Utslippssøknad PL 777 Hornet Main
15/6-16 Hornet Main
1.0 17.12.2018 Final A. Fjellså I. Collin-
Hansen M. H.
Haukland
01 13.07.2018 Draft A. Fjellså E. Nysted
Rev. Date Reason for Issue Prep. Checked Accepted
Title
Søknad om tillatelse til virksomhet etter Forurensningsloven for boring av letebrønn 15/6-16 Hornet Main i lisens PL 777
System Area Document number Revision
NA NA
PL777-AKERBP-D-1637 – Utslippssøknad for1.0
Innholdsfortegnelse
1 Sammendrag 1
2 Forkortelser 3
3 Overordnet ramme for aktiviteten 4
4 Generell informasjon 5
4.1 Generelt om lisensen 5
4.2 Geografisk lokasjon 6
4.3 Borerigg 8
5 Aktivitetsbeskrivelse 9
5.1 Boreplan 9
5.2 Boreprogram 11
5.3 Brønntest 13
5.3.1 Beskrivelse av utstyret for brønntesten 13
5.3.2 Tiltak for å minimere utslipp og sikre optimal forbrenning 19
5.3.3 Barrierer for å hindre oljesøl under brønntesten 19
6 Utslipp til sjø 21
6.1 Valg og evaluering av kjemikalier 21
6.2 Sammendrag av omsøkte utslipp til sjø 21
6.3 Borekjemikalier 22
6.4 Sementeringskjemikalier 24
6.5 Brønntestekjemikalier 24
6.6 Hjelpe-/riggkjemikalier 25
6.6.1 Riggvaskemiddel 26
6.6.2 BOP væske 26
6.6.3 Gjengefett 26
6.6.4 Kjemikalier i lukket system 26
6.6.5 Kjemikalier i brannvannsystemer 27
6.7 Rensing og utslipp av oljeholdig vann 27
6.8 Borekaks 28
6.9 Sanitærvann og organisk kjøkkenavfall 28
6.10 Beredskapskjemikalier 28
7 Utslipp til luft 29
8 Avfallshåndtering 31
9 Operasjonelle miljøvurderinger 32
9.1 Borevæske og borekaks 32
9.2 Sementeringskjemikalier 32
9.3 Riggspesifikke kjemikalier 33
9.4 Utslipp av oljeholdig vann 33
9.5 Sot og oljenedfall knyttet til formasjonstest 33
10.2.2 Egenskaper til oljen 36
10.2.3 Definerte fare- og ulykkessituasjoner 37
10.3 Naturressurser som er inkludert i miljørisikoanalysen 38
10.4 Drift og spredning av olje 39
10.5 Miljørisiko knyttet til aktiviteten 43
10.6 Beredskap mot akutt forurensning 44
10.6.1 Analyse av dimensjoneringsbehov 44
10.6.2 Beredsskapstrategi 45
10.6.3 Forslag til beredskap mot akutt forurensning 46
10.6.4 Systemer for å oppdage utslipp 47
11 Risikoreduserende tiltak 48
11.1 Kjemikalier og substitusjon 49
12 Kontroll, måling og rapportering 50
13 Referanser 51
14 Vedlegg 53
14.1 Kjemikalietabeller 53
14.2 Oversikt over beredskapskjemikalier 62
1 Sammendrag
I henhold til Aktivitetsforskriften §66 og Forurensningsforskriften kapittel 36, søker Aker BP om tillatelse til virksomhet etter Forurensningsloven for boring, brønntesting og tilbakeplugging av letebrønn 15/6-16 Hornet Main i utvinningstillatelse PL 777. Brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare boreriggen Deepsea Stavanger og tidligste oppstart for leteboringen er 1. april 2019.
Formålet med brønnen er å undersøke hydrokarbonpotensialet i midtre jura Sleipnerformasjonen, med sekundære mål i Skagerrakformasjonen (øvre trias). Formålet med brønnen er å undersøke hydrokarbonpotensialet i Hugin formasjonen og Sleipnerformasjonen (midtre jura alder), med sekundær mål i Skagerrakformasjonen (øvre trias).
Gjeldende søknad gir en oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier planlagt benyttet under operasjonen, samt utslipp til luft, miljørisiko og oljevernberedskap for operasjonen.
Kjemikalieforbruket inkluderer en opsjon for teknisk og geologisk sidesteg samt brønntest, dersom det påtreffes hydrokarboner. Brønnen er planlagt boret med fire hullseksjoner til et totalt dyp (TVD RKB) på ca. 4197 m. Et pilothull vil bli boret ca. 15 m vest for hovebrønnlokasjon.
Det vurders to typer borevæskesystemer for boring av 17 1/2" hullseksjonen avhengig av endelig valg av brønnbane. Dette vil imidlertid ikke bli besluttet før søknaden oversendes Miljødirektoratet.
Det søkes derfor om to brønnvæskealternativer for boring av denne hullseksjonen.
Altternativ 1: Det skal benyttes sjøvann og bentonitt som borevæske i pilothullet og i 42" x 36" og 26" hullseksjonene, og oljebasert borevaske i 17 1/2", 12 1/4" og 8 1/2" hullseksjonene, når BOP og stigerør er installert. Brønnen vil bli permanent plugget og forlatt. Borekaks fra
topphullseksjonene vil slippes til sjø, mens borekaks med vedheng av oljebasert borevæske skal ilandsendes for avfallshåndtering. En oversikt over totalt omsøkte mengder grønne, gule og røde kjemikalier for alternativ 1 er vist i Tabell 1.1.
Tabell 1.1 Oversikt over omsøkte mengder grønne, gule og røde kjemikalier for alternativ 1 (oljebasert borevæske i 17 1/2" seksjonen) for letebrønn 15/6-16 Hornet Main, inkludert opsjon for sidesteg og brønntest.
Alternativ 2: Det skal benyttes sjøvann og bentonitt som borevæske i pilothullet og i 42" x 36" og 26" hullseksjonene. Videre vurderes bruk av vannbasert borevæske i 17 1/2" seksjonen når BOP og stigerør er installert. Det planlegges for bruk av oljebasert borevæske i 12 1/4" og 8 1/2"
Tabell 1.2 Oversikt over omsøkte mengder grønne, gule og røde kjemikalier for alternativ 2 (vannbasert borevæske i 17 1/2" seksjonen) for letebrønn 15/6-16 Hornet Main, inkludert opsjon for sidesteg og brønntest.
Alternativ 2 fører til høyere utslipp av grønne og gule kjemikalier, men lavere forbruk av røde kjemikalier. Alternativ 2 fører også til mer utslipp av borekeaks med vedheng av vannbasert borevæske.
Utslipp til luft kommer fra kraftgenerering om bord på riggen samt i forbindelse med brønntesten.
En oversikt over omsøkte utslipp til luft er vist i søknadens Kapittel 6.
Lisensen er lokalisert i den sentrale delen av Nordsjøen, ca. 11 km nord for Gina Krogh. Korteste avstand til land er 195 km (Utsira kommune). Vanndypet på lokasjonen er 113 m og sjøbunnen består hovedsakelig av siltig sand. PL 777 er ikke underlagt noen fiskeri- eller miljøvilkår som begrenser boreaktiviteten.
Det er gjennomført en helårlig miljørettet risikoanalyse for letebrønnen. Pelagisk sjøfugl er dimensjonerende for risikonivået. Høyeste utslag i miljørisiko utgjør 26 % av akseptkriteriet for moderat miljøskade for krykkje i vintersesongen og for havhest i høstsesongen. Det høyeste beregnede risikonivået for marine pattedyr er 23 % for alvorlig miljøskade i vintersesongen. Det høyeste beregnede risikonivået for kystnær sjøfugl er 8 % (toppskarv, vår og høst) for moderat miljøskade, og for strandhabitat 7 % (høst- og vintersesongen) for moderat miljøskade.
Brønnen har planlagt med tidligste oppstart i april, og det vil derfor være vår- og
sommersesongen (avhengig av boreoperasjonenes varighet) som vil være aktuell i forhold til miljørisiko. For disse sesongene er det fortsatt pelagisk sjøfugl som er dimensjonerende for risikonivået, og høyeste utslag er beregnet for havhest med 25 % av akseptkriteriet for moderat miljøskade. Det høyeste risikonivået for marine pattedyr er 10 % for moderat miljøskade. Det høyeste beregnede risikonivået for kystnær sjøfugl (nasjonale datasett) og strandhabitat i disse sesongene er henholdsvis 8 % (toppskarv) og 6 %, begge for moderat miljøskade
En beredskapsanalyse er gjennomført for letebrønnen. Analysen viser at det for vår- og
sommersesongen vil være behov for to NOFO-system i barriere 1 og ett NOFO-system i barriere 2. Fullt utbygd barriere vil være operative innen 24 timer. En oppsummering av resultatene fra miljø- og beredskapsanalysen er gitt i søknadens Kapittel 10.
Aker BP vurderer miljørisikoen ved boring av letebrønnen på Hornet Main til å være akseptabel.
2 Forkortelser
ALARP As Low As Reasonably Practicable (så lavt som praktisk mulig) BAT Best Available Technology (beste tilgjengelige teknologi) BOP Blow-out Preventer (utblåsningsventil)
DNV GL Det Norske Veritas Germanischer Lloyd
DP Dynamic Positioned
DST Drillstem test
GOR Gas Oil Ratio
FPSO Floating, production, storage and offloading unit (innretning) Hi-Vis High Viscocity skimmer (for oljer med høy viskositet) Hi-Wax High Wax skimmer (for oljer med høyt voksinnhold) HOCNF Harmonised Offshore Chemical Notification Format HVAC Heating, Ventilation and Air Conditioning
IMO International Maritime Organisation
IR Infrarød
IUA Interkommunale utvalg mot akutt forurensning
MD Measured Depth/Målt Dyp
MEG Monoetylenglykol
MIRA Metode for Miljørettet Risikoanalyse MSL Mean Sea Level (havoverflaten) NINA Norsk Institutt for Naturforskning MRR Mud Recovery without Riser
NOFO Norsk oljevernforening for operatørselskap NOROG Norsk Olje og Gass
NOV National Oilwell Varco
OBM Oil Based Mud (oljebasert borevæske)
OR-Scanner Systemer for oljeoppsamling, med DNV "Oil Recovery" klasse OSD Oil Spill Detection
OSCAR Oil Spill Contingency And Response Model (SINTEF oljedriftsimuleringsmodell P&A Plug and Abandon (permanent tilbakeplugging)
PL Produksjonslisens
PLONOR Pose Little or No Risk to the Marine Environment
PPM Parts Per Million
RKB Rotary Kelly Bushing (referansedyp fra boredekk)
ROV Remotely Operated Underwater Vehicle (fjernstyrt undervannsfarkost) RPM Omdreininger per minutt
SVO Særlig verdifulle områder
TD Total Depth
THC Total Hydrocarbons
TVD Total Vertical Depth
WBM Water Based Mud (vannbasert borevæske)
Tabell 2.1 Forklaring av forkortelser
3 Overordnet ramme for aktiviteten
Forskrift om helse, miljø og sikkerhet i petroleumsvirksomheten (rammeforskriften) § 11 beskriver prinsippene for risikoreduksjon. Miljølovgivningen sier at skade eller fare for skade på det ytre miljø skal forhindres eller begrenses så langt mulig. Prinsippene for risikoreduksjon sier at risikoen for miljøskade deretter skal reduseres ytterligere så langt det er mulig.
Aker BPs miljøpolitikk er en del av det overordnede styringssystemet for selskapet. Viktigste miljømål er å unngå skade på miljøet gjennom å integrere hensynet til miljø i alle selskapets aktiviteter. For boreaktivitetene er det også etablert operasjonsspesifikke akseptkriterier for miljørisiko knyttet til større oljeutslipp i samsvar med etablert praksis blant operatører på norsk sokkel. Slike større oljeutslipp er dimensjonerende hendelser som danner grunnlaget for analyse av behov for oljevernberedskap.
4 Generell informasjon
I henhold til norsk lovverk søker Aker BP om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven om boring, brønntesting i sidesteg og tilbakeplugging av letebrønn 15/6-16 Hornet Main i
utvinningstillatelse PL 777. Brønnen skal bores med boreriggen Deepsea Stavanger.
Gjeldende søknad er utarbeidet i henhold til aktivitetsforskriften, forurensningsloven med tilhørende forskrifter, HMS-forskriftene for petroleumsvirksomheten og Miljødirektoratet sine retningslinjer for søknad om tillatelse til virksomhet. Søknaden omfatter følgende:
• Forbruk og utslipp av kjemikalier - borevæske, sementkjemikalier, kjemikalier i forbindelse med brønntesting, riggspesifikke kjemikalier, kjemikalier i lukket system og
slopbehandlingskjemikalier, i tillegg til utboret kaks fra boring av topphullseksjonene.
• Utslipp til luft - avgasser i forbindelse med kraftgenerering og brønntesting.
• Avfallshåndtering - generelt avfall (næringsavfall), borerelatert avfall og eventuelt farlig avfall på Deepsea Stavanger.
• Miljøvurdering av planlagte utslipp - en overordnet vurdering av utslippene.
• Miljørisiko og oljevernberedskap - miljørisiko for natur- og miljøressurser og anbefalt beredskapsløsning og -krav.
• Risikoreduserende tiltak - oversikt over forbruks- og utslippsreduserende tiltak.
• Kontroll, måling og rapportering - rutiner og verktøy for måling og rapportering av forbruk og utslipp.
Utvinningstillatelsen PL 777 i Nordsjøen ble tildelt 06.02.2015 (TFO 2014), og en oversikt over lisenshaverne er vist i Tabell 4.1. Det foreligger ingen spesielle vilkår eller restriksjoner i utvinningstillatelsen eller i forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak, som er relevant for søknaden (Olje- og Energidepartementet, 2015, Miljøverndepartementet, 2013).
4.1 Generelt om lisensen
Selskap Andel (%)
Aker BP ASA 40,00
Point Resources AS 20,00
OMV Norge AS 20,00
Petoro AS 20,00
Tabell 4.1 Lisenshavere i PL 777.
4.2 Geografisk lokasjon
Lisens PL 777 er lokalisert sentralt i Nordsjøen og planlagt borelokasjon for letebrønn Hornet Main ligger ca. 11 km nord for Gina Krog og ca. 20 km sør for Gudrun. Figur 4.1 og Figur 4.2 viser brønnlokasjonen i henholdsvis et beredskapskart og et lisenskart. Havdyp og andre relevante avstander fra Hornet Main lokasjonen er oppsummert i Tabell 4.2, og koordinatene for
brønnlokasjonen er vist i Tabell 4.3.
Figur 4.1 Lokalisering av letebrønn 15/6-16 Hornet Main i Nordsjøen.
Figur 4.2 Kart som viser PL 777 med Hornet prospektet, samt omkringliggende lisenser.
Lokalisering Havdyp og Avstander
Havdyp 113 m
Avstander til land 195 km til nærmeste landområde (Utsira kommune i Rogaland),
227 km til Stavanger lufthavn
Nærmeste innretninger ca. 11 km til Gina Krog, ca. 20 km til Gudrun
Tabell 4.2 Havdyp og avstander fra 16/5-16 Hornet Main.
ED50 UTM Zone 31
Breddegrad 58°40'14.6375"N Nord/sørkoordinat 425497.4 m
Lengdegrad 1°42'55.7413"E Øst/vestkoordinat 6504276 m
Tabell 4.3 Koordinater for letebrønn 15/6-16 Hornet Main.
En borestedskartlegging ble utført av Fugro i området rundt borelokasjonen i mai-juni 2018. Et område på ca. 35 km² i blokk 15/6 ble kartlagt.
Undersøkelsene inkluderte kartlegging av havbunnen ved hjelp av ekkolodd og sidesøkende sonar. Havbunnsundersøkelsen viser at det ligger et skipsvrak ca. 3,5 km nordvest for
borelokasjonen. Nærmeste infrastruktur er Gudrun - Sleipner A rørledningen som ligger ca. 4,5 km
4.3 Borerigg
Brønnen vil bli boret med den halvt nedsenkbare 6. generasjons boreriggen Deepsea Stavanger, (Figur 4.3 ) som eies og opereres av Odfjell Drilling. Deepsea Stavanger ble bygget i 2010 og har DNV som klasseselskap. Riggen ble tildelt samsvarsuttalelse (SUT) 16.04.2017.
Figur 4.3 Boreriggen Deepsea Stavanger.
5 Aktivitetsbeskrivelse
Primært formål med letebrønn 15/6-16 Hornet Main er å evaluere reservoarpotensialet i
grunnmarine sandsteiner og fluviale deltaavsetninger i Sleipner- og Huginfomasjonen (midtre og øvre jura alder), prognosert til 3969 m TVD RKB (fra boredekk). Ved funn vil et teknisk sidesteg bli boret for datainnsamling og brønntest. Videre planlegges det å bore et geologisk sidesteg for å teste strukturen oppflanks.
Søknaden omfatter forbruk og utslipp av kjemikalier for boring av hovedbrønn, teknisk sidesteg, kjerneprøvetaking, brønntesting og geologisk sidesteg.
Brønnen vil bli boret til en totaldybde på ca. 4197 m TVD RKB. Det er planlagt permanent tilbakeplugging av brønnen før den forlates.
Varighet av operasjonen er estimert til 47 dager ved tørr brønn og 94 dager ekstra ved funn, inkludert boring av sidesteg, prøvetaking og brønntesting. Tilsammen utgjør dette 141 dager, inkludert ikke-operasjonell tid og "venting på vær" (18 %), vist i Tabell 5.1. Tidligste planlagte borestart er 1. april 2019.
Operasjon Varighet
Boring av hovedbrønn, tørr brønn 47 dager
Opsjon for teknisk og geologisk sidesteg 53 dager
Opsjon for brønntesting 41 dager
Totalt inkludert opsjoner 141 dager
Tabell 5.1 Forventet varighet for boring av brønn 15/6-16 Hornet Main, gitt ulike opsjoner.
Program for boring av letebrønn 15/6-16 Hornet Main, eventuelt teknisk og geologisk sidesteg, samt permanent tilbakeplugging av brønnbanen vil bli sendt til Petroleumstilsynet som vedlegg til samtykkesøknaden.
5.1 Boreplan
En skisse av brønnbanen (tørr brønn) er vist i Figur 5.1. En skisse av brønnbanen, inkludert teknisk og geologisk sidesteg (funn), er vist i Figur 5.2.
Figur 5.1 Brønnskisse for letebrønn 15/6-16 Hornet Main.
Figur 5.2 Brønnskisse for opsjon teknisk og geologisk sidesteg til 15/6-16 Hornet Main.
Letebrønnen planlegges boret i følgende sekvens:
5.2 Boreprogram
• 9 7/8” pilot hull - bores med sjøvann og polymer sweeps med retur til havbunnen, fra
polymer sweeps før tyngre vannbasert borevæske pumpes i hullet. 20" foringsrør installeres fra sjøbunnen ned til 1100 m TVD RKB og støpes med sement. Overskytende sement slippes ut på havbunnen. Deretter installeres brønnhode og BOP på havbunn, og stigerør monteres fra BOP opp til riggen.
• 17 1/2" hullseksjon - bores fra 1104 m til 2744 m MD/TVD RKB. Hullet bores enten med oljebasert borevæske (alternativ 1) eller vannbasert borevæske (alternativ 2). Borekaks med vedheng av oljebasert borevæske returneres til riggen og vil bli transportert til godkjent avfallsmottak på land. Dersom hullseksjonen bores med vannbasert borevæske vil borekaks med vedheng av borevæske returneres til riggen og slippes til sjø. 13 5/8" foringsrør
installeres fra sjøbunn ned til 2740 m TVD RKB og støpes med sement.
• 12 1/4" hullseksjon - bores fra 2744 m til 3694m TVD RKB. Seksjonen bores med oljebasert borevæske. Borekaks med vedheng av oljebasert borevæske returneres til riggen og vil bli transportert til godkjent avfallsmottaker på land. 9 7/8" foringsrør installeres ned til 3690 m TVD RKB og støpes med sement.
• 8 1/2" hullseksjon - bores fra 3694 til 4197 m MD/TVD RKB. Seksjonen bores med
oljebasert borevæske. Borekaks med vedheng av oljebasert borevæske returneres til riggen og vil bli transportert til godkjent avfallsmottak på land.
• Ved tørr brønn - Permanent plugging av brønnen (P&A) - 8 1/2" åpenhullseksjon plugges tilbake med sement inn i foregående 9 7/8" foringsrør. 9 7/8" og 13 5/8’’ foringsrør kuttes og trekkes før en mekanisk plugg blir satt i 13 5/8’’ foringsrøret. En 100 m sement plugg blir satt på toppen av den mekaniske pluggen for permanent P&A.
Ved funn er det planlagt boret et teknisk sidesteg for datainnsamling og et geologisk sidesteg for å teste en større del av prospektet. I tillegg til logging og kjerneprøvetaking er det planlagt
formasjonstest. Følgende operasjoner vil finne sted dersom det påtreffes hydrokarboner i reservoarseksjonen:
Opsjon for teknisk sidesteg:
• P&A - 8 1/2" åpenhulsseksjon plugges tilbake med sement til minimum 100 m over topp reservoar.
• 8 1/2" hullseksjon - bores, fra ca. 3690 m MD/TVD RKB i hovedbrønnen til TD på 4197 m MD/TVD RKB med oljebasert borevæske. Borevæske sirkuleres i retur til riggen, hvor
borekaks med vedheng av borevæske separeres og transporteres til land for behandling hos godkjent avfallsmottak. Det er planlagt kjerneprøvetaking i Hugin- og Sleipnerformasjonen dersom funn av hydrokarboner, samt i Skagerrakformasjonen. Deretter vil det bli utført kabellogginger før 7" forlengelsesrør installeres og sementeres, dersom brønntest besluttes gjennomført.
Opsjon for geologisk sidesteg:
• P&A - 8 ½" åpenhullseksjon plugges tilbake med sement til kick-off point for teknisk sidesteg.
• 12 1/4" hullseksjon - bores, fra ca. 2744 m MD/TVD RKB i hovedbrønnen til TD på 3994 m MD RKB, med oljebasert borevæske. Borevæske sirkuleres i retur til riggen, hvor borekaks med vedheng av borevæske separeres og transporteres til land for behandling hos godkjent avfallsmottak. Det er planlagt kjerneprøvetaking i Hugin- og Sleipnerformasjonen dersom funn av hydrokarboner, samt i Skagerrakformasjonen. Det er ikke planlagt kjerneprøvetaking
allerede er utført i det tekniske sidesteget, vil 7" forlengelsesrør installeres og sementeres dersom brønntest besluttes gjennomført i det geologiske sidesteget i stedet for det tekniske sidesteget.
Oppsummering av planlagte hullseksjoner og seksjonslengder vist i Tabell 5.2.
Hullseksjon Borevæskesystem Fra dyp m (MD/TVD RKB) Til dyp m (MD/TVD RKB) Seksjonslengde (m)
9 7/8" Vannbasert borevæske 144 1104 965
42" x 36" Vannbasert borevæske 144 220 76
26" Vannbasert borevæske 220 1104 884
17 1/2" Oljebasert borevæske (alt. 1)/vannbasert borevæske (alt. 2)
1104 2744 1640
12 1/4" Oljebasert borevæske 2744 3694 950
8 ½” Oljebasert borevæske 3694 4197 503
Tabell 5.2 Oversikt over hullseksjoner og lengder.
Dersom det påtreffes hydrokarbonførende lag i brønnen vil det bli vurdert å utføre brønntest (Drill Stem Test (DST)). Hvorvidt testen blir gjennomført avhenger av resultatene fra kjerneprøver, loggedata og væskeprøver. Testen vil bli kjørt i det tekniske eller det geologiske sidesteget avhengig av reservoaregenskapene.
5.3 Brønntest
Per i dag foreligger kun estimater på reservoaregenskaper, basert på seismiske undersøkelser, nærliggende brønner og antatt lignende reservoar. Det er ikke mulig å kartlegge tykkelsen og utstrekningen av det prognoserte reservoaret basert på seismiske data. Formålet med
brønntesten er å bestemme reservoarets hydrokarbonpotensial og laterale utbredelse, samt innsamling av tilstrekkelig mengde reservoarvæske. En brønntest kan være avgjørende for fremtidig aktivitet, både i letefasen og avgrensningsfasen. Resultatene fra testene kan bevise kommersiell brønnproduktivitet i reservoaret. Brønntesten vil måle strømningsegenskapene til en hydrokarbonforekomst.
I senere år har det i mange brønner blitt kjørt såkalte mini-DST'er på kabel. Fordelen med slike tester er minimalt med utslipp og lite brenning av hydrokarboner på dekk. Imidlertid vil en slik mini-DST kun kartlegge en relativt begrenset del av området rundt brønnen (radius på 30-50 m), mens en fullskala DST vil kunne kartlegge flere 100 m inn i reservoaret, avhengig av
reservoarkvaliteten. Ved funn på Hornet Main vurderes det kjøring av både mini DST og en full DST.
Figur 5.3 viser en skisse av et generisk brønntesteanlegg. Valg av komponentene i testutstyret er i henhold til prinsippene for beste tilgjengelige teknikk (BAT). Beskrivelsen av hovedkomponentene er beskrevet i påfølgende avsnitt.
5.3.1 Beskrivelse av utstyret for brønntesten
Figur 5.3 Skisse av et generisk brønntesteanlegg.
Brønnstrømmen kommer til overflaten via produksjonsrøret i brønnen, som er koblet til overflatetesttreet på boredekket. Testtreet er utstyrt med sikkerhetsventiler. Fra testtreet blir brønnstrømmen koblet fra høytrykkslinjen til testområdet via armerte, fleksible slanger.
Høytrykkslinjen fra boredekket går via en nødavstengningsventil til strupeventilen
(chokemanifolden) ved testanlegget. På strupeventilen kontrolleres åpningen på ventilen og derved strømningsraten.
Væskestrømmen går fra strupeventilen via en varmeveksler til test-separatoren. Varmeveksleren justerer temperaturen på brønnstrømmen til ønsket nivå for å oppnå effektiv separasjon av hydrokarbonfasene og vann. I separatoren skilles olje, gass og eventuelt vann. Gassen går til høytrykks-fakkel på brennerbommen. Oljen går til brennerhodet på brennerbommen, mens vann samles i en lagertank. For å sikre best mulig forbrenning ved gjennomføring av testingen vil det bli benyttet oljebrenner av typen Environmentally Distinctive Burner. Denne brenneren anses for å være den beste tilgjengelige på markedet, med høy effektivitet og god forbrenning.
Oljemålerne kalibreres under testen ved hjelp av en kalibreringstank. Denne etablerer en
korreksjonsfaktor for bestemmelse av strømningsratene av olje under testen. Korreksjonsfaktoren benyttes for å få strømningsratene fra brønnen så korrekt som mulig.
I tillegg til selve prosessutstyret brukes det også atmosfæriske lagertanker for å lagre vann og annen væske som ikke kan brennes. Volumet på lagertankene vurderes for hver enkelt jobb. Disse tankene har hjelpepumper koblet opp for væskeoverføring til transporttanker som frakter væsken til land.
Figur 5.4 viser et typisk testeanlegg ombord på riggen.
Figur 5.4 Bilde av et typisk testeanlegg ombord på riggen.
De viktigste komponentene i anlegget er også beskrevet i Tabell 5.3.
Tabell 5.3 Beskrivelse av hovedkomponentene i anlegget for brønntesten.
5.3.2 Tiltak for å minimere utslipp og sikre optimal forbrenning
For å minimalisere utslippene i forbindelse med brønntesten vil operasjonen gjennomføres med fokus på å minimalisere mengden olje og gass som forbrennes, samt på å sikre så effektiv forbrenning som mulig.
Nedihullsensorer i brønnen formidler sanntidsdata (reservoartrykk, temperatur m.m.) til riggen.
Dette muliggjør optimalisering av strømningen slik at produksjonsperioden kan avsluttes så snart nødvendige data er innsamlet. Kortere testvarigheter betyr mindre volum av faklet olje og gass med tilhørende reduksjon i utslipp til luft.
Oljebrennere av typen Environmentaly Distinct Burner vil bli benyttet for å sikre best mulig
forbrenning av oljen. Denne typen brenner har høy effektivitet og god forbrenning. Konstruksjonen av brennerdyser på brennehodet sikrer best mulig luftinntak noe som muliggjør dannelse av svært små oljedråper, hurtigere forbrenning og redusert risiko for oljeutfall til sjø. Brenneren har angitt forbrenningseffektivitet på >99.993% (dvs <0,007% oljenedfall). Dette er vesentlig lavere enn Norsk Olje og Gass sin anbefalte standardfaktor (Norsk Olje og Gass, 2018) for oljenedfall fra tester (0,05%).
Det er et overordnet mål å gjennomføre brønntesten med så små utslipp som praktisk mulig, inkludert å minimalisere sotdannelse. Forbrenningen på brennerbommen overvåkes kontinuerlig for å sørge for optimal forbrenning og umiddelbar deteksjon av eventuelt oljesøl.
Forbrenningsparameterne justeres underveis for å optimalisere forbrenningen. Skulle oljenedfall til sjø eller sotdannelse inntreffe, vil forbrenningsparameterne bli justert for å optimalisere
forbrenningen. Om dette ikke umiddelbart kan gjøres, vil produksjonen stanses og ikke startes før problemet er løst. Forbrenningsparametre som overvåkes inkluderer:
• Lufttilførselen. Den må være tilstrekkelig høy
• Kontinuerlig drift av pilotflammene på fakkel
• Oljeraten. Den skal være innenfor brennerhodet sin spesifikasjon (justerbart ved åpning og stenging av brennerhoder)
• Mottrykket på oljen som forbrennes. Det må være tilstrekkelig.
Temperaturen på oljen optimaliseres under testen ved bruk av varmeveksler (multi tube heater) for å unngå voksutfelling og redusert forbrenning.
Det er en rekke barrierer på plass for å forhindre oljesøl på dekk og utslipp av olje til sjø under formasjonstesten. De viktigste barrierene er som følger:
5.3.3 Barrierer for å hindre oljesøl under brønntesten
• Automatisk prosess-nedstengingssystem. Dersom eventuell hydrokarbonlekkasje til dekk ikke blir oppdaget av det automatiske prosess-nedstengingssystemet, nedstenges brønnen umiddelbart manuelt.
• Rutine for tømming av kalibreringstanken for ikke-brennbar væske før pumping av olje til
tid og strengere enn for eksempel ved produksjonsplattformene.
• Brennerne og kompressorene vil til enhver tid overvåkes av en brennerspesialist fra Halliburton for å sikre optimal operasjon av brennerne
• Spillkant rundt hele testområdet. Dette kan håndtere et utslipp som tilsvarer minst 110% av volumet til tanken for lagring av hydrokarboner.
• Alle dreneringspunkter på dekk innenfor spillkanten er mekanisk blokkert og forseglet for å hindre eventuelt oljesøl inn til riggen sitt dreneringssystem.
• Høytrykksvæskeutskiller (knock-out pot) forhindrer eventuelle oljedråper som følger med gassen ut av separatoren å gå som utslipp til sjø.
DNV GL vil verifisere at testanlegget er utformet ihht NORSOK-D007 i forkant av operasjonen.
Riggen eller beredskapsfartøy utstyrt med oljedetekterende systemer vil overvåke brønntesten.
Om en hendelse skulle inntreffe og olje observeres på havoverflaten vil nødvendige tiltak ihht utslippets størrelse gjennomføres.
6 Utslipp til sjø
6.1 Valg og evaluering av kjemikalier
Klassifiseringen av kjemikalier og stoffer i kjemikalier er gjort i henhold til gjeldende forskrifter og dokumentert i databasesystemet Nems Chemicals.
Det er lagt vekt på å etablere boreplaner og benytte kjemikalier som, innen tekniske og kostnadsmessige forsvarlige rammer, har minimalt potensiale for negativ miljøpåvirkning. I henhold til substitusjonsplikten (Produktkontrolloven) vil Aker BP, i samarbeid med våre leverandører, jobbe for substitusjon av helse og miljøfarlige kjemikalier.
For boring av letebrønn 15/6-16 Hornet Main søkes det om utslipp til sjø av følgende:
6.2 Sammendrag av omsøkte utslipp til sjø
• Bore- og brønnkjemikalier (borevæske, sementeringskjemikalier brønntestekjemikalier)
• Riggkjemikalier (hjelpekjemikalier som riggvaskemiddel, gjengefett og BOP væske)
• Borekaks
• Andre utslipp (oljeholdig drenasjevann, sanitærvann og organisk kjøkkenavfall)
• Kjemikalier i lukket system
• Beredskapskjemikalier
Riggen drives med kjemikalier i grønn, gul, rød og svart kategori. Kjemikalier i svart kategori benyttes i lukkede systemer og vil ikke gå til utslipp.
De kjemikaliene som er valgt for bruk er vurdert ut fra tekniske kriterier og HMS-egenskaper.
Kjemikaliene som er planlagt sluppet ut i forbindelse med boreoperasjonen er vurdert å ha miljømessig akseptable egenskaper i grønn eller gul kategori. Et gjengefett som inneholder stoff i rød kategori er påført connector som kobles til BOP. Det er ikke planlagt med utslipp av dette produktet, men siden connector vil være i kontakt med sjøvann er det konservativt satt opp et utslipp på 10 % av forbruksmengden. Totalt omsøkt forbruk og utslipp av grønne, gule og røde kjemikalier per bruksområde for alternativ 1 (bruk av oljebasert borevæske i 17 1/2" seksjonen) er vist i Tabell 6.1. Totalt omsøkt forbruk og utslipp av grønne, gule og røde kjemikalier per
bruksområde for alternativ 2 (bruk av vannbasert borevæske i 17 1/2" seksjonen) er vist i Tabell 6.2 . Tabell 6.3. viser en oversikt over totalt omsøkt forbruk og utslipp av grønne, gule og røde kjemikalier per bruksområde for opsjon for sidesteg og brønntest.
Tabell 6.1 Totaloversikt over forbruk og utslipp av omsøkte kjemikalier per bruksområde og miljøkategori for hovedbrønn for alternativ 1, bruk av oljebasert borevæske i 17 1/2" hullseksjonen.
Tabell 6.2 Totaloversikt over forbruk og utslipp av omsøkte kjemikalier per bruksområde og miljøkategori for hovedbrønn for alternativ 2, bruk av vannbasert borevæske i 17 1/2" hullseksjonen.
Tabell 6.3 Totaloversikt over forbruk og utslipp av omsøkte kjemikalier per bruksområde og miljøkategori for opsjon for sidesteg og brønntest.
Letebrønn 15/6-16 Hornet Main er planlagt boret med følgende hullseksjoner; 9 7/8" pilothull, 42"
x36", 26", 17 1/2", 12 1/4", og 8 1/2". Tabell 6.4 viser hvilket borevæskesystem som blir benyttet i de ulike seksjonene.
6.3 Borekjemikalier
Hullseksjon Borevæskesystem Utslipp til sjø / Avfallbehandles 9 7/8" pilothull Sjøvann og polymer sweeps, vannbasert
borevæske
Utslipp til sjø 42" x 36" Sjøvann og polymer sweeps, vannbasert
borevæske
Utslipp til sjø
26" Sjøvann og polymer sweeps, vannbasert
borevæske
Utslipp til sjø 17 1/2" Innovert NS, oljebasert borevæske (alt.1)/
vannbasert borevæske (alt.2)
Avfallsbehandles (alt.1)/slippes til sjø (alt.2)
12 1/4" Innovert NS, oljebasert borevæske Avfallsbehandles
8 1/2" BaraECD, oljebasert borevæske Avfallsbehandles
Tabell 6.4 Borevæskesystem i de ulike hullseksjonene for 15/6-16 Hornet Main
Halliburton er leverandør av borevæskekjemikalier.
9 7/8" pilothull, 42"x36" og 26" seksjonene er planlagt boret med sjøvann som borevæske, men hullet vil periodevis vaskes med høyviskøse polymer sweeps som kun inneholder kjemikalier i grønn/PLONOR miljøklasse, ihht. Aktivitetsforskriftens §63. Det er videre planlagt å pumpe tyngre vannbasert borevæske i hullet før foringsrør installeres. Denne borevæsken består av kjemikalier i grønn/PLONOR og gul miljøklasse.
Før boring av 17 1/2" seksjonen installeres BOP og stigerør. For boring av 12 1/4" seksjone planlegges det å bruke oljebasert borevæske av typen Innovert NS, mens BaraECD vil bli benyttet i 8 1/2" seksjonen. Oljebasert borevæske sørger for bedre hullrensking, mindre utvasking og tykkere filterkake, noe som reduserer risikoen for å sette fast bore- og datainnsamlingsutstyr i brønnen, enn ved bruk av vannbasert borevæske.
Det vurders to typer borevæskesystemer for boring av 17 1/2" hullseksjonen avhengig av endelig valg av brønnbane. Denne beslutningen vil imidlertid ikke bli tatt før utslippssøknaden oversendes Miljødirektoratet, og det søkes derfor om to alternative borevæskesystemer for denne
hullseksjonen; alternativ 1, bruk av oljebasert borevæske (Innovert NS) og alternativ 2, bruk av vannbasert borevæske (KCl/Plumer/GEM).
Den oljebasert borevæsken Innovert NS består av kjemikalier i grønn/PLONOR og gul (Y1) miljøklasse, samt et kjemikalie som er klassifisert som rødt på grunn av lav biologisk
nedbrytbarhet. Det samme gjelder for BaraECD. Borevæsken sirkuleres tilbake til riggen, hvor borekaks med vedheng av borevæske separeres. Borevæske som ikke kan gjenbrukes samt borekaks med vedheng av borevæske vil bli transportert til land for behandling hos godkjent avfallsmottaker. Borekaks med vedheng av vannbasert borevæske vil bli sluppet til sjø.
Informasjon om forbruk og utslipp av borevæske er basert på beregninger av teoretiske volumer og erfaringsdata fra tidligere brønner. I beregningene tas det hensyn til at mengden borevæske blir større enn teoretisk beregnet, på grunn av forhold som:
• Borevæske tapes til formasjonen
• Vedheng på utboret kaks
• Slop med rester av borevæske etter sementjobber
Alternativ 2: En samlet oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier i vannbasert borevæske i topphullene og i 17 1/2" seksjonen er vist i henholdsvis Tabell 14.1 og Tabell 14.3. Oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier i oljebasert borevæske er vist i Tabell 14.4.
Opsjon: Oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier i oljebasert borevæske for teknisk og geologisk sidesteg er vist i Tabell 14.5.
Det planlegges sementjobber i forbindelse med setting av 36" x 30" lederør, 20", 13 5/8" og 9 7/8
" foringsrør, samt 7" forlengesesrør i teknisk sidesteg dersom brønntest skal utføres. I tillegg er det planlagt bruk av sement for permanent tilbakeplugging (P&A) av brønnen.
6.4 Sementeringskjemikalier
Etter hver sementjobb spyles rørlinjer og sementutstyr, og vaskevannet med sementrester vil gå til utslipp. 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. Estimert volum er 300 liter vaskevann per sementjobb.
Doseringsutstyr installert på Deepsea Stavanger gjør at overskudd av sementblanding minimaliseres og dermed reduseres innholdet av sementkjemikalier i vaskevannet som går til utslipp. Før sementering tilsettes en skillevæske (spacer) som gjør at borevæske og sement ikke blandes.
Halliburton er leverandør av sementkjemikalier. Samtlige kjemikalier i sementblandingene er klassifisert som grønne eller gule.
På grunn av forventet utvasking i forbindelse med boring av topphullseksjonene og øvrige seksjon, beregnes følgende tilleggsmengder på forbruk av sement:
• Sementering av 30" lederør: 400 % av teoretisk ringromsvolum
• Sementering av 20" foringsrør: 200 % av teoretisk ringromsvolum
• Sementering av 13 5/8" foringsrør: 100 % av teoretisk ringromsvolum til planlagt topp av sement
• Sementering av 9 7/8" foringsrør: 100 % av teoretisk ringromsvolum til planlagt topp av sement
• Sementering av 7" forlengelsesrør i teknisk sidesteg (ved brønntest): 100% teoretisk ringromsvolum til planlagt topp av sement
• Permanent tilbakeplugging av brønnen: 130 % av teoretisk volum ved "åpent hull" plugger og 10 % for sementplugger i fóringsrør
Tabell 14.6 og Tabell 14.7 i Vedlegg 14.1 Kjemikalietabeller viser oversikten over planlagt forbruk og utslipp av sementkjemikalier med tilhørende miljøkategori i hovedbrønn og opsjon for sidesteg.
Dersom brønntest gjennomføres vil man for å sikre renest mulig brønn før kjøring av testestreng, føre et skrapeverktøy ned. Dette sørger for at 7" forlengelsesrør er fri for sement og lignende.
Deretter pumpes det ned en kombinasjon av rensevæsker for å rense hullet tilstrekkelig. I dette
6.5 Brønntestekjemikalier
Før kjøring av testestreng vil brønnvolumet som består av vannbasert borevæske og rester av vasketoget bli fortrengt til en saltoppløsning. Etter brønntesten vil brønnvolumet bli fortrengt tilbake til vannbasert borevæske, og saltoppløsningen vil gå i retur til riggen. En del av blandingen (mellomfase mellom spacer og brine) vil gå som slop og sendes til land for destruksjon om ikke rensegraden på riggen oppnås. Det er ikke planlagt med utslipp av kjemikalier til sjø i forbindelse med formasjonstestingen.
Til brønnstrømmen kan det bli aktuelt å tilsette kjemikalier for å unngå prosessproblemer.
Dersom den produserte oljen blir vanskelig å håndtere i testanlegget vil skumdemper og/eller emulsjonsbryter bli benyttet.
Under brønntesten kan monoetylenglykol (MEG) bli injisert som hydratinhibitor. MEG vil bli injisert kontinuerlig, direkte i brønnstrømmen og vil bli samlet opp i en tank på riggen for ilandføring, eller gå sammen med brønnstrømmen til forbrenning. MEG vil også bli blandet med vann i forholdet 50/50 under trykktesting i forbindelse med klargjøring av testeutstyr og testestreng, dette for å redusere faren for hydratdannelse under selve brønntesten. Estimert mengde til forbrenning er 10 % av forbruket.
Ved oppstart av brønnstrømming går produsert væske gjennom en separator i testanlegget og blir deretter samlet opp i en tank. Den delen av væsken som er brennbar (hydrokarboner) brennes og den delen som består av en væskeblanding som ikke kan brennes samles opp og sendes til land for destruksjon. Væsken som ikke brennes er typisk blanding mellom reservoarvæske og
saltvannsoppløsning.
En oversikt over kjemikalier som er planlagt brukt er gitt i Tabell 14.8 i vedlegg 14.1 Kjemikalietabeller.
Odfjell har utarbeidet et riggspesifikt måleprogram med beskrivelse av de tekniske systemene som medfører utslipp til sjø og luft, i tillegg til en liste over de mest brukte kjemikaliene som går til utslipp til sjø, med tilhørende utslippsfaktorer (Odfjell, 2017).
6.6 Hjelpe-/riggkjemikalier
Riggkjemikalier i bruk på Deepsea Stavanger omfatter følgende funksjoner:
• Riggvaskemiddel
• BOP-væske
• Gjengefett (borestreng og fóringsrør)
• Kjemikalier i lukket system
• Brannskum
Mengden kjemikalier som planlegges forbrukt og sluppet ut fra Deepsea Stavanger er estimert ut fra faktiske operasjoner og boreriggens tekniske utstyr.
6.6.1 Riggvaskemiddel
Vaske- og rengjøringskjemikalier brukes til rengjøring av dekk og utstyr som er dekket med olje eller fett. Rengjøringskjemikalier er overflateaktive stoffer som har til hensikt å øke løseligheten av olje i vann.
Vaskemiddelet som benyttes på Deepsea Stavanger er Microsit Polar (gul miljøkategori). Estimert forbruk er ca. 3000 liter. Vaskevannet samles opp i lukket dren og renses før det går til utslipp. Det er konservativt antatt at hele forbruket av riggvaskemiddel slippes til sjø.
BOP væske benyttes ved trykktesting og aktivering av ventiler og systemer på BOP. I forbindelse med BOP testing vil BOP-kontrollvæske bli sluppet til sjø ut fra sikkerhetsventil og ved tømming av slanger.
6.6.2 BOP væske
Erifon HD 603 HP (gul Y1) brukes ved aktivering av ventiler og systemer på BOP/sikkerhetsventil.
Væsken tilsettes frostvæske ved behov (Erifon Stack Glycol). Hovedsystemet testes i henhold til NORSOK standard D-010.
Gjengefett benyttes som smøring ved sammenkobling av borestreng, foringsrør og marine stigerør for å beskytte gjengene, og for å sikre korrekt sammenkobling slik at farlige situasjoner unngås.
Valg av gjengefett foretas etter vurdering av beste tilgjengelige teknologi (BAT), inkludert tekniske egenskaper, helsemessige aspekter og miljøfare.
6.6.3 Gjengefett
For boring av letebrønnen planlegges det å bruke gjengefettet Jet-Lube NCS-30 ECF, kategorisert som gult med hensyn til miljøpåvirkning. Utfra bransjestandard er utslipp til sjø av gjengefett estimert til 10 % av forbruket ved bruk av vannbasert borevæske. Ved boring med oljebasert borevæske vil overskytende gjengefett følge kakset til rigg og bli sendt i land. Det vil dermed ikke være utslipp av gjengefett ved boring med oljebasert borevæske. Kalkulasjonen er basert på bruk av vannbasert oljevæske i alle hullseksjoner for å gi et konservativ anslag, og er satt til 10 % av forbruket.
Gjengefett benyttes også ved sammenkobling av brønnhode og BOP. Leverandør av connector har spesifisert bruk av et produkt i rød miljøkategori, Jet-Lube Alco EP-73 Plus. Når connector monteres på brønnhode vil gjengefettet være eksponert for sjøvann, og det er derfor konservativt estimert et utslipp på 10 %. Når BOP er på pass, vil connector ikke lenger være i kontakt med sjøvann.
Med referanse til aktivitetsforskriften § 62 Økotoksikologisk testing av kjemikalier skal det foreligge HOCNF for kjemikalier i lukket system med forbruk på over 3 000 kg per innretning per år,
inkludert første påfylling (systemvolum).
6.6.4 Kjemikalier i lukket system
• Utskifting i henhold til et påkrevd intervall (eksempelvis utstyrspesifikke krav)
• Utskifting i henhold til målinger (oljeanalyser)
• Forebyggende vedlikehold
• Kritisk vedlikehold
Basert på forbruk av hydraulikkvæsker de siste årene er det identifisert 3 kjemikalier som benyttes i lukkede systemer på Deepsea Stavanger hvor forbruket kan overstige 3000 kg per år. De
aktuelle kjemikaliene er hydraulikkoljene Castrol HYSPIN AWH-M 46 og Castrol HYSPIN AWH-M 32, samt Castrik Alpha SP 150 som benyttes i forbindelse med thrustere, alle tre er kategorisert som svarte kjemikalier.
En oppsummering er gitt under i Tabell 6.5. Utskiftning av kjemikalier i lukkede systemer vil vanskelig kunne forutses, men de omsøkte mengdene er basert på riggens erfaring med normalt forbruk (månedlig gjennomsnitt av anslått årsforbruk). 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. Ved årsrapportering vil Aker BP levere informasjon om faktiske forbrukte mengder.
Kjemikalie Forbruk aktuell
operasjonsperiode (kg)
System Miljøkategori
Castrol HYSPIN AWH-M 46 1570,5 Hydraulikkolje Svart
Castrol HYSPIN AWH-M 32 4674,2 Hydraulikkolje Svart
Castrik Alpha SP 150 1364,9 Thrustere Svart
Tabell 6.5 Kjemikalier i lukkede systemer på Deepsea Stavanger med estimert forbruk > 3000 kg/år/
installasjon.
Kjemikalier i brannvannssystem er ikke søknadspliktige (aktivitetsforskriften § 62), men det er krav til HOCNF. Deepsea Stavanger benytter brannskum av typen RF-1 (rød kategori) som
brannslukkemiddel i brannvannsystemene ombord.
6.6.5 Kjemikalier i brannvannsystemer
Deepsea Stavanger har to vannrenseanlegg. En maskinromsvannseparator, IMO sertifisert, som renser vann til <15 mg/l for utslipp og returnerer vann utenfor spesifikasjon til oppsamlingstank.
Oljefasen pumpes til maskinrommets oljeslamstank. Separatoren er designet for kontinuerlig strøm og separerer emulgert og ren olje, og det benyttes ikke kjemikalier i enheten. Det er installert en online olje-i-vannmåler for kontinuerlig overvåking og styring.
6.7 Rensing og utslipp av oljeholdig vann
I tillegg har riggen et membranbasert system for rensing av slopvann og drenasjevann fra boredekk og dekkområder (Odfjell Drilling, 2017). Fra renseanlegget vil oljeholdig vann med en oljekonsentrasjon på mindre enn 30 mg/l bli sluppet til sjø. Resterende mengder som ikke kan behandles ombord vil ikke bli sluppet til sjø, men bli sendt i land for behandling som farlig avfall.
6.8 Borekaks
Borekaks generert fra seksjoner boret med sjøvann og sweeps (pilothull, 42"x36", 26"og 17 1/2") vil bli sluppet til sjø, mens borekaks generert fra 17 1/2", 12 1/4" og 8 1/2" seksjonene, som blir boret med oljebasert borevæske, vil bli sendt til land for avfallsbehandling. Dersom det besluttes å benytte vannbasert borevæske i 17 1/2" seksjonen (alternativ 2) vil borkekas med vedheng av vannbasert borevæske bli sluppet til sjø.
En oversikt over mengde borekaks fra de ulike seksjonene er gitt i Tabell 6.6. Det er benyttet Norsk Olje og Gass sin omregningsfaktor (3,0 tonn kaks per m³ teoretisk utboret hullvolum).
Tabell 6.6 Beregnet mengde borekaks generert ved boring av letebrønn 15/6-16 Hornet Main.
Vann fra sanitæranlegg vil bli renset og UV-behandlet før det blir sluppet til sjø. Organisk kjøkkenavfall vil bli kvernet og sluppet til sjø.
6.9 Sanitærvann og organisk kjøkkenavfall
Av sikkerhetsmessige årsaker kan beredskapskjemikalier komme til anvendelse i borevæsken, ved sementering og dersom det oppstår uventede situasjoner/spesielle problemer (aktivitetsforskriften
§ 67). Slike situasjoner kan eksempelvis være ved fastsetting av borestreng, tap av sirkulasjon under boring eller ødelagte gjenger på borestreng eller foringsrør. Det er ikke planlagt for bruk av beredskapskjemikalier.
6.10 Beredskapskjemikalier
Beredskapskjemikaliene er vurdert og godkjent i henhold til interne krav og HOCNF er tilgjengelig i NEMS Chemicals. En oversikt over beredskapskjemikalier er vist i Tabell 14.11 i Vedlegg 14.2 Oversikt over beredskapskjemikalier.
7 Utslipp til luft
Utslipp til luft i forbindelse med boring av letebrønn 15/6-16 Hornet Main vil kun være avgasser fra kraftgenerering i form av forbrenning av diesel med lavt svovelinnhold. Kraft genereres ved hjelp av dieseldrevne motorer. Det er planlagt at riggen skal ankres opp på borelokasjon, noe som minimerer bruken av DP.
Den planlagte boreoperasjonen har en estimert varighet på 124 dager inkludert opsjon på teknisk sidesteg, kjerneprøvetaking, logging, geologisk sidesteg og brønntest.
Deepsea Stavanger har et forventet dieselforbruk på 37,6 tonn per dag når riggen er ankret opp.
Beregnet utslipp til luft fra kraftgenerering under boreoperasjonen er vist i Tabell 7.1. Oversikten inkluderer ikke utslipp som følge av maritim drift av boreriggen, som er regulert gjennom
internasjonale maritime avtaler (IMO krav). Tetthet til diesel er satt til 0,865 tonn/m3, og det skal benyttes diesel med lavt svovelinnhold.
Norsk olje og Gass sine anbefalte utslippsfaktorer er benyttet som grunnlag for beregne utslipp til luft (Norsk Olje og Gass, 2018). Utslippsfaktorene er som følger:
• CO2: 3,17 (tonn/tonn diesel)
• NOx: 0,053 (tonn/tonn diesewl)
• nmVOC: 0,005 (tonn/tonn diesel)
• SOx: 0,001 (tonn/tonn diesel)
Aktivitet Dager Diesel (tonn) CO2 (tonn) NOX (tonn) nmVOC (tonn) SOX (tonn)
Boring hovedbrønn 47 1767 5602 94 8,8 1,8
Opsjon for sidesteg 53 1993 6317 106 10 2,0
Opsjon for brønntest
41 1542 4887 82 7,7 1,5
Sum inkludert opsjoner
141 5302 16806 281 26,5 5,3
Tabell 7.1 Beregnet utslipp til luft fra kraftgenerering ved boring av 15/6-16 Hornet Main
Dersom det blir funnet hydrokarboner vil det bli vurdert å foreta en brønntest. Det vil bli benyttet brennerteknologi som maksimaliserer forbrenning og minimaliserer uforbrent nedfall. Estimert forbrent mengde er maksimum 1,1 mill Sm3 naturgass og 4000 Sm3 olje. Dette er basert på 24 timer opprenskning og 96 timer strømning.
Utslipp til luft fra brønntesting
I forbindelse med testen vil det bli forbrent inntil 67 m3 diesel til drift av anlegget. Utslipp til luft fra brønntesten er vist i Tabell 7.2.
Tabell 7.2 Forventede utslipp til luft fra brønntesting av letebrønn 15/6-16 Hornet Main.
Utslippsfaktorer anbefalt fra Norsk olje og gass er benyttet for utregning av avgasser i forbindelse med brønntest (Norsk Olje og Gass 2018). Disse er som følger:
• CO2: 3,17 (tonn/tonn olje) - 2,34 (tonn/Sm³ gass)
• NOx: 0,0037 (tonn/tonn olje) - 0,012 (tonn/Sm³ gass)
• nmVOC: 0,0033 (tonn/tonn olje) - 0,00006 (tonn/Sm³ gass)
• SOx: 0,001 (tonn/tonn olje) - 0,00000675 (tonn/Sm³ naturgass).
8 Avfallshåndtering
Avfallshierarkiet vil bli fulgt, i prioritert rekkefølge blir reduksjon av avfallsmengde oppnådd ved gjenbruk, resirkulering, energigjenvinning og deponering. Et system for avfallsbehandling er implementert for å sikre maksimal gjenbruk og gjenvinning. Dette oppnås ved god planlegning av arbeidet ombord, reduksjon av innpakningsmateriale, god planlegging av kjemikaliebruk og ved å returnere overflødig materiale/kjemikalier til leverandøren.
Riggen sitt system for avfallshåndtering og avfallssortering vil være i overensstemmelse med retningslinjene utgitt av Norsk olje og gass, som regnes som bransjestandard.
For næringsavfall er det tilrettelagt for kildesortering ved utplassering av forskjellige containere ombord. Ansvarlig for logistikk og basetjenester vil sørge for handtering av avfall fra offshore til land og videre håndtering på land.
Avfall og farlig avfall vil bli håndtert og deklarert i henhold til forskrift om gjenvinning og behandling av avfall (avfallsforskriften kapittel 11) og levert til godkjent avfallsmottaker.
9 Operasjonelle miljøvurderinger
I henhold til aktivitetsforskriften § 64 er det utført en miljøvurdering av alle kjemikalier som skal brukes og/eller slippes ut, og det er gjort miljøvurderinger av alle planlagte utslipp. De største effektene kan forventes i nærområdet og representerer et begrenset areal. Med de
kjemikalievalgene som er tatt, samt generelt høyt fokus på å redusere skadelige utslipp og tiltak som er beskrevet i denne søknaden, vurderer Aker BP at aktiviteten kan gjennomføres uten vesentlige negative konsekvenser på borestedet og havområdet for øvrig.
Ved boring av topphullseksjonene vil sjøvann/sweeps, vannbasert displacement borevæske og borekaks slippes ut på havbunnen. Nærbrønnsområdet vil bli dekket med kaks iblandet noen kjemikalier, hovedsaklig salt. Sedimentering av borekaks på havbunnen vil kun ha påvirkning på bunnfaunaen i et begrenset område nær brønnen, i en begrenset periode. Det er ikke påvist sårbar bunnfauna i området. 17 1/2" (alternativ 1), 12 1/4" og 8 1/2'' seksjonene vil bli boret med oljebasert borevæske med retur til riggen. Borekaks fra disse seksjonene vil bli transportert til land for avfallsbehandling.
9.1 Borevæske og borekaks
Erfaringer fra tilsvarende utslipp ved boring med sjøvann/sweeps og vannbasert borevæske har vist at det kun vil være en kortvarig og begrenset effekt på plankton og bunndyr, hvilket er bekreftet av de regionale havbunnsundersøkelsene som er gjennomført på sokkelen. Alle
kjemikaliene i utslippet fra boring av topphullseksjonene er i kategorien grønn og gul og er vurdert å ikke ha effekter på miljøet.
Alle sementkjemikalier som er planlagt benyttet er kategorisert som grønne eller gule.
9.2 Sementeringskjemikalier
Utslipp av sementeringskjemikalier vil forekomme ved utslipp av overskuddsement på sjøbunn fra foringsrør og lederør, samt fra noe vasking av sementutstyr.
Størsteparten av utslippet vil være til sjøbunn. Utslippet av sement med tilsetninger vil stivne langs bunnen rundt brønnhullet. Dette vil føre til en fysisk påvirkning av bunnforholdene, men herdet sement vil ikke ha toksiske effekter på bunnlevende organismer. Størsteparten av
sementeringskjemikaliene er polymerer, som i liten grad vil kunne tas opp av biologiske organismer.
Sementeringskjemikaliene som slippes ut fra riggen som følge av rengjøring av sementenheten vil tynnes raskt ut i vannmassene, mens rester av sementen vil synke ned på bunnen over et større område og vil ikke påvirke bunnlevende organismer i nevneverdig grad. Konsekvensene av et slikt utslipp vil være neglisjerbare. Sementeringskjemikaliene vil slippes ut i flytende form, før sediment herdes i ledningene, noe som fører til at vannløselige fraksjoner i sementblandingen vil lekke ut og raskt fortynnes av omkringliggende vannmasser. Områder hvor det i en kort periode kan
forekomme påvirkning av marine organismer vil være svært begrenset.
9.3 Riggspesifikke kjemikalier
Det benyttes et vannbasert gult riggvaskemiddel på Deepsea Stavanger. Alt vaskevann samles opp i lukket dren og vil bli renset før det går til utslipp. Mengden som er estimert til utslipp er lav og vil fordeles vannsøylen, og utslippet vil ha minimal miljøpåvirkning.
Komponentene i gjengefett vil brytes ned over tid og er miljømessig akseptable i henhold til kriterier i aktivitetsforskriften. Gjengefett som følger med utslippene av borekaks fra brønnhodet/
topphullene vil ha mindre mengder fettfraksjoner som løses opp i sjøvann. Utslippet av gjengefett er lavt, og er vurdert a ha en neglisjerbar miljøpåvirkning.
Vannrensesystemet på riggen vil sørge for at oljeinnholdet i vannet som slippes ut ikke overstiger 30 mg/l. Oljeholdig vann som ikke lar seg rense til under 30 mg/l oljeinnhold (gjennomsnitt/mnd), vil bli sendt til land for destruksjon.
9.4 Utslipp av oljeholdig vann
Utslipp av oljeholdig vann fra riggen vil være så lavt at det ikke vil ha påvirkning for organismer i vannsøylen.
Utslipp av sot og oljenedfall i forbindelse med opprenskning og formasjonstest av brønn 16/5-16 Hornet Main kvantifiseres basert på estimert forbruk av gass, olje og baseolje.
9.5 Sot og oljenedfall knyttet til formasjonstest
I forbindelse med Miljødirektoratets "Fakkelprosjekt 2012" (Carbon Limits, 2013 og 2015) er generering av sot fra forbrenning av naturgass beregnet til å ligge mellom 0,167 og 0,684 g sot/
Sm³ gass. Det er sparsomt med data for beregning av sot fra forbrenning av råolje. Den eneste tilgjengelige utslippsfaktoren er 25 g sot/kg forbrent olje (Norsk Energi, 1994 og 1994b). Denne faktoren anses som svært konservativ fordi den ikke er representativ for dagens brennerteknologi.
I Maritim sektor benyttes 0,35 g sot/kg brennstoff som faktor for kontrollert forbrenning i motorer (Buhaug et.al. 2009). Disse faktorene har frem til nå vært benyttet til å gi et lavt og et konservativt estimat av sotutslipp fra fakling av gass og olje i søknader til Miljødirektoratet
Bransjen har tatt initiativ til kartlegging av sot i utslipp fra brønntesting. I august 2018 utførte SINTEF, på vegne av BASEC, målinger av sotinnhold i utslippene fra formasjonstesten av brønn 16/1-28 S (SINTEF 2018) i Nordsjøen. En drone påkoblet måleutstyr ble fløyet inn i røyksøylen fra formasjonstesten. Oljefakkelen var plassert over gassfakkelen slik at målingene omfattet utslipp fra begge hydrokarbonstrømmene. Under målingen var vindretningen slik at det ikke kan
utelukkes at eksos fra riggens kraftgenererering blandet seg med røyken fra faklene. Dersom det konservativt antas at alt utslipp av sot kom fra forbrenning av olje, tilsvarer de målte utslippene ca.
1 g sot/kg olje forbrent. Denne faktoren er i samme størrelsesorden som faktoren for dannelse av sot fra kontrollert forbrenning i motorer (ref. avsnittet over). Dette viser at faktoren som har vært benyttet til de konservative estimatene av utslipp av sot fra forbrenning av olje er svært
Standardfaktor for beregning av oljenedfall til sjø er 0,05 % av oljevolumet for formasjonstesting (Norsk Olje og Gass, 2018). Faktoren ble utarbeidet i 1992, med helt annen brennerteknologi enn hva som vil benyttes under testen på letebrønn 15/6-16 Hornet Main. Siden utstyrsleverandøren angir at nedfallsfaktoren er mindre enn 0,007 %, anses faktoren som konservativ.
Tabell 9.1 nedenfor gir både et lavt og et høyt (konservativt) anslag over mengden ufullstendig forbrent olje (oljenedfall) og sot generert under formasjonstesten. Faktoren generert fra SINTEFs målinger under brønntesten av brønn 16/1-28 S er benyttet som konservativ faktor for utslipp av sot under forbrenning av råolje/kondensat og baseolje. Tabellen viser ikke «worst case» eller
«best-case» testrater. Testratene vil, så langt som mulig, holdes innenfor det gunstige vinduet for drift av forbrenneren, og derfor viser utslippsfaktorene ingen forskjell mellom testratene.
Energivare Estimert forbruk (konservativt anslag)
Sot (tonn) Lavt - Konservativt Oljenedfall (tonn) Lavt - Konservativt
Naturgass (Sm³) 1120000 0,19 - 0,8 -
Olje (råolje) (tonn) 3236 1,13 - 3,2 0,23 - 1,62
Total 1123236 1,32 - 4,0 0,23 - 1,62
Tabell 9.1 Estimerte utslipp av sot og oljenedfall fra formasjonstest av letebrønn 15/6-16 Hornet Main.
Sot er definert som en masse av partikler som dannes ved ufullstendig forbrenning av hydrokarboner. Det finnes lite litteratur og ingen spesifikke studier vedrørende
miljøkonsekvensene ved utslipp av sot, men det er påvist at effekten (dvs oppvarmings- eller nedkjølingseffekt) varierer med sotens fordeling i atmosfæren, plassering av sotkilder og forekomst av andre miljøgifter som slippes ut sammen med soten (Carbon Limits, 2015, AMAP 2015).
9.5.1 Miljøkonsekvenser av sot og oljenedfall
Erfaringsmessig vil det kun være kortere perioder med sotdannelse i løpet av brenneperiodene med det valgte utstyret. Det er derfor lite sannsynlig at utslipp av sot fra formasjonstesten for letebrønnen vil ha miljøpåvirkning av betydning. Tiltak for å sikre optimal forbrenning er beskrevet i Kapittel 5.3.2 Tiltak for å minimere utslipp og sikre optimal forbrenning.
Med de planlagte avbøtende tiltak for å sikre optimal forbrenning etterstrebes det å holde oljenedfallet fra operasjonen på et minimalt nivå. Et eventuelt oljenedfall på havoverflaten forventes å bli dispergert raskt i vannmassene. Dersom det mot formodning dannes oljeflak, vil det være veldig tynt og bli brutt opp av bevegelse i vannet. Sannsynligheten for målbar
miljøskade på miljøressursene på overflaten vurderes derfor til å være neglisjerbar. Nedblanding av olje i vannmassene kan muligens innvirke på fiskeegg og -larver. I henhold til
miljørisikoanalysen (Acona, 2018) vil en utblåsning ikke føre til konsentrasjoner av olje over 100 ppm (høst og vinter), som regnes som nedre effektgrense for skade på fiskeegg og larver. Det er derfor lite sannsynlig at begrensede mengder oljenedfall vil føre til negative effekter i vannsøylen.
Riggen eller beredskapsfartøyet knyttet til boreoperasjonen vil overvåke havoverflaten for eventuell dannelse av oljefilmer under formasjonstesten.
10 Miljørisiko og beredskap
DNV GL har utført en miljørettet risikoanalyse og beredskapsanalyse for brønn 15/6-16 Hornet Main i Nordsjøen i tråd med styringsforskriften §§ 16-17. Miljørisikoanalysen er gjennomført ihht.
MIRA metodikken med sesongvis oppløsning (OLF, 2007). Beredskapsanalysen er gjennomført i henhold til NOROGs retningslinjer (NOROG, 2013).
Aker BP har etablert akseptkriterier for miljørisiko som samsvarer med etablert praksis blant operatørene på norsk sokkel. Prinsippet for etablering av akseptkriteriene er å sikre at
sannsynligheten for en hendelse er så lav at hyppigheten av en hendelse i forhold til varigheten av miljøskadene skal være ubetydelig. Ubetydelig i denne sammenheng er satt til 5 %.
Akseptkriteriene er spesifisert i forhold til regioner, med 5 felt innen regionen, 2 installasjoner per felt, og 10 operasjoner per installasjon per år. Miljøskadefrekvenser for ulike skadekategorier vurderes opp mot Aker BPs akseptkriterier for miljørisiko som er vist i Tabell 10.1
10.1 Akseptkriterier
Miljøskade Varighet av skaden (restitusjonstid) Operasjonsspesifikke akseptkriterier
Mindre 1 mnd. – 1 år < 1 x 10-3
Moderat 1-3 år < 2,5 x 10-4
Betydelig 3-10 år < 1 x 10-4
Alvorlig >10 år < 2,5 x 10-5
Tabell 10.1 Aker BPs operasjonsspesifikke akseptkriterier for forurensning, uttrykt som akseptabel grense for miljøskade innen gitte miljøskadekategorier.
Analysen er basert på en lokasjon med avstand til land på ca. 195 km (Utsira). Vanndypet i området er ca. 113 meter. Posisjonen til brønn 15/6-16 Hornet Main brukt i oljedriftberegningene er gitt i Tabell 10.2 og vist i Figur 10.1
10.2 Inngangsdata for analysene
10.2.1 Lokasjon og tidsperiode
Figur 10.1 Lokasjon til letebrønn 15/6-16 Hornet Main i utvinningstillatelse PL777 i Nordsjøen.
Analysen er gjort som helårlig analyse. Leterbrønnen er planlagt med oppstart tidligst i Q2 2019 med en varighet på inntil 124 dager med eventuelt sidesteg og brønntest.
Koordinater for modellerte scenarier Breddegrad: 58° 40`15,638” N, Lengdegrad: 01° 43`38,731” Ø
Vanndybde 113 meter
Avstand til nærmeste kystlinje Ca.195 km (Utsira kommune)
Referanse oljetype Bream olje (857 kg/m3)
Riggtype Deepsea Stavanger - Halvt nedsenkbar flyterigg
Utblåsningsrater Vektet rate overflate: 2980 Sm3/døgn
Vektet rate sjøbunn: 2940 Sm3/døgn
Vektet varighet Overflateutblåsning: 10,2 dager
Sjøbunnsutblåsning: 10,6 dager
GOR (Sm3/Sm3) 334,2
Tid for boring av avlastningsbrønn 59 døgn
Aktivitet Leteboring
Type scenario Utblåsning (overflate/sjøbunn)
Tabell 10.2 Inngangsdata og basisinformasjon for letebrønn 15/6-16 Hornet Main.
10.2.2 Egenskaper til oljen
oljevernberedskap (mekanisk og kjemisk bekjempelse). Det forventes å finne hydrokarboner i Hornet Main, og det er valgt å benytte Bream råolje som olje i analysene for miljørisiko- og beredskap. Bream råolje har egenskaper tilsvarende de man forventer for oljen i brønnen ved funn.
Bream er en middels tung parafinsk olje med høyt asfalteninnhold og middels til høyt voksinnhold, noe som fører til en middels fordampning sammenliknet med andre norske råoljer. Fordampningen av lette komponenter etter utslipp til sjø fører til en økning i voks- og asfalteninnholdet, og med større andel av de tunge komponentene endres oljens fysiske egenskaper. Oljen danner stabile viskøse emulsjoner, og lenselekkasjer vil ikke være et problem i en oljevernaksjon (SINTEF, 2011).
Viskositeten til emulsjonen er forventet å overstige 20 000 mPa etter 2– 4 døgn etter et utslipp ved vindhastigheter ≥ 10 m/s ved sommertemperaturer og etter 9 timer- 2 døgn ved vindhastigheter ≥ 5 m/s ved vintertemperaturer, og det vil kunne være behov for Hi-Visc oljeopptaker ved en
eventuell oljevernaksjon (SINTEF, 2011).
Definert fare- og ulykkeshendelse for miljørisikoanalysen er en utblåsning fra innretningen.
Sannsynligheten for en utblåsning fra aktiviteten er estimert til å være 1,35 x 10-4 (Lloyd’s, 2018).
10.2.3 Definerte fare- og ulykkessituasjoner
For 15/6-16 Hornet Main er det gjennomført en utblåsningsstudie med risikovurdering av
oljeutblåsning fra brønnen. Det er beregnet mulige utblåsningsrater og –varigheter med tilhørende sannsynlighetsfordeling (AddEnergy, 2018). Utblåsningsratene er hentet fra AddEnergy (2018), og er spesifikke for letebrønnen. Det er antatt 59 dagers varighet for å bore en avlastningsbrønn (AddEnergy, 2018).
Rate-/varighetsmatrisen som er lagt til grunn for oljedriftsmodelleringen og miljørisikoanalysen for letebrønnen er presentert i Tabell 10.3 . Utblåsningsstudien fra AddEnergy (2018) er basis for matrisen, men flere av ratene er vektet sammen for å få en mer komprimert matrise for
modelleringen. Vektet varighet for overflateutblåsning er 10,2 døgn, mens tilsvarende verdi for sjøbunnsutblåsning er 10,6 døgn. Vektet rate for overflateutblåsning er 2980 Sm3/døgn og for sjøbunnsutblåsning 2940 Sm3/døgn.
Tabell 10.3 Rate- og varighetsfordeling med tilhørende sannsynligheter for overflate- og sjøbunnsutblåsning for letebrønn 15/6-16 Hornet Main (AddEnergy, 2018). Fordeling overflate/sjøbunn er hentet fra Lloyd’s (2018).
