
Bruksområde
Gul Y2 Rød Svart*
Forbruk Utslipp Forbruk Utslipp Forbruk Utslipp
Produksjonskjemikalier 5 080 1 250 51 320 80 670 480
Bore- og brønnkjemikalier 0 0 4,4 3,5 9,9 0
Produsert sand med oljeinnhold under 10 gram per kilo tørr masse kan bli sluppet til sjø (ref. aktivitets- forskriften § 68). Det er antatt at sandproduksjonen kan komme opp i 13 tonn per år. Maksimalt utslipp av olje som følger med produsert sand vil da bli ca. 130 kg/år.
3.4 Utslipp til luft
Forventede årlige mengder som slippes til luft fra Johan Sverdrup feltsenter er vist i Tabell 3-4. Estimatene er for perioden 2020 til 2030. For en mer detaljer vises det til kapittel 10.
Tabell 3-4. Forventede utslipp til luft fra Johan Sverdrup-feltet i tonn per år
CO2 NOx CH4 nmVOC SOx
Minimum 15 750 21 260 190 0,3
Maksimum 32 000 46 310 225 1,8
Gjennomsnitt 23 730 29 290 210 0,7
4 Generell informasjon
4.1 Feltbeskrivelse
Johan Sverdrup ligger på Utsirahøyden i midtre del av Nordsjøen, ca. 65 kilometer nordøst for Sleipner-feltet og ca. 160 km vest for Stavanger (Figur 4-1
). Vanndybden i området er 110-120 meter. Feltet ble påvist i 2010, og plan for utbygging og drift (PUD) for fase 1 ble godkjent i 2015.
Figur 4-1. Lokalisering av Johans Sverdrup-feltet.
4.2 Lisensforhold
PL265 ble tildelt 27.4.2001 som en del av Nordsjøtildelingene i 2000 (NST 2000). Lisensen omfatter pr. i dag del av blokk 16/2. PL501 ble tildelt 23.1.2009 som en del av Tildeling i forhåndsdefinerte områder i 2008 (TFO 2008). Lisensen omfatter deler av blokkene 16/2, 16/3, 16/5 og 16/6. PL501B ble tildelt 4.2.2011 som en del av Tildeling i forhåndsdefinerte områder i 2010 (TFO 2010). Lisensen omfatter deler av blokkene 16/3 og 16/6.
PL502 ble tildelt 23.1.2009 som en del av Tildeling i forhåndsdefinerte områder i 2008 (TFO 2008). Lisensen omfatter del av blokk 16/5. En oversikt over rettighetshaverne er gitt i Tabell 4-1.
Tabell 4-1. Rettighetshavere Johan Sverdrup Unit.
Rettighetshaver Andel (%)
Equinor Energy AS (operatør) 40,03
Lundin Norway AS 22,60
Petoro AS 17,36
Aker BP ASA 11,57
Total E&P Norge AS 8,44
4.3 Utbyggingsløsning og produksjonsperiode
Feltet skal bygges ut i flere faser. Utbyggingen av første fase omfatter et feltsenter med fire plattformer; bolig- plattform, prosessplattform, boreplattform og stigerørsplattform. Plattformene vil bli knyttet sammen med broer.
I tillegg vil det bli etablert tre bunnrammer for injeksjon av produsert vann og sjøvann. Eksport av olje og gass vil gå gjennom rørledninger til henholdsvis Mongstad og Kårstø. Valgt kraftløsning for feltet er import av strøm
fra land. Prosesskapasiteten i fase I vil være 70 000 Sm3 olje og 6 millioner Sm3 gass per dag. Feltet ventes å ha en levetid på ca. 50 år. En illustrasjon av fase 1-utbyggningen er vist i Figur 4-2.
Figur 4-2. Oversikt Johan Sverdrup fase 1 med fire plattformer og tre bunnrammer. Vanninjeksjonsrørene er markert gule, oljeeksportrøret grønt og gasseksportrøret rødt.
4.4 Reserver og reservoar
Samlede utvinnbare petroleumsressurser for Johan Sverdrup-feltet er anslått til mellom 2,2 og 3,2 milliarder fat oljeekvivalenter, herav ca. 95 % olje og ca. 5 % rikgass.
4.5 Kontaktperson
Myndighetskontakt for Johan Sverdrup-prosjektet er Kari Stokke Tlf. 975 45 327, e-post jsauthority@equinor.com
5 Miljøforhold i området
Nedenfor er det gitt en kort beskrivelse av fysiske og biologiske forhold på Johan Sverdrup-feltet. For ytterligere informasjon viser vi til konsekvensutredningen fra 2014. Hele utredningen kan lastes ned fra Equinors hjemmeside: www.equinor.com
5.1.1 Vanndybde og bunnforhold
Nordsjøen er et grunt hav sammenlignet med Norskehavet og Barentshavet. To tredje-deler av Nordsjøen er grunnere enn 100 meter. Johan Sverdrup er lokalisert i den midtre delen av Nordsjøen med vanndybder på 110 til 120 meter.
Sedimentene ved Johan Sverdrup er i hovedsak karakterisert som veldig fin sand. Innholdet av silt og leire varierer fra 4,6 - 10,4 %. Det ble gjennomført grunnlagsundersøkelser på Johan Sverdrup i 2015 (Region II).
5.1.2 Vind- og strømforhold, temperatur og salinitet
Området preges av sørgående vannmasser i vest og kyst-strømmen i øst.
Nordsjøen og Skagerak er møtested for atlanterhavsvann og ferskvann. De viktigste årsakene til variasjoner i vannmassene er endringer i innstrømning av atlantisk vann, vindforhold, varmeutveksling med atmosfæren og ferskvannstilførsel. Vannmassene i Nordsjøen strømmer for det meste mot klokken, svinger innom Skagerak og fortsetter så nordover som en del av Den norske kyststrømmen. Om vinteren er vertikalblandingen stor i de fleste delene av området og forskjellen er liten mellom vannlagene. Om sommeren skaper oppvarmingen av de øvre vannlagene et klart temperatursprang i 20-50 meters dyp. Det kan være stor variasjon i strømmønsteret avhengig av vindstyrke og -retning. Variasjonene i strømmene har effekt på økosystemet i Nordsjøen.
Dominerende vindretning er fra sør og sørvest om vinteren, med økende innslag av nordlige vinder i sommer- halvåret. Om vinteren kan vindhastigheten komme opp i 30 m/s eller mer. Gjennomsnittlig vindhastighet er ca.
9 m/s.
5.1.3 Bunndyrsamfunn
Grunnlagsundersøkelsene fra 2015 viser at Johan Sverdrup-feltet har et sunt og uforstyrret bunndyrsamfunn dominert av flerbørstemark og slangestjerner. Det ble også foretatt undersøkelser i mai 2018. Resultat fra disse vil foreligge i april 2019.
5.1.4 Plankton
Viktige planteplankton i området er grønnalger, kiselalger og dinoflagellater. Primærproduksjonen av plante- planktonet foregår i de øverste 30-50 meter av vannmassene, og er størst under våroppblomstringen i mars/april, med mindre topp under høstoppblomstringen i september/oktober. Dyreplanktonet i Nordsjøen domineres av hoppekreps, hvorav raudåte er den vanligste arten. De største mengdene med raudåte er i de øvre vannlag og opptrer fra mars og utover. I mai kan hoppekreps utgjøre 80-90 % av dyreplanktonets bio- masse, og er den viktigste arten for dyreplanktonspisende fisk i denne delen av Nordsjøen. I august vil bestanden av raudåte minke, og i oktober er den nesten forsvunnet helt.
5.1.5 Fiskeressurser
Nordsjøen er kjent som et fiskerikt havområde. Noen av de store fiskebestandene er under "føre var"-grensen for gytebestandens størrelse (sei og tobis på noen av feltene i Nordsjøen), blant annet som følge av høy beskatning. Torsk er under kritisk nivå, mens bestandene av øyepål, nordsjøsild, makrell, kolmule og rødspette er større enn "føre var"- grensen for gytebestandens størrelse.
Sei, makrell, sild, torsk og reke er de viktigste kommersielle artene med tanke på konsum i Nordsjøen. Andre
produksjon av fiskemel og fiskeolje, som i sin tur benyttes i fôr til oppdrettsnæringen. Artene som er nevnt ovenfor er viktige både for økonomisk verdiskapning og som bestander i økosystemet.
Det er ikke kjent at det finnes noen spesielt sårbare gyte- eller oppvekstområder ved eller rundt Johan Sverdrup-feltet.
5.1.6 Sjøfugl og sjøpattedyr
Nordsjøen er et viktig område for sjøfugl, som generelt oppholder seg tett ved kyststripa og i de sentrale deler av Nordsjøen gjennom hele året. Det finnes sjøfugl spredt over store deler av Nordsjøen i myteperioden (juli - oktober), men også i vinterhalvåret er overvintringsbestanden av lomvi spredt over store deler av året.
Sjøpattedyr i influensområdet inkluderer sel og hval. Både havert og steinkobbe, som er selarter, finnes her.
Det er også observert hvalarter i området. Noen av artene har fast tilhold her, men flertallet er mer sporadiske gjester i norske farvann. Nise og spekkhogger er de mest kystnære artene.
5.1.7 Særlig verdifulle og sårbare områder
Johan Sverdrup-feltet er lokalisert i god avstand til de mest sårbare områdene (gyteområder for tobis). De nærmeste områdene som er markert er gyteområder for hhv. torsk og makrell (område 12). Dette er arter som gyter i de frie vannmassene, og over relativt store områder. Av den grunn er de ikke sårbare i samme grad som for eksempel gyteområder for tobis. En oversikt over særlig viktige områder i Nordsjøen er vist i Figur 5-1.
Figur 5-1. Særlig verdifulle områder i Nordsjøen. Plasseringen av Johan Sverdrup er antydet med stjerne.
6 Bruk av BAT i tekniske løsninger
I henhold til Industriutslippsdirektivet stilles det krav til at energien utnyttes effektivt og at beste tilgjengelige teknikker (Best available techniques - BAT) tas i bruk for å forebygge og begrense forurensing. Krav om vurderinger av BAT er også nedfelt i selskapets interne prosedyrer, og er således gjennomført og lagt til grunn ved valg av konsept og teknologi. De viktigste BAT-vurderingene for fase 1 er presentert under.
6.1 Energiproduksjon og energieffektivitet
6.1.1 Kraftgenerering og kraftforsyning
Johan Sverdrup vil bli drevet med kraft fra land fra oppstart og ut feltets levetid. I forbindelse med neste utbyggingsfase blir det også etablert overføringskapasitet som dekker framtidig behov for landkraft både for Johan Sverdrup og for de andre tre feltene på Utsirahøyden.
Nødkraft og essensiell kraft til bruk ved eventuelt bortfall av elektrisitetsforsyningen blir dekket av tre diesel- drevne aggregat (nødkraft) og én diesel-drevet turbin (essensiellkraft). Det vil også bli installert dieselmotorer for drift av brannvannspumpene. Turbinen for essensiellkraft er av konvensjonell type uten lav-NOx-teknologi.
Valgte energiløsninger gir minimale utslipp og miljøvirkninger på Johan Sverdrup-feltet. Eventuelle negative miljøpåvirkninger knyttet til kraftproduksjonen på land ligger utenfor rammene til denne søknaden.
6.1.2 Oppvarming
Kjølesystemet er en kilde til varme, og det er vurdert at rundt 50 MW varme kan hentes ut fra kjølemediet.
Mesteparten av denne varmen går til oppvarming av sjøvann som delvis injiseres i reservoaret som trykkstøtte og delvis slippes til sjø. Det vil bli overført overskuddsvarme til boligkvarteret, og det er her antatt en
besparelse av oppvarmingsbehovet tilsvarende 16-20 GWh/år. Varmebehov i prosessen som ikke kan dekkes gjennom varmegjenvinning skal tilføres fra gassfyrte kjeler (varmere) med en total installert kapasitet på 31,5 MW (3 x 50 %). Forventet virkningsgrad under normal drift er 88,9 %.
Gassfyrte kjeler kontra elektrisk oppvarming
Gassfyrte kjeler (varmere) er valgt for første utbyggingsfase. Det er vurdert at disse oppfyller kravene til energieffektivitet og BAT.
Det er gjort en vurdering av elektrisk oppvarming som alternativ til gassfyrte kjeler. Vurderingen viser at gassfyrte kjeler har lavere investerings- og driftskostnader enn elektriske kjeler. De gir dessuten en bedre energiutnyttelse enn elektriske kjeler. Gassfyrte kjeler representerer velkjent og utprøvd teknologi innenfor oppvarmingsbehovet til Johan Sverdrup Fase 1 (16-20 MW), mens elektriske kjeler typisk benyttes for å generere prosessvarme i området opp til 2-3 MW.
Fordelen med elektriske kjeler er at de veier mindre og tar noe mindre plass. Dessuten vil en ved bruk av elektriske kjeler unngå utslipp av CO2 og NOX offshore.
Lav-NOx kontra ultra lav-NOx
De gassfyrte kjelene på Johan Sverdrup er utstyrte med lav-NOx-teknologi, som etter selskapets vurdering oppfyller EU-kravene til BAT. Det finnes teknologier for å redusere NOx-utslipp ytterligere, men disse anses ikke som anvendbare offshore. Det skyldes først og fremst at disse teknologiene forutsetter plasskrevende ekstrautstyr, eller at de er svært krevende å operere på en sikker måte i situasjoner der sammensetningen av brenngassen varierer, slik den normalt vil gjøre på et offshorefelt.
NOx-konsentrasjon i røykgassen er forventet å være 190 mg/Nm3. Under prosjekteringen ble det antatt at Johan Sverdrup kunne kjøpe og installere brennere med NOx-konsentrasjon i avgassen på rundt 100 mg/Nm3. Under tilbuds- og innkjøpsrunden ble det imidlertid klart at utfordringene knyttet til installasjon og bruk av det som betegnes som ultra lav-NOx-brennere var større enn tidligere antatt. Disse brennerne er mer komplekse i design og drift, og det ble vurdert at risikoen for driftsforstyrrelser og påfølgende vedlikeholdsbehov ikke var forenelig med bruk offshore.
6.1.3 Energistyring
Johan Sverdrup har tekniske løsninger som minimerer energibruk og maksimerer energieffektivitet. Energire- duserende og utslippsreduserende tiltak har vært en integrert del av konseptvalg og design:
• Energianalyser for å øke energieffektiviteten til prosessanlegget
• Variabel hastighetsstyring på større elektriske motorer, tilsvarende 85 % av total motorlast
• Gjenvinning av overskuddsvarme
• Ekstra varmebehov til prosess dekkes av energieffektive gasskjeler med lav-NOx-brennere
Under drift vil operatøren ha system for energiledelse med kontinuerlig, systematisk og målrettet vurdering av tiltak som kan iverksettes for å oppnå en mest mulig energieffektiv produksjon og drift. Energiledelsessystemet skal følge prinsippene og metodene angitt i norsk standard for energiledelse NS ISO 50001. Det vil også utvikles en faklingsstrategi.
6.2 Fakling og kaldventilering
Utslipp av gass gjennom fakkel vil skje ved oppstart, driftsavbrudd, vedlikehold og nedstengning. Fakkelgassen antennes da automatisk, enten med pilotbrennere eller ved hjelp av et ballistisk tenningssystem. En nærmere beskrivelse av fakkelsystemene på feltsenteret er gitt i kapittel 7.15.
Det er lagt vekt på å ha en prosessdesign som minimerer fakling av gass. De viktigste tiltakene er:
• Lukket høytrykksfakkel med gjenvinning på prosessplattformen (P1).
• Renseanlegget for produsert vann er designet for høyt trykk, slik at gass føres til høytrykksfakkel og gjenvinnes der.
• 2 x 100 % konfigurasjon av re-kompressor for å unngå ekstra fakling når re-kompressoren faller ut.
• Gass fra gasseksportrørledningen kan brukes til opptrykking av anlegget og igangkjøring av
kompressorene. Dette gjør det mulig med oppstart etter driftsavbrudd med minimalt behov for fakling.
6.2.1 Høytrykksfakkel P1
Høytrykksfakkelen på produksjonsplattformen er lukket med gjenvinning. Det vil derfor ikke være utslipp fra denne under normal drift.
6.2.2 Lavtrykksfakkel P1
Lavtrykksfakkelen er åpen mot atmosfære. Kildene til fakkelen er minimert, og hvor mulig er disse ført til høytrykksfakkelen. Eneste kontinuerlige kilde er ventilering fra kompressortetningene, se kapittel 6.2.5.
6.2.3 Fakkel DP og RP
På boreplattformen (DP) og stigerørsplattformen (RP) er det valgt åpne fakkelsystem. Det er ikke kontinuerlige kilder til disse faklene, men utslipp av mindre mengder gass vil forekomme fra testing av barriereventiler i brønnene og fra lekkasjer gjennom stengte ventiler.
Ventilene i systemet skal i utgangspunktet være tette, men noe lekkasje kan likevel forventes. Under modning av designet ble det identifisert et høyt antall ventiler, og det ble vurdert at lekkasjeratene ut av faklene på stige- rørsplattformen kunne bli høyere enn det som var lagt til grunn ved konseptvalg. Selskapet valgte derfor å gjennomføre studier for å se på muligheter for gjenvinning av gass ved å lukke faklene og føre gassen til prosessplattformen. Muligheter for gjenvinning av gass og vurdering av fordeler og ulemper ved tiltakene har blitt gjennomført to ganger, først gang under forprosjekteringen av fase 1 i 2014 og andre gang under for- prosjekteringen av fase 2 i 2017. Begge gangene ble det konkludert med at kostnadene med å lukke faklene og gjenvinne gassen var for høye i forhold til forventede utslipp.
Gjenvinning av fakkelgass kan gjøres ved å lukke fakkelen, installere hurtigåpnende ventiler og system for tilbakeføring av gass til prosessen. En prinsippskisse for gjenvinning av fakkelgass er vist i Figur 6-1. Siden stigerørsplattformen er plassert et godt stykke fra prosessplattformen er det utfordrende å tilbakeføre gjen- vunnet gass til gassrekompresjon.
Figur 6-1. Skjematisk fremstilling av system for lukking og gjenvinning av fakkelgass.
Vurdering av fakkelgjenvinning under forprosjektering fase 1
Under forprosjekteringen i fase 1 ble det identifisert tre mulige tiltak for å tilbakeføre gassen fra faklene på stigerørsplattformen til prosessplattformen:
1. Elektrisk kompressor som trykker opp gassen og presser denne over til P1.
2. Ejektor som utnytter eksisterende gasstrykk i eksportgass-systemet.
3. Flytende løsning hvor man trykksetter fakkelsystemet noe, slik at gjenvunnet gass kan strømme over til P1 uten ekstra trykkstøtte.
Alternativ 1 ble identifisert som det mest realistiske alternativet, og var noe mindre kostnadskrevende enn alternativ 2. Alternativ 3 var den mest kostnadseffektive løsningen, men kunne ikke implementeres fordi trykk- økningen ville ført til et for høyt risikonivå på boreplattformen.
Som følge av stor usikkerhet i utslippsestimatene som ble laget under fase 1 ble det besluttet å ikke lukke faklene, men å legge til rette for mulig fremtidig lukking og gjenvinning dersom faktiske utslipp ble høyere enn forventet.
Vurdering av fakkelgjenvinning under forprosjektering fase 2
Fase 2 innebærer installasjon av en ny prosessplattform (P2) ved siden av stigerørsplattformen. Under for- prosjektering til fase 2 studerte man derfor mulighetene for å føre gjenvunnet gass til P2 istedenfor P1. Det ble konkludert med at en flytende løsning med gass til re-kompresjon P2 var gjennomførbar og kostnadseffektiv for P2. Dessverre var nå stigerørsplattformen under konstruksjon og eventuelle endringer på denne måtte gjøres offshore. Dette fordyret tiltaket betydelig og medførte at lukking av faklene ble for kostbart i forhold til
forventede utslippsreduksjoner.
Estimerte utslipp og kostnader
Estimerte utslipp og kostnader som ble lagt til grunn for vurderingene knyttet til mulig lukking og gjenvinning av faklene på stigerørsplattformen er vist i Tabell 6-1. Utslippsestimatene er gjort for full feltutbygging, dvs. full eksportkapasitet og inkludert en ekstra prosessplattform. Forventede utslipp ble redusert fra første til andre gjennomgang som følge av mer konkret kunnskap om brønntesting og antall ventiler.
Tabell 6-1. Estimerte utslipp av naturgass fra DP- og RP-faklene og kostnader knyttet til lukking og gjenvinning. Tiltakskost beregnet med 8 % avskrivning (5 % vist i parentes).
Tidspunkt for
vurderingen Utslipp
(Sm3/år) Utslipp
(tonn CO2e/år) Investeringskost
(MNOK) Tiltakskost
(NOK/tonn CO2e)
Fase 1 930 000 12 000 105 (2014) 2487 (1349)
Fase 2 310 000 4000 160 (2017) 4500 (3060)
6.2.4 Kaldventilering
Atmosfærisk vent skal sørge for en sikker ventilering av hydrokarbonholdige gasser fra prosessutstyr. De generelle kildene til dette systemet er ventilering fra lukket avløpstanker, analyse/prøvetakingssteder og tetningssystemer. Gassene som går til atmosfærisk vent skal ha lavt hydrokarboninnhold og kan ikke brennes.
6.2.5 Avgassing fra kompressortetninger
Gjenvinning av gass fra primære kompressortetninger har vært vurdert, men funnet utfordrende pga. oksygen- innholdet i tetningsgassen. Det kan ikke tillates oksygen inn i prosess-systemet da dette medfører stor fare for korrosjon med påfølgende risiko for alvorlige uhell. Oksygenet følger med nitrogengassen som brukes i sekundære tetninger (se Figur 6-2, øverst).
For å unngå oksygenforurensning og dermed kunne rute tetningsgassen til høytrykksfakkel, ble det sett på et alternativ med å stenge tilførselen av nitrogen til sekundære tetninger (se Figur 6-2, nederst). Dette alternativet ble imidlertid forkastet fordi det medførte utfordringer med å detektere skader på sekundære tetninger og på grunn av økt sannsynlighet for kompressorstans med påfølgende driftsproblemer og utslipp. Tetningsgassen sendes derfor til lavtrykksfakkel under normal drift og til atmosfærisk vent ved nedstenging.
Figur 6-2. Standard konfigurasjon av system for tetningsgass (Figure 3) og alternativ konfigurasjon, hvor nitrogentilførselen til sekundære tetninger er stengt av for å unngå forurensning av oksygen (Fgure 4).
Hentet fra "P1 BAT Assessment report" utarbeidet av Aker Solutions i 2015.
6.3 Strippegass fra TEG-regenerering
Trietylenglykol (TEG) brukes som absorbsjonsmiddel for reduksjon av vann i eksportgassen. Strippegass i form av brenngass brukes for å fjerne rester av vann i TEG-løsningen. Under normal drift vil strippegassen bli rutet til høytrykksfakkelen på P1 via en injektor. Dette minimerer utslipp og er ansett som BAT.
6.3.1 Avgassing fra produsert vann
Avgassing fra produsert vann-systemet er rutet tilbake til prosessen via 3. trinns separator. Løsningen er ansett som BAT.
6.4 Produsert vann
Produsert vann er vann som følger med olje og gass fra reservoaret. Det består både av naturlig vann fra formasjonene og vann som er injisert for å øke utvinningen. Produsert vann vil også inneholde rester av produksjonskjemikalier.
For å minimere utslipp og begrense negative effekter har følgende tiltak vært vurdert:
• Minimering av vannproduksjonen
• Reinjeksjon til reservoaret for å opprettholde trykket.
• Injeksjon til en annen geologisk formasjon.
• Behandling med rensning og utslipp til sjø.
Minimering av vannproduksjonen
Brønnene på Johan Sverdrup er designet for å maksimere produksjon av olje og minimere produksjon av vann.
Det er i tillegg planlagt å styre dreneringen av reservoaret slik at vannproduksjonen utsettes så lenge som mulig.
Reinjeksjon for å opprettholde trykket
Dreneringsstrategien innebærer injeksjon av vann til trykkstøtte. For å minimere utslipp til sjø har prosjektet valgt å reinjisere produsert vann til reservoaret. Det produserte vannet skal gjennom en grundig renseprosess før reinjeksjon for å redusere negative effekter på injektiviteten.
Injeksjon til annen geologisk formasjon
Injeksjon til andre formasjoner har også vært vurdert, men valgt bort. Se punkt over.
Rensing og utslipp til sjø
Som følge av svært store vannmengder har selskapet vurdert rensing og utslipp som en lite ønskelig løsning for Johan Sverdrup-feltet. Utslipp til sjø vil likevel kun forekomme ved driftsforstyrrelser på injeksjonsanlegget.
Produsert vann går gjennom en tretrinns renseprosess før injeksjon/utslipp til sjø: hydrosykloner, kompakte flotasjonsceller (CFU) og avgassingstank. Rensesystemet er designet for best mulig fjerning av dispergert olje og sand. Dette inkluderer blant annet følgende tiltak:
• Design- og driftsparametere i separatorene som gir mulighet for overvåking og optimal styring av systemet.
• Høy fleksibilitet med flere parallelle enheter (hydrosykloner (HC) og kompakt flotasjons-enheter (CFU- er) som gir mulighet for å håndtere store spenn i vannproduksjon og opprettholde maksimal
renseeffekt.
• Bruk av siste utvikling i CFU-teknologi med flere trinn og prosesskontroll.
• Separat behandling av rejektvæske, noe som er forventet å gi høyere renseeffekt og mindre drifts- forstyrrelser.
• Minimalisert pumping og resirkulering av vannstrømmer i systemet for å redusere problem knyttet til skjærkrefter og emulsjonsdannelse.
• Bruk av lavskjær-pumper for å begrense oppdeling av oljedråper.
• Mulighet for optimalisering av kjemikaliedosering på alle rensetrinn.
• Kontroll og rensing av vann fra jetting.
• Høy grad av redundans på teknisk utstyr som gir mulighet for tilnærmet 100 % oppetid.
• Løsninger som skal minimalisere behov for vedlikehold og potensielle driftsforstyrrelser (eks.
inspeksjon, automatisk spyling, materialvalg).
Målet er å oppnå verdier ned mot 10-15 mg/l olje i vann. Skulle det oppstå problemer med injeksjonsanlegget, vil vannet som slippes ut derfor ha et lavt oljeinnhold. Det er en viss usikkerhet knyttet til om så lav rensegrad kan oppnås i de første driftsårene med lav vannproduksjon. Usikkerhetene er i hovedsak knyttet til oljekvalitet, driftsforstyrrelser de første driftsårene, hyppige brønnoppstarter og innkjøring av anlegg.
Selskapet vil til enhver tid ha fokus på optimalisering av produsert vann-systemet for å oppnå best mulig rensegrad, uavhengig av om det injiseres til reservoar eller slippes til sjø. Fra et reservoarsynspunkt er høy kvalitet på vannrensing svært viktig.
Det er satt et mål om 98 % regularitet på vanninjeksjon. Ved eventuell pumpestans skal sjøvannsinjeksjonen vike slik at injeksjon av produsert vann opprettholdes. I tillegg vil det være relativt mange vanninjeksjons- brønner tilgjengelig. Det innebærer at brønnutilgjengelighet ikke forventes å påvirke injeksjonsregulariteten.
Det er selskapets oppfatning at de valgte tiltakene for å håndtere produsert vann er i henhold til beste praksis og BAT. En teknisk beskrivelse av systemet for rensing av produsert vann er gitt i kapittel 7.7.
6.5 Kontrollvæske bunnrammer
På bunnrammene er det valgt åpne system for kontrollvæske. Etter operatørens oppfatning er dette per i dag i henhold til BAT.
Kontrollvæsker til aktuering av ventiler kan deles i to hovedkategorier; vannbaserte kontrollvæsker til bruk i åpne systemer og oljebaserte kontrollvæsker til bruk i lukkede systemer. Vannbaserte væsker inneholder ca.
10 % gule tilsetningskjemikalier. Resten av produktet er hovedsakelig vann og glykol (grønne komponenter) og i noen tilfeller fargestoff. Mengden som slippes ut ved ventilreguleringer og internt forbruk fra kontrollenheten er begrenset. Kjemikaliene er vannløselige og lite giftige. De vil ikke akkumulere eller gi akutte effekter i nær- området. I lukkede system blir det brukt kontrollvæsker hvor hovedbestanddelen er en syntetisk olje basert på bl.a. alfa olefiner. Disse oljene er lett nedbrytbare, lite giftige og bidrar ikke til akkumulering i marine nærings- kjeder. Oljebaserte væsker består av 100 % gule komponenter.
Både åpne og lukkede hydraulikksystemer er designet for forbruk av kontrollvæske ved alle ventiloperasjoner, herav planlagte og ikke planlagte operasjoner. Erfaring viser at det slippes ut ca. 10 ganger mer fra åpne systemer fylt med vannbasert væske enn fra lukkede systemer som er fylt med oljebaserte væske. Dersom man ser på andelen av gule kjemikalier i henholdsvis åpne (vannbaserte væsker) og lukkede (olje baserte væsker) systemer er forholdet derimot 1:10. Utslippene av gule komponenter fra åpne og lukkede systemer er derfor i samme størrelsesorden, og det er ikke grunnlag fra et miljøfaglig ståsted å skille mellom åpne og lukkede system slik de fremstår på de fleste anleggene vi har i drift i dag.
De vannbaserte kontrollvæskene som skal tas i bruk er i miljøkategori gul Y2, hvilket innebærer at disse væskene ikke bør slippes ut til miljøet. Det pågår et arbeid med vurdering og kvalifisering av løsninger med elektriske aktuatorer i stedet for hydrauliske. Bruk av elektriske aktuatorer vil begrense og etter hvert kunne eliminere utslipp fra kontrollsystemene subsea. For Johan Sverdrup fase 1 er det valgt elektriske aktuatorer på chokene og på 14 av 26 manifoldventiler. Hvor mye utslippene vil bli redusert sammenlignet med konvensjonell løsning er vanskelig å forutsi, og må følges opp under drift.
7 Systembeskrivelser for feltsenteret
Feltsenteret for fase 1 består av fire plattformer; boligplattform (LQ), prosessplattform (P1), boreplattform (DP) og stigerørsplattform (RP), ref. kapittel 4.3. I det følgende er det gitt en beskrivelse av hovedsystemene på feltsenteret. Systemnummeret er vist i parentes. Forventete utslipp til sjø og luft er beskrevet i kapittel 8 og 10.
Injeksjon av sjøvann og produsert vann til reservoaret er beskrevet i kapittel 9. Boredelen på boreplattformen (DP) er atskilt fra de andre systemene på plattformen og er derfor ikke inkludert i systembeskrivelsene under.
7.1 Hovedkraft (80)
Johan Sverdrup feltsenter forsynes med kraft fra land ved hjelp av likestrøm-overføringsteknologi (HVDC).
Vekselspenningen på land omformes til likespenning (±80 kV) på Haugsneset i Rogaland, og overføres til feltsenteret i en 200 km lang sjøkabel. På stigerørsplattformen omformes likestrømmen igjen til vekselstrøm, og distribueres til de forskjellige forbrukerne på feltsenteret. I første fase av Johan Sverdrup vil effekt- kapasiteten være 100 MW. En forenklet oversikt over krafttilførselen er vist i Figur 7-1. Forventet kraftforbruk for feltsenteret i fase 1 er opp mot 90 MW (Figur 7-2).
Figur 7-1. Forenklet oversikt for HVDC fra 300 kV på Haugsneset til 33 kV på stigerørplattformen.
Figur 7-2. Forventet kraftbehov (MW) for Fase 1. Rød strek indikerer behov ved uttak Haugsneset.
7.1.1 Miljøaspekter hovedkraft
Hovedkraftsystemet har ikke regulære utslipp til sjø eller luft.
SF6-gass brukes til isolering i komponenter med høy spenning. Den er i svart kategori på grunn av lang ned- brytningstid og sterk drivhuseffekt. Utslipp til luft skal ikke forekomme, og potensielle utslipp kan bare skje når komponenter med SF6 skiftes ut.
Transformatorene er fylt med transformatorolje Nytro 10XN. Oljen er i lukket system, og eventuelle søl og lekkasjer vil bli samlet opp og håndtert. Systemet er utstyrt med lekkasjedeteksjon. Total oljemengde er ca.
45 000 kg, hvorav 42 700 kg på RP og 2 300 kg på P1.
7.2 Essensiell kraft (83)
Essensiell kraft skal opprettholde beboelse og støtte vedlikeholdsaktiviteter på feltsenteret når hovedkraft (HVDC-systemet) ikke er tilgjengelig. Generatoren drives av en turbin av typen LM2500+ dual-fuel. Selv om turbinen i utgangspunktet er konstruert for å nyttiggjøre flere typer drivstoff, vil essensiellturbinen kun ha brenselssystem for diesel. Når turbinen sammenkobles med en elektrisk generator leverer den opptil 29 MW ved 60 Hz og har en termisk effektivitet på 38 %. Essensiell kraft er plassert på stigerørsplattformen.
I opprinnelig konsept var turbinen til essensiell generator besluttet å være en lav-NOx gassturbin. Endring til konvensjonell turbin er begrunnet med at kostnaden for lav-NOx ble betydelig dyrere enn først antatt og at en konvensjonell turbin er mer driftssikker. Ved ni dagers drift per år, som på det tidspunktet var antatt å være maksimalt brukstid, ble det beregnet at årlig utslipp av NOx ville øke fra ca. 7 til 26 tonn.
7.2.1 Miljøaspekter essensiell kraft
Turbinen forbrenner diesel og vil under bruk gi utslipp til luft i hovedsak av CO2 og NOx.
7.3 Nødkraft (84)
Nødkraft-systemet skal sikre kraftforsyning til nødsystemer på feltsenteret i en blackout, nødavstenging eller ved utkobling av hoved- eller essensiellkraft lokalt. Plattformene forsynes med nødkraft fra boligkvarteret.
Systemet har tre nøddieselgeneratorer, hver på 3,345 MVA som kan belastes til 2,66 MW. Dieselmotorene gir 2800 kW ved en omdreining på 1800 rpm.
7.3.1 Miljøaspekter nødkraft
Nødkraftmotorene forbrenner diesel og vil under bruk gi utslipp til luft i hovedsak av CO2 og NOx.
7.4 Brannvannsgeneratorer (71)
Brannvannsystemet har fem dedikerte dieselgeneratorer, to plassert på RP og tre på LQ. Dieselmotorene gir 2800 kW ved en omdreining på 1800 rpm.
7.4.1 Miljøaspekter brannvannsgeneratorer
Dieselmotorene til brannvannsgeneratorene vil under bruk gi utslipp til luft i hovedsak av CO2 og NOx.
7.5 Varmemedium (41)
Systemet for varmemedium har i oppgave å overføre varme til utvalgt prosessutstyr. Varmemediet er en blanding av TEG og vann (30/70 %) og sirkuleres i en lukket sløyfe ved hjelp av sirkulasjonspumper. Varme- mediet varmes opp av gassfyrte varmere (kjeler) med designkapasitet på 21 MW (2 varmere). Det er i alt tre varmere, hvorav én i reserve. Hver varmer kan justeres ned til 2,4 MW og ytterligere justeres ned til 0,8 MW ved manuelt å stenge av individuelle brennere. I sløyfen er det også installert en dumpekjøler som har i oppgave å fjerne overskuddsvarme ved lav belastning. Varmeren avgir 10,5 MW varme og har en innfyrt effekt på 11,8 MW. Beregnet energieffektivitet er 88,9 %.
7.5.1 Miljøaspekter varmemedium
Varmerne forbrenner gass og vil under bruk gi utslipp til luft i hovedsak av CO2.
7.6 Separasjon og stabilisering (20)
Systemet skal å ta imot brønnstrømmer og stabilisere oljen. Dette utføres for at oljen skal oppfylle gitte spesifikasjoner før den blir eksportert til Mongstad. Separasjonen skjer i tre stk. separatorer og en elektro- statisk vannutskiller. Her blir olje, gass og vann separert. Systemet har to identiske separasjonstog. I tillegg
olje per dag, 60 000 Sm3 vann per dag og 6 MSm3 gass per dag. En forenklet oversikt over systemet er gitt i Vedlegg 3.
7.6.1 Miljøaspekter separasjon og stabilisering
Systemet gir ikke direkte utslipp. Tilsatte produksjonskjemikalier vil følge oljen eller produsert vann avhengig av om de er vann- eller oljeløselige. Antatte mengder er vist i Vedlegg 1a. Produsert vann føres videre til rense- anlegget før reinjeksjon til reservoaret.
7.7 Håndtering av produsert vann (44)
Systemet for rensing av produsert vann systemet er plassert på prosessplattformen (P1) og har som hoved- oppgave å fjerne olje fra det produserte vannet. Oljeinnholdet skal være så lavt som mulig, maksimum 29 mg/liter og med mål om å komme ned til eller under 10 mg/l (målt som månedsgjennomsnitt). I tillegg skal systemet skille ut sandpartikler. Sanden skal i hovedsak sendes til land, alternativt kan den slippes til sjø når oljeinnholdet er under utslippskravet på 10 gram per kilo tørr masse (ref. aktivitetsforskriften § 68). En forenklet oversikt over produsert vann-systemet er gitt i Vedlegg 4.
For å sikre god rensing av vannet er det opptil tre rensetrinn. Den største vannmengden kommer fra 1. trinns separatorer og testseparator, og må renses i tre trinn. Vannet som kommer fra 2. trinns separatorer og elektro- statisk vannutskiller inneholder mindre olje, og renses bare to ganger. Olje som blir separert fra systemet blir pumpet tilbake til produksjonen. Anlegget har en maksimal vannkapasitet på 60 000 m3/døgn
Produsert vann fra 1.trinns separator blir rutet til hydrosyklon for å fjerne oljepartikler. Hydrosyklonpakken består av 3 stk. hydrosykloner. En hydrosyklon er et mekanisk utstyr som bruker sentrifugale krefter til å separere oljedråper fra vannet.
Vannet ut av hydrosyklonene og produsert vann fra 2.trinns separator og vannutskiller, går videre inn til en CFU-pakke for videre rensing. CFU står for Compact Flotation Unit og bruker flotasjon og mekaniske innretninger for å separere oljedråper fra det produserte vannet. CFU-pakken består av CFU-tanker.
Avgasseren er en trefase-separator som separerer gass, olje og vann. Oppstrøms avgasseren blir vannet tilført brenngass via strømningsventil og en statisk mikser. Mikseren gjør at brenngassen fordeler seg jevnt i væsken og skal sikre at det oppnås flotasjon i avgasseren.
Det rensede vannet fra avgasseren blir normalt sendt til stigerørsplattformen (RP) for der å bli injisert tilbake til reservoaret. Ved eventuelt utfall av injeksjonsanlegget, vil produsert vann bli sluppet til sjø på 17 m dyp.
Det er antatt at vannet fra 1.trinns separatorer inneholder omkring 1000 mg/l olje i vann. For å komme ned til 10 mg/l er det viktig at hvert rensetrinn fungerer optimalt. Forventet renseeffektivitet for et antatt oljeinnhold på 1000 mg/l er vist i Tabell 7-1.
Tabell 7-1. Forventet renseeffektivitet ved tretrinns rensing
Utstyr Antatt rensegrad Rensing Resultat
Hydrosyklon 90 % 90 % av 1000 mg/l 100 mg/l
CFU 80 % 80 % av 100 mg/l 20 mg/l
Avgasser 50 % 50 % av 20 mg/l 10 mg/l
Alle rejektutløp fra system 44 går inn og samles i en rejekttank som får strømmer fra:
• Hydrosyklonpakke tog 1
• Hydrosyklonpakke tog 2
• Hydrosyklonpakke testseparator
• CFU-pakke
• Avgasser
• Rejekt CFU
Rejekttanken er en trefase-separator som separerer gass, olje og vann. Separatoren består av ett innløps- kammer og ett separasjonskammer. Innløpsrøret kommer inn i innløpskammeret og ned i væskefasen. Her er det installert en syklonisk innretning som bremser farten og roer ned væsken. Væsken ledes så videre til separasjonskammeret. Dette kammeret har to perforerte plater, en dobbel og en enkel. Disse sprer væske og gass jevnt ut over tverrsnittet av separatoren. I enden av separasjonskammeret er det installert en skilleplate som skimmer oljen til eget utløp.
7.7.1 Miljøaspekter produsert vann
Renset produsert vann vil bli sluppet til sjø ved utfall av injeksjonsanlegget, antatt 2 % av driftstiden. Systemet kan også medføre utslipp til sjø av produsert sand når oljeinnholdet er under utslippskravet gitt i aktivitets- forskriften § 68. Når produsert vann slippes ut til sjø, vil trykkfallet føre til at mindre mengder oppløst hydro- karbongass i væsken frigjøres og går ut til luft.
7.8 Gassbehandling (24)
Systemet behandler gassen slik at den tilfredsstiller kravene til eksport og til brukere internt på feltet. Gassen mottas fra 3. trinns kompresjon (system 23) og leveres videre til 4. trinns kompresjon. I systemet fjernes væske (kondensat og vann) fra gassen og deretter tørkes den ved å fjerne vann. Utskilt væske ledes tilbake til system 20, separasjon og stabilisering. I systemet er det er også mulighet for fjerning av noe H2S (hydrogensulfid) ved hjelp av H2S-fjerner.
Gassen tørkes ved absorpsjon der trietylenglykol (TEG) benyttes som absorbent. Glykolen regenereres så for gjenbruk. Rik TEG (vannholdig TEG) som har absorbert vann fra gassen ledes tilbake til et regenererings- system. Gass som tas ut av TEG sendes til 1. trinns kompresjon via en gassinjektor. Dersom 1. trinns kompresjon ikke er tilgjengelig kan gassen rutes til lavtrykksfakkelen.
7.8.1 Miljøaspekter gassbehandling
7.9 Åpent avløp (56)
Åpent avløp skal samle regnvann, vaskevann, søl og brannvann fra dekk og spilltrau, og lede dette bort slik at sikkerhet, arbeidsmiljø og ytre miljø ikke settes i fare eller utsettes for unødvendig belastning. Brannvann ledes til sjø via overløpsrør direkte fra drensboksene i dekket. Øvrig drensvann ledes til spillvannstanker og renses i en rensecaisson lokalisert på P1 før det slippes til sjø. For å hindre biologisk vekst kan det tilsettes biocid i ulike deler av systemet. Forventet forbruk og utslipp er inkludert i Vedlegg 1a.
Rensecaisson
Rensecaissonen er en olje-vann-separator basert på gravitasjon. Den strekker seg fra gangveiene under kjellerdekket og ned til ca. 80 m under havoverflaten. Caissonen driftes ved atmosfærisk trykk og spyles kontinuerlig med nitrogen. Innløpene til caissonen er plassert på ulike nivåer for å hindre blanding av drenering fra eksplosjonsfarlige områder og ikke-eksplosjonsfarlige områder. Innløpsrørene med mest hydrokarboner kommer inn i toppen av caissonen for å sikre lengst mulig oppholdstid. For å øke oppholdstiden og rense- graden er caissonen utstyrt med 50 ledeplater montert i 45 graders vinkel.
Olje er lettere enn vann, og vil derfor samles i toppen av caissonen. Fjerning av oljen gjøres ved hjelp av en pumpe som styres med en manuell operasjon ca. 1 gang per uke. Separert olje blir pumpet fra caissonen til lukket avløpstank på DP.
Det er antatt at vannet inn i caissonen kan ha et innhold på 1000 mg/l OIV (olje-i-vann). Når det har blitt ledet over alle platene og hatt en total oppholdstid på 20 minutter, skal ikke vannet ha et hydrokarboninnhold på over 29 mg/l (gjennomsnitt pr. mnd.). Det vil bli tatt jevnlige prøver av utslippsvannet. For å overvåke renseeffekten kan det tas prøver fra tre forskjellige dyp i caissonen, henholdsvis 24, 74 og 77 meter under overflaten. En skisse av rensecaissonen er gitt i Vedlegg 5.
7.9.1 Miljøaspekter åpent avløp
Kjemikalie- og oljerester vil kunne følge utslippsvannet til sjø.
7.10 Lukket avløp (57)
Lukket avløp skal på en sikker måte samle opp og behandle drenering fra trykkavlastet utstyr og rør som inneholder hydrokarboner. Systemet er installert på de installasjonene som har hydrokarboninventar, dvs. P1, DP og RP. Hydrokarbonvæske fra oppsamlingstankene kan pumpes mellom de forskjellige plattformene.
Normalt sendes væsken til P1 for så å bli introdusert tilbake i prosessen, men det er også mulig å sende væsken inn i oljerørledningen fra P1 eller RP. Vann som separeres ut fra oppsamlingstanken på P1 rutes til rensecaissonen. Oppsamlingstankene spyles kontinuerlig med nitrogen. Biocid kan tilsettes etter behov.
Antatte mengder er inkludert i Vedlegg 1a.
7.10.1 Miljøaspekter lukket avløp
Oppsamlingstankene opererer under atmosfærisk trykk og er ventilert mot atmosfærisk vent. Mindre mengder hydrokarbongass og nitrogen vil derfor kunne lekke ut til luft. Tankene har overløp til sjø via system 56.
7.11 Sjøvann (50)
Sjøvannssystemet skal levere sjøvann til kjøling og hjelpesystemer. Store forbrukere er bl.a. sjøvann til vanninjeksjon, prosesskjølere, kjølere på hjelpesystem, HVAC, boreutstyr, boring og ferskvannsproduksjon.
Det er installert sjøvannspumper på boligkvarteret, prosessplattformen og stigerørsplattformen. Hver pumpe har en egen dedikert caisson og pumpeseksjonen er plassert 75 meter under havnivå (MSL). Det er i alt 5 sjøvannspumper som vil gå i kontinuerlig drift. I tillegg kommer 5 brannvannspumper som kun kjøres i forbindelse med testing eller nødsituasjon.
7.11.1 Miljøaspekter sjøvannssystemet
Johan Sverdrup har neddykkede sjøvannspumper som er fylt med olje. For å hindre at sjøvann trenger inn i maskineriet har pumpene et overtrykk. Overtrykket medfører at ca. 20 ml/time olje lekker til vannstrømmen, noe som gir en konsentrasjon på ca. 0,01 mg/liter olje i sjøvannet. Sjøvann som brukes til kjøling vil gå til sjø, mens oljerester i vann som pumpes ned i reservoaret for trykkstøtte vil forbli i reservoaret og således ikke slippes til sjø. Ved oppstart vil ca. 35 % av sjøvannet injiseres i reservoaret. Etter hvert som vannproduksjonen øker, er det forventet at denne andelen synker ned til ca. 29 %.
Oljen som brukes i sjøvannspumpene er klassifisert som svart. Leverandøren av pumpene arbeider for tiden med å kvalifisere en løsning med gul olje. Når denne løsningen er klar, vil operatøren lage en plan for å skifte til gult produkt. Etter den informasjonen vi sitter på i dag, skal dette la seg gjøre selv om feltet er satt i drift.
Sjøvannssystemet tilsettes hypokloritt fra system 47, som skal hindre begroing i utstyr og systemer.
7.12 Klorinjeksjon (47)
Klorinjeksjons brukes for å beskytte sjøvannssystemene mot biologisk vekst. Hypokloritt produseres fra sjøvann ved hjelp av elektrolyse. Det er en egen elektroklorineringspakke på hver av plattformene.
I sjøvannsystemet skal det være minimum 2,0 mg/l klor i blandingspunktet og mellom 0,3 - 0,7 mg/l på utslipps- siden. Det er ut-kravet som er viktig for å hindre begroing, og doseringen justeres for å nå dette kravet.
7.12.1 Miljøaspekter klorinjeksjon
Ved korrekt dosering vil det være en viss restmengde klor i utløpsvannet.
7.13 Ferskvann (53)
Ferskvannsystemet skal produsere, motta, lagre og distribuere ferskvann til hele Johan Sverdrup feltsenter.
Ferskvannsystemet kan deles inn i drikkevann og servicevann. Ferskvann genereres fra sjøvann ved hjelp av filtrering og omvendt osmose. Vannet tilsettes så kalk for å oppnå rett pH. Drikkevannet blir UV-behandlet før bruk. Boligkvarteret kan også bunkre ferskvann fra skip. Klor tilsettes drikkevannet etter behov.
Boreplattformen har eget servicevann, kalt borevann. Systemet er selvforsynt ved at det normalt bunkres fra skip. Ved behov kan borevannslagringstanken fylles opp med vann fra feltets system for servicevann.
7.13.1 Miljøaspekter ferskvann
Systemet kan tilsettes klor og avleiringshemmer.
7.14 Sanitæravløp (66)
Systemet samler sanitære avløp for dumping over bord. Plattformene har separate sanitærsystem og det er ingen transport mellom plattformene. Avløpscaissonene har utslippspunkt på ca. 17 meter dyp.
Matavfall fra kjøkkenet i boligkvarteret kvernes og vannes ut før det føres inn i systemet.
Sanitæravløp i boligkvarteret er dimensjonert til å håndtere 25 m3/t avløpsvann og 3 m3/t matavfall, mens samlemanifold fra verksted- og laboratorieområdet er dimensjonert til å håndtere 10 m3/t avløpsvann.
7.14.1 Miljøaspekter sanitæravløp
Sanitære avløp slipper ut kloakk og kvernet matavfall til sjø.
7.15 Fakkel og ventilering (43)
Fakkel
Hensikten med fakkelsystemene er å samle hydrokarbongasser og -væsker fra prosess- og hjelpesystemene på en sikker måte. Gassen ledes til fakkeltipp for forbrenning eller eventuelt til gjenvinning (P1). Væsker ledes videre til lukket drenering/spilloljetank. En skisse over fakkelsystemet er vist i Vedlegg 6 Fakkelsystem – forenklet oversikt.
Det er dedikerte fakkelsystem på henholdsvis prosessplattformen (P1), boreplattformen (DP) og stigerørs- plattformen (RP). Fakkelsystemet på DP er rutet til RP, hvor det ledes opp i RPs fakkeltårn. De tre plattformene har til sammen fire fakkelsystem:
• P1 har to fakkelsystem, et høytrykks- og et lavtrykksnettverk. Høytrykksnettverket består av et
varmt/vått og et kaldt/tørt nettverk. Høytrykks- og lavtrykksystemene går til hver sin væskeutskiller som er forbundet til hver sin fakkeltipp.
• Systemet på DP består kun av et høytrykksnettverk som er delt inn i et varmt/vått og et kaldt/tørt nettverk. Nettverket går til lokal væskeutskiller på DP. Denne er igjen koblet til en dedikert væskeutskiller på RP med egen fakkeltipp.
• System på RP består av et varmt/vått og et kaldt/tørt fakkelnettverk. Nettverket går til RP væskeutskiller med egen fakkel tipp.
Faklene er normalt ikke tent og tennes automatisk ved behov.
Fakkeltenning
Fakkelspissene er av typen standard rørfakkel. Hver fakkelspiss er utstyrt med tre pilotbrennere hvor brenn- gassen blir tent med tennplugger. Disse pilotene er normalt ikke tent, men tennes ved behov. Tenningen er automatisk, men kan også gjøres manuelt fra kontrollrommet eller lokalt fra panel. I tillegg er faklene utstyrt med et ballistisk tenningssystem.
Ventilering
Atmosfærisk vent benyttes for å samle opp gass og væske som ikke er brennbar fra atmosfæriske tanker.
Dette delsystemet tar imot alle kilder som ikke kan håndtere mottrykk. De generelle kildene til ventilerings- systemene er ventilering fra lukkete avløpstanker, analyse/prøvetakingssteder og tetningssystemer
(kompressorer). Atmosfærisk vent avsluttes ca. halvveis oppe i fakkelbommen på den enkelte plattform, med unntak av systemet på DP, som blir ført over broa til RP og ender halvveis oppe i fakkelbommen på RP.
7.15.1 Miljøaspekter fakkel og ventilering
Utslipp av naturgass gjennom fakkel vil skje ved oppstart, driftsavbrudd, vedlikehold og nedstengning. Fakkel- gassen antennes da automatisk. Faklene på DP og RP har ikke kontinuerlige kilder, men som følge av høyt trykk i disse systemene kan en viss lekkasje gjennom stengte ventiler ikke utelukkes. Testing av brønner gir i perioder mindre utslipp gjennom RP-fakkelen.
Ventilering gjennom kaldvent er mer eller mindre kontinuerlig, men med små mengder hydrokarbongass. Den største utslippskilden er kompressortetninger som bidrar med en blanding av nitrogen og naturgass.
7.16 Gasskompresjon (23)
Systemet for gasskompresjon og re-injeksjon har i oppgave å komprimere gass fra separatorene, gass- behandling, produsert vann-behandling og væskeutskiller høytrykksfakkel (HP Knock out drum), til nødvendig trykk for eksport og løftegass.
Gassløft er en metode som benyttes for å øke produksjonen fra en oljebrønn. Ved å injisere gass i olje vil den totale tettheten avta og en klarer å overvinne det hydrostatiske trykket (trykk som kommer av vekten til en væske). Gassinjeksjon blir brukt for å øke trykket i oljereservoarene. Når gass blir injisert i reservoaret, vil den erstatte produsert olje i reservoarporene, opprettholde reservoartrykket og fortrenge olje inn mot produksjons- brønnene.
Kompressortetninger
Kraften fra elektromotoren overføres til en aksling som driver impellerne til kompressoren. Akslingen roterer og er utstyrt med lager for å hindre friksjon og varmgang. I grensesnittet mellom lager og kompressorhus er det mulighet for lekkasje av prosessmediet (naturgass) langs akslingen og ut til atmosfæren. Det er derfor montert tetninger for å hindre denne lekkasjen.
Tetningssystemet består av såkalte tørre tetninger. Dvs. at det er tørr gass som brukes for å sikre et overtrykk fra tetningen til prosessmediet, slik at prosessmediet ikke kan lekke motsatt vei til atmosfæren. I tillegg skal den tørre gassen hindre friksjon mellom tetningsflatene. Det er frest ut spor på den roterende flaten som vil trekke inn gass mellom tetningsflatene og danne en gasspute. Her vil det være en bevisst og konstant lekkasje
lagrene trekker inn i tetningene. Kompressorene er utstyrt med tre stk. tetninger som er montert i en enhet (se Figur 6-2).
7.16.1 Miljøaspekter gasskompresjon
Kompresjon av gass krever mye energi. Lekkasjer av tetningsgass fra kompressortetninger blir ventilert til atmosfæren. Ventilert gass vil inneholde en blanding av nitrogen og hydrokarbongass.
7.17 Vanninjeksjon (29)
Vanninjeksjonssystemet brukes for å gi trykkstøtte til reservoaret og til reinjeksjon av produsert vann. Oksygen- fritt sjøvann blir levert fra system 50 og behandlet produsert vann kommer fra system 44. Oksygenfritt sjøvann med høyt trykk kan benyttes til fracking (oppsprekking) i havbunnsbrønnene.
7.17.1 Miljøaspekter vanninjeksjon
Pumpene til vanninjeksjon krever energi.
7.18 Eksportløsninger (21 og 27)
Oljeeksport (21)
Oljen distribueres og måles på prosessplattformen og eksporteres til Mongstad fra stigerørsplattformen.
Gasseksport (27)
Systemet er hovedsakelig plassert på stigerørsplattformen. Det er delt inn i eksport av gass til Kårstø og import av gass fra eksportrørledningen for opptrykking av anlegget. Noe av gassen brukes til gassinjeksjon eller gass- løft på boreplattformen, mens resterende eksporteres til Kårstø via en 18" rørledning knyttet opp mot Statpipe.
7.18.1 Miljøaspekter eksportløsninger
Eksport av olje og gass er energikrevende.
8 Planlagte utslipp til sjø
Følgende vil gi utslipp til sjø fra Johan Sverdrup feltsenter:
• Brønnoperasjoner
• Sporstoff
• Klargjøring av rørledninger
• Produsert vann
• Sjøvann
• Drenasjevann
• Sanitærvann
• Matavfall
• Kontrollvæske bunnrammer
8.1 Brønnoperasjoner
Tillatelse til brønnoperasjoner ble gitt av Miljødirektoratet 12.10.2018. Sporstoff var ikke inkludert bore- søknaden og er derfor tatt inn i foreliggende søknad, se under.
8.1.1 Sporstoff - reservoarstyring
Olje- og vannsporstoff skal tilsettes under kompletteringsfasen for å bidra til bedre reservoarforståelse. Dette gjør det mulig å overvåke produksjonen fra reservoaret i ulike stadier i feltets levetid for å:
1. beskrive resultatet av brønnopprenskningen ved å beregne fordeling av sporstoffene langs reservoarseksjonen,
2. estimere strømningsrater til de ulike sonene under produksjon og
3. lokalisere opphav til vannkilden langs reservoarseksjonen etter vanngjennombrudd.
Effektiv bruk av sporstoff krever at disse stoffene er stabile i reservoaret. Årlig forbruk og utslipp av olje- og vannsportstoff er oppsummert i Vedlegg 1b.
I listen over omsøkte kjemikalier i Tabell 8-1 er alle alternative sporstoffer listet opp. Mengdene er basert på komplettering av 11 brønner per år, og for bruk av både olje- og vannsporstoff i hver brønn. For hvert oljesystem vil det benyttes 900 g, mens for hvert vannsystem vil det benyttes 400 g. Det er per i dag ikke besluttet hvilken variant som vil benyttes, og det er dermed nødvendig å ha muligheten for alle sporstoffvariantene.
Samtlige oljesporstoffer er klassifisert som 100 % svart og samtlige vannsporstoffer er klassifisert som 100 % røde. Det antas at oljeløselige sporstoff følger oljefasen i produksjonsstrømmen, mens man forventer at 80 % av forbrukt vannløselige sporstoff vil bli tilbakeprodusert og gå til utslipp over en ti-årsperiode. Miljømessig er det ikke noen forskjell på hvilke av oljesporstoffene eller hvilke av vannsporstoffene som blir benyttet.
Equinor søker om en ramme som dekker forbruk og utslipp av olje- og vannsporstoff selv om det ikke er spesifisert de spesifikke sporstoffene som vil benyttes. Faktiske olje- og vannsporstoff vil bli rapportert i årsrapporten til Miljødirektoratet.
Tabell 8-1. Olje- og vannsporstoff som kan bli brukt på Johan Sverdrup-feltet.
Oljesporstoff
Årlig antall Oljesporstoff-
systemer
Mengde sporstoff pr
system (kg)
Årlig beregnet
mengde (kg) Miljø- klassifisering RGTO-003; RGTO-004; RGTO-005; RGTO-008;
RGTO-009; RGTO-012; RGTO-013; RGTO-014;
RGTO-015; RGTO-01-01; RGTO-01-02;
RGTO-04-01; RGTO-04-02; RGTO-10-01;
RGTO-24-01
11 0,9 9,9 Svart
Årlig mengde svart sporstoff (g) 9900
Vannsporstoff Årlig antall
Vannsporstoff -systemer
Mengde sporstoff pr
system (kg)
Årlig beregnet
mengde (kg) Miljø- klassifisering RGTW-001; RGTW-002; RGTW-003;
RGTW-004; RGTW-010; RGTW-01-01;
RGTW-01-02; RGTW-04-01; RGTW-04-02;
RGTW-10-01; RGTW-10-02; RGTW-24-01;
RGTW-24-02
11 0,4 4,4 Rød
Årlig mengde rødt sporstoff (g) 4400
8.2 Klargjøring av rørledninger
Utslipp i forbindelse med klargjøring av rørledninger offshore er dekket av eksisterende tillatelser. Det er planlagt et utslipp av sjøvann ved Mongstad ved oppstart høsten 2019. Avklaring av om dette utslippet krever tillatelse håndteres av Equinor Mongstad.
8.3 Oppstart
Væsker fra opprenskning av brønner er planlagt eksportert til Mongstad for videre behandling, og vil således ikke medføre utslipp offshore. Under opprenskning skal brønnstrømmen rutes til testseparator og direkte videre til oljeeksportsystemet, uten å gå gjennom prosessanlegget. Fast stoff som utskilles i testseparator vil bli fjernet og skipet til land hvis behov for videre rensing.
Opprinnelig ble det sett på en løsning med temporært renseutstyr på boreplattformen for å håndtere væske fra brønnopprenskningen. Denne løsningen ble valgt bort som følge av flere identifiserte nedsider, bl.a. risiko for lekkasjer, økt bemanningsbehov og materialhåndtering, samt høy kostnad. Det er ikke ønskelig å ta brønn- opprenskningen gjennom prosessanlegget, da dette kan medføre betydelige problemer for separasjon og vannrensing. Etter gjeldende regelverk er det heller ikke akseptabelt å slippe volumene urenset til sjø. Eksport av brønnopprenskningsvæsken til Mongstad er derfor vurdert som beste løsning både med tanke på miljø og økonomi.
Mongstad vil sørge for at vann og kjemikalier fra Johan Sverdrup blir behandlet innenfor eksisterende krav. For å sikre kapasitet og fleksibilitet i vannbehandlingsanlegget blir det sett på ulike alternative løsninger, bl.a.
