Brønn: 16/5-8 S

(1)

PL 815

Søknad om tillatelse etter

forurensningsloven for boring av brønn 16/5-8 S på PL 815

Brønn: 16/5-8 S

Rigg: Leiv Eiriksson

Oktober 2018 | Document number: 006206

(2)

Søknad om tillatelse etter forurensningsloven for boring av brønn 16/5-8 S i PL 815

16/5-8 S PL 815

Date:

26.10.2018

Document no.:

006206

Version:

01

Title: Lundin Norway AS

Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for boring av brønn 16/5-8 S i PL 815

PL 815 Well 16/5-8 S Document no. 006206 Document date 26.10.2018 Version no. 01

Document status Final

Authors: Name: Signature:

Astrid Pedersen, Environmental Advisor

Verified: Name: Signature:

Axel Kelley,

Environmental Manager

Approved: Name: Signature:

Geir Smaaskjær,

Drilling Operations Manager

(3)

16/5-8 S PL 815

Date:

26.10.2018

Document no.:

006206

Version:

01

Innholdsfortegnelse

Innholdsfortegnelse... 3

1 Sammendrag ... 5

2 Forkortelser og definisjoner ... 7

3 Innledning ... 8

3.1 Rammer for aktiviteten ... 8

4 Aktivitetsbeskrivelse ... 10

4.1 Generelt om aktiviteten ... 10

4.2 Boreplan ... 11

4.3 Boreprogram ... 13

4.3.1 Boring av brønn 16/5-8 S ... 13

4.3.2 Opsjon sidesteg ... 15

4.3.3 Nedre komplettering i horisontalt sidesteg ... 15

4.4 Opprenskning av sidesteget/horisontalseksjonen ... 15

4.5 Formasjonstesting ... 16

4.5.1 Formålet med formasjonstesten ... 17

4.6 Vurdering av alternative strategier for formasjonstest av letebrønn 16/5-8 S og tilhørende sidesteg ... 17

4.6.1 Plan for formasjonstesten ... 20

4.6.2 Beskrivelse av utstyret for formasjonstesten ... 21

4.6.3 Tiltak for å minimere utslipp og sikre optimal forbrenning ... 25

4.6.4 Barrierer for å hindre oljesøl under formasjonstesten ... 26

4.6.5 P&A ... 27

5 Utslipp til sjø ... 28

5.1 Vurdering av kjemikalier og utslipp ... 28

5.2 Forbruk og utslipp av kjemikalier ... 28

5.2.1 Borekjemikalier ... 28

5.2.2 Sementeringskjemikalier ... 29

5.2.3 Kjemikalier benyttet i komplettering av horisontal reservoarseksjon i sidesteget ... 30

5.2.4 Kjemikalier benyttet under opprensking ... 30

5.2.5 Kjemikalier benyttet under formasjonstesten ... 30

5.2.6 Sporstoff ... 30

5.2.7 Riggkjemikalier ... 32

5.3 Borekaks... 32

5.4 Oljeholdig vann og sanitærvann... 33

5.4.1 Drenasjevann ... 33

5.4.2 Vann fra opprenskningen av brønnen ... 33

5.4.3 Formasjonsvann ... 33

5.4.4 Renseanlegg for rensing av formasjonsvann ... 35

5.4.5 Måleprogram ... 36

5.4.6 Sanitærvann ... 36

5.5 Kjemikalier i lukket system ... 36

(4)

16/5-8 S PL 815

Date:

26.10.2018

Document no.:

006206

Version:

01

5.6 Oversikt over beredskapskjemikalier ... 36

6 Utslipp til luft ... 37

6.1 Utslipp fra kraftgenerering ... 37

6.2 Utslipp fra opprenskning ... 37

6.3 Utslipp fra formasjonstesting ... 38

7 Avfall ... 39

8 Operasjonelle miljøvurderinger ... 40

8.1 Naturressurser i influensområdet ... 40

8.2 Miljøvurdering av utslippene under boring, komplettering og P&A ... 41

8.3 Miljøvurdering av operasjonelle utslipp under opprenskning og formasjonstest (opsjon) ... 41

8.3.1 Miljøkonsekvenser av kjemikalier og oljeholdig vann ... 41

8.3.1 Kvantifisering av sot- og oljenedfall fra formasjonstest av sidsteget ... 42

8.3.2 Miljøkonsekvenser av sot og oljenedfall ... 44

9 Miljørisiko... 45

9.1 Etablering og bruk av akseptkriterier ... 45

9.2 Inngangsdata for analysene ... 45

9.2.1 Metode for miljørettet risikoanalyse ... 45

9.2.2 Tidsperiode... 46

9.2.3 Oljens egenskaper ... 46

9.2.4 Definerte fare og ulykkessituasjoner ... 47

9.3 Drift og spredning av olje ... 49

9.4 Naturressurser inkludert i miljørisikoanalysen ... 54

9.5 Miljørisiko knyttet til aktiviteten ... 55

10 Beredskap mot akutt forurensning ... 57

10.1 Krav til oljevernberedskap ... 57

10.2 Analyse av dimensjoneringsbehov ... 57

10.3 Foreslått beredskap for deteksjon og overvåkning av utslipp ... 59

10.4 Forslag til beredskap mot akutt forurensning ... 60

11 Utslipps- og risikoreduserende tiltak ... 61

12 Referanseliste ... 62

13 Vedlegg ... 64

13.1 Oppsummering av forbruk og utslipp av kjemikalier ... 64

13.2 Planlagt forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier ... 67

13.3 Planlagt forbruk og utslipp av sementeringskjemikalier ... 70

13.4 Planlagt forbruk av sporstoff ... 72

13.5 Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier i forbindelse med komplettering, opprenskning og formasjonstest ... 73

13.6 Planlagt forbruk og utslipp av riggkjemikalier ... 75

13.7 Beredskapskjemikalier ... 77

(5)

16/5-8 S PL 815

Date:

26.10.2018

Document no.:

006206

Version:

01

1 Sammendrag

I henhold til aktivitetsforskriften § 66 og forurensningsforskriften kapittel 36, søker Lundin Norway AS (LNAS) om tillatelse etter forurensningsloven vedrørende boring og tilbakeplugging av letebrønnen 16/5-8 S i PL 815, samt opsjon for boring av et horisontalt sidesteg og opsjon for formasjonstest av sidesteget.

Brønnen skal bores med boreriggen Leiv Eiriksson. Oppstart av boreoperasjonen vil avhenge av fremdrift og rekkefølge på pågående og planlagte boreoperasjoner. Tidligste forventet oppstart av boreoperasjonen er februar 2019.

Foreliggende søknad gir oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier planlagt benyttet under operasjonen, samt utslipp til luft, miljørisiko og foreslått oljevernberedskap. Kjemikalieforbruket inkluderer opsjoner for sidesteg og formasjonstest i sidesteget. Det er ikke planlagt utslipp av røde eller sorte bore- og brønnkjemikalier til sjø under aktiviteten. Samtlige bore- og riggkjemikalier som benyttes er i kategori grønn eller gul ihht. Aktivitetsforskriften § 63. Kaks med vedheng av vannbasert borevæske vil slippes til sjø, mens oljebasert borekaks vil ilandføres for videre behandling. Det vil ikke forekomme utslipp av annet enn gule og grønne kjemikalier til sjø fra den planlagte aktiviteten.

En oversikt over omsøkte mengder kjemikalier er vist i Tabell 1-1.

Tabell 1-1. Estimert forbruk og utslipp til sjø av kjemikalier (målt som stoff) knyttet til boring, formasjonstesting og tilbakeplugging av brønn 16/5-8 S, inkludert opsjon for sidesteg.

Aktivitet Forbruk (tonn) Utslipp (tonn)

Grønt stoff Gult stoff

Gul/ Y1 Gul/ Y2 Gul/ Y1 Gul/ Y2

Boring og P&A av hovedbrønn 6 552 236 0,4 3 623 53 0,01

Boring og P&A av sidesteg (opsjon) 4 790 989 0,4 2 027 93 0,01

Opprenskning og formasjonstest (opsjon) 802 92 0 802 19 0

Totalt 12 144 1317 0,8 6 452 166 0,02

Borekjemikaliene inkluderer forbruk av oljebasert borevæske i 12¼" seksjonen i sideteget. Samlet søkes det om forbruk av 1 482 tonn oljebasert borevæske.

I tillegg til kjemikaliene i Tabell 1-1 søkes det om tillatelse til installasjon og bruk av 62,4 kg røde og 46,7 kg svarte sporstoff i brønnen samt utslipp av 0,114 kg røde sporstoff. Det vil ikke være utslipp av svarte sporstoff til sjø.

Utslipp til luft kommer fra kraftgenerering om bord på riggen samt i forbindelse med opprenskning og formasjonstesting av sidesteget. En oversikt over omsøkte utslipp til luft er vist i Tabell 1-2.

(6)

16/5-8 S PL 815

Date:

26.10.2018

Document no.:

006206

Version:

01

Tabell 1-2. Estimerte utslipp til luft knyttet til boring av hovedbrønn og sidesteg (opsjon) samt opprenskning og formasjonstest av sidesteget (opsjon).

Aktivitet Varighet

(døgn)

Forbruk av diesel (tonn)

Utslipp i tonn

CO2 NOX nmVO

C SOX CH4

Kraftgenerering for hovedbrønn 52 1 556 4 933 81 8 1,6 -

Kraftgenerering for sidesteg

(opsjon) 57 1 706 5 407 89 9 1,7 -

Kraftgenerering under opprenskning og

formasjonstesting (opsjon)

15 868 2 751 45 4 0,9 -

Forbrenning under opprenskning og

formasjonstesting (opsjon)

- - 46203 70 40 0,5 0,49

Totale utslipp 138 4130 59 294 285 61 4,6 0,49

Lisensen er lokalisert i midtre deler av Nordsjøen. Blokken der det skal bores er ikke underlagt noen fiskeri- eller miljøvilkår som begrenser aktiviteten.

Det er gjennomført en miljørisikoanalyse for brønn 16/5-8 S. Analysen er gjennomført som en referansebasert analyse sammenlignet opp mot letebrønn 25/11-29 i PL 626, som skal bores sent 2018/

tidlig 2019. Miljørisikoanalysen for referansebrønnen konkluderer med at pelagiske sjøfugl (nordsjøbestanden av havsule) er utsatt for høyest miljørisiko, nærmere bestemt 18% av akseptkriteriet for moderat skade om vinteren. Risikoen for øvrig sjøfugl, marine pattedyr, og strandhabitat er vesentlig lavere (<9%). Risikonivået forbundet med boringen ligger således godt innenfor LNAS sine operasjonsspesifikke akseptkriterier.

Det er gjennomført en beredskapsanalyse for brønn 16/5-8 S. Beredskapsanalysen viser at det maksimalt er behov for fire NOFO-systemer for å håndtere tilflyt av olje til barriere 1a og 1b. Første system vil være på plass innen senest 10 timer, og fullt utbygget barriere vil være på plass innen 24 timer.

(7)

16/5-8 S PL 815

Date:

26.10.2018

Document no.:

006206

Version:

01

2 Forkortelser og definisjoner

BAT Best Available Technique

BOP Blowout preventor

HOCNF Harmonized Offshore Chemicals Notification Format -

økotoksikologisk dokumentasjon for kjemikalier til bruk i offshorebransjen

Lisens Utvinningstillatelse. Lisens er i denne sammenheng synonymt

med utvinningstillatelse.

MD Målt dybde

MIRA Metode for miljørettet risikoanalyse (OLF, 2007)

MEG Monoetylenglykol

MSL Mean sea level – gjennomsnittlig havnivå

OLF Oljeindustriens landsforening (nytt navn – Norsk olje og gass,

NOROG)

NOFO Norsk Oljevernforening for Operatørselskap

NOROG Norsk olje og gass

P&A Plug and abandonment

PL Utvinningstillatelse (Production License)

RKB Rotary kelly bushing - mål for posisjon på boredekk

ROV Remotely Operated Vehicle

SEAPOP «Seabird populations» er et landsdekkende program for

overvåking av sjøfugl langs hele kysten av Norge og i tilstøtende havområder

SVO Særlig Verdifulle Områder

TD Totalt dyp

THC Total Hydrocarbon

TVD Totalt vertikalt dyp

TVD RKB Totalt vertikalt dyp under boredekk

VØK Verdsatt Økosystem Komponent

(8)

16/5-8 S PL 815

Date:

26.10.2018

Document no.:

006206

Version:

01

3 Innledning

I henhold til aktivitetsforskriften § 66 og forurensningsforskriften kapittel 36, søker Lundin Norway AS (LNAS) om tillatelse etter forurensningsloven til boring, formasjonstesting og tilbakeplugging av brønn 16/5-8 S i utvinningstillatelse (heretter PL) 815. Brønnen er en letebrønn og skal bores med boreriggen Leiv Eiriksson.

3.1 Rammer for aktiviteten

Utvinningstillatelse PL 815 ligger i midtre deler av Nordsjøen. Lisensens rettighetshavere består av Lundin Norway AS (Operatør) med 40 % samt Concedo ASA, Petoro AS og Lime Petroleum AS, hver med 20% andel. Lisensen ble tildelt ved TFO-runden i 2015. Brønn 16/5-8 S ligger om lag 157 km fra kystlinjen (Utsira i Rogaland), og 14 km sør for Edvard Grieg-plattformen (Figur 3-1).

Det foreligger ingen restriksjoner til omsøkt aktivitet slik det er nedfelt i lisensen eller i forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak (Miljøverndepartementet, 2013). Avstanden til nærmeste tobisfelt er ca. 62 km. Boreoperasjonen vil ha oppstart etter gyteperioden for tobis og det er vurdert at den planlagte aktiviteten utgjør lav risiko for tobis.

Makrell gyter også i den sentrale delen av Nordsjøen, og deler av det vidstrakte gyteområdet har status som SVO. Makrellen gyter i perioden mai-juli, med egg og larver i vannmassene i perioden mai- august. Brønn 16/5-8 S ligger ca. 21 km nord for ytre grense av gytefeltet for makrell. Med bakgrunn i de analyser og vurderinger som er gjort for brønner i området antas det ikke å ha konfliktpotensial i forhold til makrellbestanden i området.

Det er ikke identifisert noe konfliktpotensial for boring av brønn 16/5-8 S hverken med hensyn til nedslamming fra borekaks, påvirkning av nevnte eller øvrige fiskebestander fra akutte utslipp av olje eller hindring av fiskeriaktivitet.

(9)

16/5-8 S PL 815

Date:

26.10.2018

Document no.:

006206

Version:

01

Figur 3-1. Oversikt over brønnlokasjon for brønn 16/5-8 S.

(10)

16/5-8 S PL 815

Date:

26.10.2018

Document no.:

006206

Version:

01

4 Aktivitetsbeskrivelse

4.1 Generelt om aktiviteten

Brønn 16/5-8 S er lokalisert i lisens (PL) 815 i midtre deler av Nordsjøen. Avstanden til land er ca.

157 km (Utsira i Rogaland). Vanndypet på lokasjonen er 108±1 m. Sjøbunnen i området består hovedsakelig av løs til middels tettpakket fin sand.

PL 815 ligger sørøst for PL 338 C hvor LNAS i 2009 gjorde et ukonvensjonelt funn (Rolvsnes) i porøst/forvitret granittisk grunnfjell. Brønn 16/5-8 S er den første letebrønnen som bores i PL 815.

Formålet med brønnen er å undersøke reservoaregenskapene og hydrokarbonpotensialet i samme type reservoar som Rolvsnes og det forventes samme kontaktnivå som i Rolvsnes-funnet. Aktiviteten omfatter først boring av en tilnærmet vertikal brønn (se Figur 4-1). Avhengig av brønnresultatet vil det så bores et langt horisontalt sidesteg med inntil 2 200 m reservoarseksjon, etterfulgt av opprenskning og formasjonstest av sidesteget (Figur 4-2). Formålet med formasjonstesten vil være å undersøke produksjonsegenskapene til reservoaret.

Borevæsken som benyttes ved boring av reservoarseksjonen i hovedbrønnen vil tilsettes et radioaktivt sporstoff (tritium). Søknad om tillatelse til forbruk og utslipp av radioaktive komponenter (tritium) samt utslipp av naturlige forekommende stoffer i eventuelt vann fra formasjonen i forbindelse med den planlagte aktiviteten er sendt inn til Statens Strålevern parallelt med foreliggende søknad (Lundin Norway AS, 2018).

Basisinformasjon for brønn 16/5-8 S er vist i Tabell 4-1.

Tabell 4-1. Generell informasjon om brønn 16/5-8 S.

Parameter Verdi

Brønnidentitet 16/5-8 S

Utvinningstillatelse PL 815

Organisasjonsnummer for PL 815 916 843 356

Lengde/breddegrad 02° 21' 41.4055" E 58° 43' 41.2719" N

UTM koordinater (ED 50, UTM Zone 31) 463 026.55 m 6 510 105.49 m

Vanndyp 108 ± 1 m MSL

Avstand til land ca. 157 km (Utsira)

Planlagt boredyp 2 463 m TVD RKB

1 811 m MD RKB Varighet på boreoperasjonen:

- Hovedbrønn, inkludert tilbakeplugging - Sidesteg (opsjon), inkludert tilbakeplugging - Oppresnkning (opsjon)

- Formasjonstest i sidesteget (opsjon) Totalt:

52 dager 57 dager 15 dager 14 dager 109 dager

(11)

16/5-8 S PL 815

Date:

26.10.2018

Document no.:

006206

Version:

01

4.2 Boreplan

Boreoperasjonen er planlagt gjennomført med den halvt nedsenkede flyteriggen Leiv Eiriksson.

Riggen er drevet av Ocean Rig. Oppstart av boreoperasjonen vil avhenge av fremdriften på pågående og planlagte boreoperasjoner. Tidligste forventede oppstart av boreoperasjonen er februar 2019.

Brønnen vil permanent plugges og forlates etter endt operasjon.

Brønn 16/5-8 S skal bores ned til en lengde (målt dyp) på maksimalt 2494 m under boredekk og et totalt vertikalt dyp på 2125 under boredekk. Skisser av brønnen og det horisontale sidesteget (opsjon) er gitt i Figur 4-1 og Figur 4-2.

Estimert varighet for boring av hovedbrønnen er 52 dager. Dette inkluderer boring til TD samt tilbakeplugging. Estimert varighet for boreaktiviteten, inkludert opsjonene for sidesteg samt opprensking av sidesteget og formasjonstest i sidesteget, er ca.109 dager.

(12)

16/5-8 S PL 815

Date:

26.10.2018

Document no.:

006206

Version:

01

Figur 4-1. Brønnskisse for brønn 16/5-8 S.

(13)

16/5-8 S PL 815

Date:

26.10.2018

Document no.:

006206

Version:

01

Figur 4-2. Brønnskisse for lengste opsjon av sidesteget til brønn 16/5-8 S (16/5-8 A).

4.3 Boreprogram

Et boreprogram for brønnen vil bli sendt Petroleumstilsynet som vedlegg til samtykkesøknaden. En kort beskrivelse av brønnseksjonene er gitt her.

4.3.1 Boring av brønn 16/5-8 S 36” x 42" hullseksjon

Et 36” x 42" hull bores fra sjøbunn (133 m RKB) til 204 m RKB. Hullet bores med sjøvann og renses periodevis med høyviskøse bentonittpiller. Etter boring til planlagt dyp (TD) fortrenges hullet med 1.40 s.g. fortrengningsvæske. Lederøret (30" x 36") installeres og støpes med sement. Borekaks og overskytende sement slippes ut ved sjøbunn.

(14)

16/5-8 S PL 815

Date:

26.10.2018

Document no.:

006206

Version:

01

9 ⁷/8” pilothull

Et 9 ⁷/8" pilothull bores fra 30" lederør sko på 199 m til ca. 590 m MD. Hullet bores med sjøvann og renses periodevis med høyviskøse bentonittpiller. Etter boring til planlagt dyp (TD) fortrenges hullet med 1.25 s.g. fortrengningsvæske. Borekaks med vedheng av borevæske separeres fra borevæsken på riggen og slippes til sjø.

26” seksjon

Pilothullet åpnes opp til 26” hull fra 30" lederør sko på 199 m ned til ca. 590 m MD. Hullet bores med sjøvann og renses periodevis med høyviskøse bentonittpiller. Etter boring til planlagt dyp (TD) fortrenges hullet med 1.25 s.g. fortrengningsvæske. Borekaks med vedheng av borevæske separeres fra borevæsken på riggen og slippes til sjø. Overflaterør (20") installeres fra sjøbunn ned til 585 m MD og støpes med sement. Etter installering av overflaterøret installeres BOP på brønnhodet og stigerør monteres fra BOP opp til riggen.

17 ½” seksjon

17 ½” seksjonen bores fra 590 m MD/TVD til 1694 m MD/1512 m TVD med 1.50 s.g. vannbasert borevæske med retur til riggen. Borekaks med vedheng av borevæske separeres fra borevæsken og slippes ut til sjø. Etter fullføring av seksjonen installeres 13 ⅜” foringsrør og støpes med sement.

12 ¼” seksjon

12 ¼” seksjonen bores fra 1694 m MD til 2084 m MD/1811 m TVD RKB med 1.52 s.g. vannbasert borevæske med retur til riggen. Borekaks med vedheng av borevæske separeres fra borevæsken og slippes ut til sjø. Etter fullføring av seksjonen installeres 9 5/8” foringsrør og støpes med sement.

8 ½” seksjon

8 ½” seksjonen bores fra 2084 m MD RKB til 2494 m MD/2125 m TVD RKB med 1.13 s.g.

vannbasert borevæske. Borevæsken sirkuleres i retur til riggen, hvor borekaks med vedheng av borevæske separeres og slippes ut til sjø. Hvis det besluttes å utføre en brønntest, vil 6 5/8”

sandskjermer bli installlert.

P&A

Den nederste reservoarseksjonen blir plugget med sement i sin helhet inn i foregående 9 5/8"

forlengelsesrør. Deretter blir 9 ⁵/8" og 13 3/8" foringsrør kuttet og trukket i åpent hull under 20" sko.

Det vil så sementeres barriereplugger fra dette nivået og inn i 20" overflaterøret.

Dersom det velges å bores et sidesteg vil en sement plugg blir installert i den åpne seksjonen som støtte for å bore brønnløp ut i ønsket retning, en såkalt Kick-off Plug.

Overskudd av spacer og sement fra brønnen blir sluppet til sjø for alle seksjoner med vannbasert borevæsker.

(15)

16/5-8 S PL 815

Date:

26.10.2018

Document no.:

006206

Version:

01

4.3.2 Opsjon sidesteg 17 ½” seksjon

17 ½” seksjonen bores fra 590 m MD/TVD til 1565 m MD/1494 m TVD med 1.50 s.g. vannbasert borevæske med retur til riggen. Borekaks med vedheng av borevæske separeres fra borevæsken og slippes ut til sjø. Etter fullføring av seksjonen installeres 13 5/8” foringsrør og støpes med sement.

12 ¼” seksjon

12 ¼” seksjonen bores fra 13 5/8” sko til 2041 m MD/1832 m TVD RKB med 1.52 s.g. oljebasert borevæske med retur til riggen. Etter fullføring av seksjonen installeres og støpes et 9 ⁵/8” forlengelsesrør.

8 ½” seksjon

8 ½” seksjonen bores fra 9 ⁵/8” sko til 3655 MD/1887 m TVD RKB med 1.13 s.g. vannbasert borevæske. Dersom forholdene betinger det så vil brønnen forlenges med ca. 1000 m til 4 655 m MD, som gir totalt ca. 2 200 m horisontal seksjon. Borevæsken sirkuleres i retur til riggen, hvor borekaks med vedheng av borevæske separeres og slippes ut til sjø.

Overskudd av spacer og sement fra brønnen blir sluppet til sjø for alle seksjoner med vannbasert borevæsker.

4.3.3 Nedre komplettering i horisontalt sidesteg

Etter boring av lang horisontalseksjon i sidesteget vil nedre komplettering i 8 ½" seksjonen innledes med installasjon av sandskjermer. I sandskjermene vil det bli installert inntil 16 stasjoner med sporstoff for å kunne identifisere hvor godt ulike soner produserer under opprenskningen og formasjonstesten. Hver sone vil separeres ved bruk av svellende pakninger.

For at den etterfølgende formasjonstesten skal gi best mulig informasjon om reservoaret er det av stor viktighet at filterkake renskes ut fra den lange horisontalseksjonen før formasjonstesten kan starte.

Filterkake er forurensning i brønnen som består av karbonater, polymerer og andre rester fra bore- og kompletteringsvæske. Filterkaken fjernes med en såkalt «breaker»-væske, som pumpes ned til reservoarseksjonen. Dersom ikke «breaker» væsken har den forventede virkningen vil det injiseres syre ned i brønnen for å løse opp resterende filterkake. Dette vil bli gjort under opprenskningsfasen (se kapittel 4.4).

I forkant av kompletteringsoperasjonen vil det vurderes å erstatte borevæsken med en kompletteringsvæske bestående av saltlake. I tillegg vil det være behov for vaskekjemikalier for å vaske brønnen ren før teststrengen kjøres i brønnen.

4.4 Opprenskning av sidesteget/horisontalseksjonen

Formålet med brønnopprenskningen er å rengjøre brønnen og fjerne alle rester av borekjemikalier og filterkake før oppstart av selve formasjonstesten. Brønnopprenskningen vil gjennomføres som en kontrollert brønnstrømning, hvor brønn- og formasjonsvæske strømmer via produksjonsstrengen opp til riggen. Brønnstrømmen økes gradvis fra ca. 200 m³/døgn til 1200 m³/døgn. Kontinuerlig analyse

(16)

16/5-8 S PL 815

Date:

26.10.2018

Document no.:

006206

Version:

01

av sporstoffene som er installert i kompletteringsstrengen vil fortelle om hele brønnen bidrar og dermed vise om opprenskningen har fungert for hele horisontalseksjonen.

Dersom opprenskning av brønnen ikke er tilfredsstillende vil det vurderes å injisere 10 - 15% saltsyre (HCl) for å sikre at alle rester av filterkake og borevæsketilsetninger er løst opp. Syrevasken vil i så fall etterfølges av en ny opprenskningsfase. Figur 4-3 illustrerer det planlagte opprenskningsprogrammet. Basert på erfaringene med opprenskning av brønn 16/1-28 S (Rolvsnes) er det antatt at brønnen vil strømmes i 2 – 3 døgn under opprenskningen.

Brønnstrømmen vil under opprenskningen bestå av kompletteringsvæske, rester av borevæske, formasjonsvann, olje og gass. Olje og gass vil separeres i testeanlegget og brennes over brennerbom.

Vann og vannløselige kjemikalier vil renses og slippes til sjø (se kapittel 5.4.2).

Figur 4-3. Planlagt opprenskingsprogram med eventuell syrevask. Den nedre kurven viser planlagt

strømningsrate mens den øvre kurven viser hvordan trykket i reservoaret er forventet å endre seg. Syrevasken vil kun gjennomføres ved behov.

4.5 Formasjonstesting

PL 815 ligger på Utsira høyden, mellom feltene/funnene Luno II, Rolvsnes, Edvard Grieg og Johan Sverdrup (Figur 3-1). LNAS har derfor svært god kjennskap til geologien i området. Reservoaret i PL 815 forventes å være av samme type som i Rolvsnes-funnet, dvs porøst/forvitret granittisk grunnfjell med en tynn oljekolonne sammenlignet med andre grunnfjellreservoarer som er i drift. Det forventes samme olje-vann kontakt som i Rolvsnes-funnet, rundt 1928 m under havnivå.

Produktiviteten i grunnfjellsreservoar avhenger sterkt av forvitringsgraden og graden av oppsprekking i reservoaret. Det kan være store lokale variasjoner i forvitringsgrad, noe som ikke kan ses på seismikk. Tilstedeværelse av reservoarkvaliteter og produktivitet må derfor bekreftes. Produktiviteten til Rolvsnes-funnet ble undersøkt ved en formasjonstest av en 2500 m lang horisontal brønn (16/1-28 S) sommeren 2018. Formasjonstesten bekreftet produktiviteten og kontinuiteten til det granittiske

(17)

16/5-8 S PL 815

Date:

26.10.2018

Document no.:

006206

Version:

01

grunnfjellreservoaret og beviste at selv om produktiviteten pr. meter var lav hadde brønnen på grunn av lengden allikevel god produktivitet/kommersielle rater. Til tross for en begrenset oljekolonne på ca. 40 m ble det ikke produsert vesentlige mengder vann under formasjonstesten. Rolvsnesfunnet vil undersøkes videre i en lengre prøveutvinning fra brønn 16/1-28 S i 2021, hvor brønnstrømmen transporteres i en rørledning til Edvard Grieg-plattformen for prossessering.

4.5.1 Formålet med formasjonstesten

Brønn 16/5-8 S er den første letebrønnen i PL 815. Formålet med brønnen er å undersøke reservoaregenskapene og hydrokarbonpotensialet i porøst/forvitret granittisk grunnfjell. Den planlagte aktiviteten omfatter først boring av en en tilnærmet vertikal letebrønn (brønnbane 16/5-8 S), for å påvise olje og kartlegge reservoarets egenskaper. Avhengig av brønnresultatet vil det så bores et langt horisontalt sidesteg (Brønnbane 16/5-8 A), etterfulgt av opprenskning og formasjonstesting av denne. Materialvalg og kompletteringsløsningen legger til rette for gjenbruk av denne brønnbanen senere gjennom prøveutvinning, slik det er gjort for Rolvsnes-funnets brønn 16/1-28 S.

Formål med formasjonstesten i brønnbane 16/5-8 A vil være å bestemme reservoarets produksjonsegenskaper. Tilsvarende Rolvsnes-reservoaret forventes produktiviteten å være lav. Siden det er økt risiko for vanngjennombrudd pga sprekker/forkastninger med mulig kommunikasjon ned i vannsonen vil det legges begrensninger på hvor hardt brønnen kan strømmes. I tillegg tar opprenskning av lange horisontale brønner lengre tid enn opprenskning av vertikale brønner. Som for Rolvsnes vil det derfor være behov for en noe lengre formasjonstest enn hva som er vanlig ved test av konvensjonelle reservoarer.

De dynamiske data som ble generert som følge av formasjonstestingen på Edvard Grieg-feltet (16/1- 10, 16/1-8 og 16/1-15) og på Johan Sverdrup-feltet (16/2-6, 16/3-4 og 16/2-11) var av avgjørende betydning for forståelsen av reservoarenes utstrekning og produksjonsegenskaper. Resultatene beviste kommersiell brønn-produktivitet i disse reservoarene. Funnene ville trolig ikke blitt erklært kommersielle uten formasjonstestene som ble gjennomført i letefasen.

En formasjonstest har også i flere tilfeller spart lisenser for avgrensningsbrønner. Formasjonstesten i 16/3-4 kombinert med 16/2-6 testen på Johan Sverdrup-feltet sparte minst én brønn ved at de påviste kommunikasjon mellom reservoarsandene.

4.6 Vurdering av alternative strategier for formasjonstest av letebrønn 16/5-8 S og tilhørende sidesteg

Erfaring fra lete- og avgrensningsbrønner boret på Rolvsnes (16/1-12 og 16/1-25 S) har vist at konvensjonelle vertikale brønner og formasjonstesting av disse ikke gir tilstrekkelig informasjon om produksjonsegenskapene i grunnfjellsreservoar. På grunn av det ukonvensjonelle reservoaret bør testen gjennomføres i en horisontal seksjon for at testen skal være representativ i forhold til vurdering av kommersielle rater og eventuelt tidlig vanngjennombrudd. På grunn av dette er det ikke planlagt formasjonstest i hovedbrønnen 16/5-8 S, den skal påvise reservoaregenskaper og kontaktnivå, som

(18)

16/5-8 S PL 815

Date:

26.10.2018

Document no.:

006206

Version:

01

danner beslutningsgrunnlag for å bore det lange horisontale sidesteget (16/5-8 A). På denne måten søker LNAS å minimere antallet brønner som bores i prospektet.

Basert på erfaringene fra Rolvsnes er det nødvendig med strømningsdata fra større deler av reservoaret, dette betyr i praksis en formasjonstest av en lang horisontal brønn. Dette kan gjennomføres på flere måter, hvorav følgende tre alternativer er mest aktuelle:

1. Formasjonstest med 10 dager strømming og brenning av olje og gass

2. Prøveproduksjon på rigg med overføring av olje til tankbåt og brenning av produsert gass 3. Prøveproduksjon til Edvard Grieg, ingen brenning av gass og olje utover noe gassfakling

under oppstart av brønnen

Tabell 4-2 oppsummerer beslutningskriteriene for de tre alternativene. Denne viser at en formasjonstest over ti dager gir tilstrekkelig datainnsamling, med moderate utslipp, lav risiko, liten kompleksitet og akseptable kostnader sammenlignet med de andre alternativene.

(19)

Tabell 4-2. Vurdering av alternative strategier for formasjonstesting av horisontalt sidesteg for 16/5-8 S Formasjonstest i horisontalt sidesteg (10

dager strømming)

Prøveutvinning til tankskip fra horisontalt sidesteg

Prøveutvinning til

Edvard Grieg fra horisontalt sidesteg Varighet

komplettering og opprenskning

15 dager, hvorav 2 - 3 dager strømming med brenning av gass og olje

15 dager, hvorav 2 - 3 dager strømming med brenning av gass

Varighet

formasjonstest 14 dager, hvorav inntil 10 dager strømming Ca. 4 mnd. Et år, med mulighet for overgang til full utbygging

Utslipp til sjø

Regulære utslipp fra rigg. Utslipp av mindre mengder renset formasjonsvann (0 – 4000 m³)

til sjø dersom produksjon av formasjonsvann

Regulære utslipp fra rigg og tankbåt.

Formasjonsvann

(0 – 48 000 m³) transportert til godkjent avfallsmottak og renset før utslipp til vannmiljø

eller rensing på rigg før utslipp til sjø

Minimale, eventuelt produsertvann vil i hovedsak injiseres

Utslipp til luft

868 tonn CO2 fra kraftgenerering på rigg 7 800 tonn CO2 under opprenskning 38 400 tonn CO2 under formasjonstesten

14 000 tonn CO2 fra kraftgenereringpå rigg og tankbåt

7 800 tonn CO2 under opprenskning 76 000 tonn CO2 under formasjonstesten

1 300 tonn CO2 under opprenskning 2 300 tonn ifbm legging av rørledningen

Teknologi modenhet

Modent, vanlige anlegg for formasjonstesting kan benyttes

Har vært utført, men krever modifikasjoner av testeanlegg og modifikasjoner av eksisterende

utstyr fra tidligere utførte tester.

Krever full havbunnsutbygging til Edvard Grieg.

Risiko Ingen risiko utover hva som er vanlig for standard formasjonstesting

Noe forhøyet risiko under selve prøveutvinningen, økt risiko for kollisjon siden

tankbåten blir liggende lenge på feltet, noe økt risiko for uhellsutslipp

Noe forhøyet risiko for mindre utslipp fra rørledning

Kompleksitet Lav Moderat Høy

Måloppnåelse Tilstrekkelig til å fatte beslutning om fremtidig prøveutvinning til Edvard Grieg

Tilstrekkelig til å fatte beslutning om fremtidig prøveutvinning til Edvard Grieg

Tilstrekkelig til å fatte beslutning om fremtidig feltutvikling

Kostnad (utover kostnaden ifbm boreoperasjonen)

Kostnad for formasjonstesten ca. 220 mill Kostnader for prøveutvinning: 720 mill

Minimum 1,6 milliarder i investeringer, tapt inntekt i forbindelse med produksjonsstans på

Edvard Grieg Påvirkning på

tidsplan Kan utføres umiddelbart Kan utføres med ett til to års forberedelser Kan ikke utføres før etter 2022

(20)

4.6.1 Plan for formasjonstesten

Formasjonstesten skal gi informasjon om produktiviteten og reservoaregenskapene på funnet.

Informasjonen genereres i to hovedfaser: først en strømningsfase og deretter en trykkoppbyggingsfase.

Analysen av disse to fasene avklarer reservoaregenskaper også utenfor brønnens umiddelbare nærhet.

Siden reservoaregenskapene er forventet å være dårlige (lav produktivitet pr. meter), må disse fasene være lengre enn under en konvensjonell formasjonstest med varighet på 1-3 dager. Med den produktiviteten som forventes er hovedstrømingsfasen estimert til 8 dager, etterfulgt av en 4 dager lang trykkoppbygging (se Figur 4-4).

Etter trykkoppbyggingsfasen planlegges ytterligere datainnsamling i form av produksjonslogging med bruk av nedihullssensorer. Sensorene inkluderer blant annet en akustisk probe som kan detektere strømningsstøy gjennom porehalser og sprekker. Datainnsamlingen planlegges gjennomført ved tilsvarende strømningsrate som under hovedstrømningsfasen. Dersom produksjonsloggingen er vellykket vil man kunne se hvilke sprekker og soner som produserer langs den horisontale og inntil 5 meter inn i reservoaret. Til slutt planlegges en flerratetest for å få mer robuste reservoardata (bl.a. etablere forhold mellom strømningsrater og trykkfall under produksjon) og avklare rateavhengig formasjonsskade (skin).

På grunn av den forventede lave produktiviteten vil det være behov for så lang formasjonstest som mulig, dvs. inntil 10 dager. Dersom det påtreffes bedre produktivitet enn forventet vil testen kunne kortes ned.

Analysen av formasjonstesten forventes å kunne redusere usikkerheter knyttet til reservoarets egenskaper med hensyn til strømning, varighet, væske/gass-forhold, vannproduksjon og reservegrunnlag. Testen vil i tillegg gi verdifull informasjon om forkastninger, permeabiliteter og skinneffekter (skader på formasjonen fra boreoperasjonen) i reservoaret.

Figur 4-4. Planlagt formasjonstest. Den nedre kurven viser planlagt strømningsrate mens den øvre kurven viser hvordan trykket i reservoaret er forventet å endre seg.

Informasjonen fra formasjonstesten vil være avgjørende for fremtidig aktivitet på prospektet og kan muliggjøre en optimal utbygging med hensyn til produksjonsforløp og kapasitet.

(21)

16/5-8 S PL 815

Date:

26.10.2018

Document no.:

006206

Version:

01

Gitt en positiv formasjonstest vil brønnen kunne gjenbrukes. Dette er planlagt gjennomført i to faser.

Første fase er en prøveutvinning hvor brønnen kobles til rørledningen som er planlagt mellom Rolvsnes- brønn 16/1-28 S og Edvard Grieg-plattformen og produksjon til Edvard Grieg. Dette vil gi tilstrekkelig lang observasjonstid til å demonstrere produktivitet over tid for dette ukonvensjonelle reservoaret. Siden prøveutvinningen vil foregå fra Edvard Grieg-plattformen vil den kunne foregå uten utslipp. Dersom denne fasen er vellykket er neste fase feltutbygging, hvor brønnen kan konverteres til en produksjonsbrønn. På denne måten søker LNAS å gjennomføre de nødvendige vurderingene av prospektet med minst mulig inngrep og færrest mulig boreoperasjoner.

4.6.2 Beskrivelse av utstyret for formasjonstesten

Hensikten med en formasjonstest er å måle strømningsegenskapene til en hydrokarbonforekomst.

Figur 4-5 viser et generisk formasjonstestanlegg. Valg av komponentene i testutstyret er i henhold til prinsippene for beste tilgjengelige teknikk (BAT). Beskrivelsen av hovedkomponentene er gitt nedenfor. De viktigste komponentene i anlegget er også beskrevet i Tabell 4-3.

Figur 4-5. Generisk testanlegg. Hvite tekstbokser viser prosesskomponenter, gule viser målepunktene og rosa viser hvor forbrenningen foregår.

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 (choke- manifolden) 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

(22)

16/5-8 S PL 815

Date:

26.10.2018

Document no.:

006206

Version:

01

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 4-6. Et typisk testanlegg om bord på riggen. Beskyttelsesburet rundt anlegget benyttes for å beskytte anlegget mot kollisjoner og kranløftuhell.

(23)

16/5-8 S PL 815

Date:

26.10.2018

Document no.:

006206

Version:

01

Tabell 4-3. Beskrivelse av hovedkomponentene i anlegget for formasjonstesten.

Testtre

 Del av primærbarrieren i brønnen.

 Lokalisert på boredekk

 Dette er et ventiltre som monteres direkte på produksjonsrøret i brønnen. Treet kan variere i størrelse, alt etter størrelsen på produksjonsrøret. Testtreet har

sikkerhetsventiler som kan stenge ned brønnen.

Choke-manifold

 Lokalisert i brønntest-området

 Dette er en manifold med blokkeringsventiler og faste (utbyttbar) og justerbar strupeventil.

 Det er på denne enheten at brønnstrømmen reguleres.

Varmeveksler

 Hensikten med varmeveksleren er å kunne justere separator-temperaturen. De fleste gangene trenger vi oppvarming, men i noen tilfeller er det snakk om kjøling. Målet er å ha en optimal temperatur i separatoren for best mulig separasjon.

 Størrelsen på varmevekslerene varierer mye, alt etter energibehovet for å oppnå ønsket temperatur i separatoren.

 I de fleste tilfellene er det en enkelt varmeveksler som trengs, enten som en løs prosesskomponent montert inne i en modulærpakke modul (øverste bilde), eller i egen løfteramme (bildet i midten). De doble varmevekslerne (nederst) er normalt kun i bruk på høyrate jobber.

Test-separator

 I test-separatoren separeres olje, gass og eventuelt vann fra hverandre. Dette ved hjelp av gravitasjonsseparering.

 Separatoren inneholder bølgedempere, gass-utskillere, innløpsanordninger, overløpsplater, etc.

 Eksternt har enheten gass- og væskemålere, pluss normalt en enhet for å måle oljevolum-krymping.

Kalibreringstank

 Dette er en tank med kalibrert volum og volummåling som brukes til å verifisere oljemålerne på test-separatoren under operasjon. Korreksjonsfaktorene benyttes direkte i målerapportene fra jobbene for å få best mulig målenøyaktighet under jobbene.

 Tanken finnes i to hovedtyper: enkelt kammer, og dobbeltkammer. (Venstre bilde viser tank med enkelt kammer, mens høyre bilde viser tank med to kamre). Bruken av enkelt- eller dobbeltkammer avhenger av brønnen sin beskaffenhet og

operatørselskapets preferanser.

(24)

16/5-8 S PL 815

Date:

26.10.2018

Document no.:

006206

Version:

01

Kalibreringstank-pumpe

 Hovedpumpen brukes til å pumpe kalibreringstanken tom, normalt pumpes oljen til brennerhodene på brennerbommen.

 Pumpen har også mulighet for å overføre oljen til lager- og transporttanker hvis behov for dette.

 Pumpestørrelsen varierer en del, alt avhengig av hvordan en aktuell brønn forventes å oppføre seg. Men, alle pumpene er av sentrifugal type, har girboks og

elektromotor.

Brennerbom

 2 stk. lokalisert på begge sider av riggen.

 Brennerbommen benyttes til å montere oljebrennerne på, samt rigg-kjøleutstyr ved behov. I tillegg har bommen normalt 2 stk. gassfaklingslinjer.

 Brenner-bommene er typisk ca. 25 meter lange og kan håndtere en vekt på 750- 1500 kg ytterst (riggspesifikt). Bildet til venstre viser brennerbomtuppen.

 Brennerbommene har normalt følgende linjer; oljelinje, høytrykksgass,

lavtrykksgass, kjølevann, luft og på en del rigger en ekstra linje for tilbakeføring av olje til tank etter endt operasjon.

Brennerhode

 Lokalisert på brennerbom (ett på hver bom)

 Oljebrennerhoder har vært brukt i Norge siden de ble innført i 1994. Ca. 80% av alle jobbene i Norge siden det har blitt utført med denne brennerhodeteknologien.

 Brenneren er testet av tredjepart i USA og de omfattende dataene fra denne testen er brukt indirekte som basis for utslippsfaktorene som ligger i Norsk Olje og Gass sine retningslinjer.

 Bildet viser brenneren med transportrammen på. Rammen fjernes ved installering.

Høytrykksgassfakkel

 Lokalisert på brennerbom (en på hver bom)

 Selve høytrykks-fakkelen er normalt en del av det faste utstyret på en rigg, men i noen tilfeller leveres spesialfakkeltupper fra leverandøren av utstyret for formasjonstesten. (ref. bilde)

 Alle høytrykksfaklene er av høyhastighet (eller supersonisk) type (mao. høy- effektive)

Atmosfærisk lagertank

 Lokalisert i brønntest-området, eller i eget lagertankområde

 Lagertank for væske som ikke kan brennes.

 Antall tanker varierer fra jobb til jobb, etter behov.

 Væskeinnholdet blir pumpet over på små transporttanker for transport til land

 Tankene inneholder spylesystemer for fjerning av bunnsedimenter.

Hjelpepumpe

 Lokalisert i brønntest-området, eller i eget lagertankområde

 Brukes til å overføre væske mellom lagertanker, og fra lagertank til transporttank.

 Denne typen pumper er alltid av membrantype, som tåler eksponering av forurensede væsker.

(25)

16/5-8 S PL 815

Date:

26.10.2018

Document no.:

006206

Version:

01

Lavtrykks væskeutskiller (knock-out pot)

 Valgfritt utstyr, lokalisert nedstrøms kalibreringstanken og testseparatoren.

 Benyttes som ekstra sikringstiltak mot mindre væskemengder som kan følge med gassen fra kalibreringstanken til lavtrykksgassfakkel på brennerbommen, hvis oljen danner skum som nivåkontrolleren på kalibreringstanken ikke kan fange opp.

 Lavtrykks væskeutskilleren skal normalt alltid være tørr innvendig. Hvis væske kommer ut av gassutløpet på kalibreringstanken vil en nivåbryter som sitter i bunnen av væskeutskilleren gi signal om overfylling av kalibreringstanken, slik at korrektivt tiltak kan iverksettes, eller anlegget stenges ned.

 Volumet i væskeutskilleren er tilpasset tiden det tar å stenge ned brønnen, slik at ingenting går til sjøen hvis overfylling skjer.

Høytrykks olje-i-gass nivåkontroll

 Valgfritt utstyr, lokalisert nedstrøms gassutløpet på separatoren.

 Benyttes som ekstra sikring mot mindre væskemengder som kan følge med gassen fra separatoren til høytrykks-gass flare på brennerbommen, i tilfeller hvor oljen danner skum, eller store bølgebevegelser i riggen gir nivåkontroll-problemer.

 Utstyret egner seg best til tilfeller med relativt lave gass rater fra separatoren (som oftest vil være mest kritiske).

 Dette er nyutviklet utstyr som fremdeles er under utprøving offshore.

4.6.3 Tiltak for å minimere utslipp og sikre optimal forbrenning

For å minimalisere utslippene i forbindelse med formasjonstesten 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 og temperatur) 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.

Oljebrennerhoder av typen Environmentally 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 for oljenedfall fra tester (0,05%).

Det er et overordnet mål å gjennomføre formasjonstesten 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. Forbrennings- parameterne 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 gjenopptas før problemet er løst.

Forbrenningsparametrene som overvåkes inkluderer:

(26)

16/5-8 S PL 815

Date:

26.10.2018

Document no.:

006206

Version:

01

 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 høy.

Temperaturen på oljen optimaliseres under testen ved bruk av varmevekseler (multi-tube heater) for å unngå voksutfelling og redusert forbrenning.

4.6.4 Barrierer for å hindre oljesøl under formasjonstesten

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:

 Automatisk prosess-nedstengingssystem. Dersom eventuell hydrokarbonlekkasje til dekk ikke blir oppdaget av det automatiske prosessnedstengingssystemet, stenges brønnen umiddelbart ned manuelt.

 Rutine for tømming av kalibreringstanken for ikke-brennbar væske før pumping av olje til brennerbom og oppstart av formasjonstest

 Lavtrykks væskeutskiller (knock-out pot) forhindrer overfylling av kalibreringstanken og eventuelt utslipp til sjø

 Nitrogenspylte avlastningsventiler. Disse hindrer utslipp til luft og sjø ved oppstart av prosessanlegget

 Kontinuerlig bemanning av testanlegget i drift. Dette betyr fysisk tilstedeværelse til enhver 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.

DNV GL vil verifisere at testanlegget er utformet ihht NORSOK Standard D-007 i forkant av operasjonen.

Beredskapsfartøy utstyrt med oljedetekterende systemer vil overvåke formasjonstesten. Om en hendelse skulle inntreffe og olje observeres på havoverflaten vil nødvendige tiltak ihht utslippets størrelse gjennomføres.

(27)

16/5-8 S PL 815

Date:

26.10.2018

Document no.:

006206

Version:

01

4.6.5 P&A

Brønnen vil bli midlertidig tilbakeplugget etter utført formasjonstest. Ved negativt resultat vil brønnen plugges og forlates permanent.

(28)

16/5-8 S PL 815

Date:

26.10.2018

Document no.:

006206

Version:

01

5 Utslipp til sjø

5.1 Vurdering av kjemikalier og utslipp

LNAS stiller strenge krav til kjemikalienes tekniske og miljømessige egenskaper. Det er lagt vekt på å etablere boreplaner og benytte kjemikalier som, innen tekniske og kostnadsmessige forsvarlige rammer, har minimalt potensiale for negativ miljøpåvirkning. Samtlige kjemikalier som planlegges sluppet ut er i miljøkategorisering grønn eller gul, ihht Aktivitetsforskriftens § 63.

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

- Aktivitetsforskriftens Kap XI,

- De generelle nullutslippsmålene for petroleumsvirksomhetens utslipp til sjø, som spesifisert i Stortingsmelding nr. 26 (2006–2007) (Miljøverndepartementet, 2007)

I henhold til substitusjonsplikten vil LNAS, i samarbeid med leverandøren av kjemikaliene, etablere planer for substitusjon av helse og miljøfarlige kjemikalier.

5.2 Forbruk og utslipp av kjemikalier Denne søknaden omfatter:

 Bore- og brønnkjemikalier (borevæske, sementkjemikalier, kjemikalier for komplettering, sporstoff, kjemikalier benyttet til opprenskning og i

formasjonstesten)

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

 Borekaks

 Formasjonsvann og annet oljeholdig vann, sanitærvann og matavfall

 Kjemikalier i lukket system

 Beredskapskjemikalier

5.2.1 Borekjemikalier

Halliburton er leverandør av borevæskekjemikalier. Det planlegges bruk av vannbasert borevæske under boring av brønnen, med unntak av 12 ¼" seksjonen i eventuelt sidesteg som vil bores med oljebasert borevæske. Samtlige borevæskekjemikalier er klassifiserte som gule eller grønne ihht Aktivitetsforskriften § 63.

I topphullet (36" x 42") samt pilot-hull vil det benyttes sjøvann som borevæske, med periodevis vask med høyviskøse bentonittpiller, bestående av bentonitt (leire) og hjelpekjemikalier. 26" seksjonen vil bores med vannbasert KCL/polymerbasert borevæske, men seksjon (17 ½") planlegges boret ved bruk av HP WBM vannbasert borevæske.

(29)

16/5-8 S PL 815

Date:

26.10.2018

Document no.:

006206

Version:

01

12 ¼" seksjonen på sidesteget er planlagt boret med oljebasert borevæske (Yellow Innovert S) grunnet retningsboring med vinkeloppbygning fra 40° til 80°, noe som erfaringsvis gir ustabile formasjoner. Den oljebaserte borevæsken bidrar til å redusere friksjon og vibrasjon under boring sammenlignet med vannbasert borevæske, slik at belastingen på formasjonene blir så lav som mulig. Bruk av oljebasert borevæske anses derfor å være nødvendig for å sikre at formasjonene forblir stabile. Videre sørger oljebasert borevæske for bedre hullrensing enn vannbasert borevæske samt mindre utvasking og tynnere filterkake, noe som reduserer risikoen for å sette seg fast med bore- og datainnsamlingsstreng.

Oljebasert borevæske er totalt sett derfor vurdert som den beste tekniske og sikkerhetsmessige løsningen for seksjonen. Etter endt boring i 12 ¼" vil borehull og stigerør vaskes med et «vasketog»

(kjemikalier som fjerner den oljebaserte borevæsken) før bytte til vannbasert borevæske. Planlagt forbruk av oljebasert borevæske og kjemikalier i forbindelse med vask av brønnen er 1 682 tonn. Det vil ikke være utslipp til sjø av oljebasert borevæske eller oljeforurensede kjemikalier fra «vasketoget».

Reservoarseksjonen (8 ½") vil bores med vannbasert borevæske med retur til riggen. Borekaks med vedheng av borevæske separeres fra borevæsken og slippes ut til sjø. For samtlige seksjoner gjenbrukes borevæske i den grad det er mulig.

En samlet oversikt over forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier, inkludert borevæsker benyttet ved plugging og forlating av brønnen, er vist i kapittel 13.2.

5.2.2 Sementeringskjemikalier

Halliburton er leverandør av sementkjemikalier. Samtlige kjemikalier i sementblandingene er klassifisert som grønne eller gule.

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

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

Det var tidligere vanlig å benytte gule kjemikalier klassifisert som Y2 for å kontrollere væsketapet fra sementen under herding samt for å sikre konsistente herdetider og rask styrkeoppbygging over et stort temperaturområde. Halliburton har i lengre tid jobbet for å erstatte disse kjemikaliene med alternative kjemikalier klassifisert som gul eller gul Y1. Dette arbeidet har gitt resultater og for foreliggende aktivitet omsøkes kun svært små mengder av væsketapskjemikaliet Halad 350 L (gul, Y2). Dette vil bare benyttes ved behov, dvs dersom planlagte kjemikalier ikke gir ønsket effekt under gitte brønnforhold eller ved uplanlagte jobber der man ikke rekker å levere en ny forsendelse av primærkjemikaliene.

En oversikt over forbruk og utslipp av sementeringskjemikaliene fordelt på miljøkategorier er vist i kapittel 13.3.