Søknad om tillatelse etter forurensningsloven til permanent tilbakeplugging av letebrønn 6407/7-4 og midlertidig tilbakeplugging av produsent 6407/7-A-16 H

(1)

(2)

(3)

Innhold

1 Innledning ... 5

1.1 Ramme for aktiviteten ... 5

2 Biologiske ressurser og forurenset sediment ... 6

2.1 Biologiske ressurser... 6

2.1.1 Plankton ... 6

2.1.2 Fiskeriressurser ... 6

2.1.3 Sjøfugl og pattedyr ... 6

2.1.4 Kaldtvannskoraller ... 7

2.1.5 Karlegging og risikohåndtering av korallforekomster ... 7

2.2 Risikohåndtering i forhold til kontaminert sediment på Njordfeltet ... 9

3 Håndtering av risiko for H2S i utsirkulerte gamle brønnvæsker ... 10

4 Planlagte operasjoner og brønnhistorikk ... 12

4.1 Letebrønn 6407/7-4 ... 12

4.1.1 Historikk letebrønn 6407/7-4 ... 12

4.1.2 Planlagt permanent P&A Letebrønn 6407/7-4 ... 12

4.2 Produsent 6407/7-A-16 H ... 14

4.2.1 Historikk produsent 6407/7-A-16 H ... 14

4.2.2 Planlagt midlertidig plugging av produksjonsbrønn 6407/7-A-16 ... 15

5 Forbruk og utslipp av kjemikalier... 18

5.1 Valg og evaluering av kjemikalier ... 18

5.2 Kontroll, måling og rapportering av utslipp ... 18

5.3 Omsøkt forbruk og utslipp av kjemikalier ... 19

5.4 Omsøkt forbruk og utslippsrappe av stoff i de ulike miljøkategoriene ... 19

5.5 Kjemikalier i lukkede system ... 20

5.6 Valg av væskesystemer ... 21

5.6.1 Vannbasert borevæske ... 21

5.7 Sement-, beredskaps- og riggkjemikalier... 21

5.7.1 Sementkjemikalier... 21

5.7.2 Beredskapskjemikalier ... 22

5.7.3 Riggkjemikalier... 22

5.8 Utslipp av oljeholdig vann, oljeholdige brukte kjemikalier og tørrbulk ... 22

6 Planlagte utslipp til luft ... 23

6.1 Generelt ... 23

6.2 Utslipp ved kraftgenerering ... 23

6.2.1 Miljøkonsekvenser ved utslipp til luft... 23

7 Avfallshåndtering... 24

(4)

Søknad om tillatelse etter forurensningsloven til permanent tilbakeplugging av letebrønn 6407/7-4 og midlertidig tilbakeplugging av produsent 6407/7- A-16 H

Dok. nr. AU-TPD DW ENV- 00010

Trer i kraft Rev. nr.

8 Miljørisiko og beredskap ved akutte oljeutslipp ... 24

8.1 Miljørisiko ... 24

8.2 Beredskap ... 25

9 Referanser ... 27

Vedlegg ATabeller med samlet oversikt over omsøkte forbrukte kjemikalier ... 28

Vedlegg B Beredskapskjemikalier ... 34

Vedlegg C Kjemikalier bak foringsrør på letebrønn 6407/7-4 Njord med miljøvurdering ... 35

Vedlegg D Gamle kjemikalier til utsirkulering fra produksjonsbrønn 6407/7-A-16H ... 38

Vedlegg E Miljøvurdering av gule og røde kjemikalier ... 39

(5)

1 Innledning

I henhold til Forurensningsloven § 11 søker Statoil om tillatelse til virksomhet i forbindelse med permanent tilbakeplugging (PP&A) av letebrønn 6407/7-4 og midlertidig tilbakeplugging (TP&A) av produsent 6407/7- A16 H på Njordfeltet. Denne søknaden er et tillegg til Tillatelse etter forurensningsloven for boring og produksjon på Njordfeltet med Hyme (Deres referanse 2013/497, tillatelsesnummer 2002.2277.T, dato 18.05.2015).

Søknaden gir en oversikt over planlagte forbruk og utslipp i forbindelse med PP&A av letebrønn 6407/7-4, TP&A av produsent 6407/7-A16 H på Njordfeltet. Gamle væsker som står i brønn vil berøres og planlegges sirkulert ut gjennom de planlagte pluggeoperasjonene. Gamle volum fra letebrønn 6407/7-4 inneholder noen kjemikalier som innehar miljøklassifisering rød eller svart. Disse volumene planlegges derfor tatt til land som avfall såfremt det ikke oppstår problemer med H2S gass og H2S konsentrasjon i luft overstiger 5 ppm vil gamle væskevolum suksessivt slippes til sjø etter stopp i operasjon, ny ruting til rigg og

repeterende målinger Ruting av svart væske vil i så måte begrenses til et minimum. Dette er videre

beskrevet i Kap 3..Gamle volum fra produsen 6407/7-A-16 H planlegges sluppet til sjø da dette er vurdert å være den mest miljøvennlige løsning fordi alle gamle kjemikalier i denne brønnen er klassifisert som gule og grønne.

Tidligst forventet oppstart for tilbakeplugging er 9 september 2016 med en estimert operasjonsvarighet på 49 dager. Prosjektet planlegges gjennomført med den halvt nedsenkbare boreinnretningen Scarabeo 5, men deler av operasjonen på 6407/7-A-16 H vurderes utført av LWI fartøy. Det er ved innsending av søknad ikke endelig besluttet hvem som skal gjennomføre operasjonene. Omsøkte rammer inkluderer alle alternativer.

Forbruk av produkter med rød og svart miljøklassifisering omfatter kjemikalier i lukkede systemer. Gamle kjemikalier som har stått i brønnen, ansees som brukt når de tas ut og sendes til land som avfall. Ut over dette planlegges kun forbruk og utslipp av kjemikalier med gul og grønn miljøklassifisering.

Det er på Njord feltet observert mindre forekomster av Lophelia og korallskog. I tillegg foreligger det restriksjoner i forhold til operasjoner i forurensede sedimenter.

Miljørisiko for akutt oljeforurensning er omfattet av Miljørisikoanalyse (MRA) for Njord og Hyme feltet i Norskehavet (2014). Gjeldende MRABA er vurdert å være dekkende for de planlagte aktiviteter beskrevet i denne søknad.

En oversikt over produkter og mengder av de gamle væskevolumene inkludert en miljøvurdering er gitt i Vedlegg C og Vedlegg D.

1.1 Ramme for aktiviteten

Prinsipper for risikoreduksjon beskrives i § 11 i rammeforskriften. Lovgivningen sier at skade eller fare for skade på mennesker, miljø eller materielle verdier skal forhindres eller begrenses i tråd med helse-, miljø- og

(6)

sikkerhetslovgivningen, herunder interne krav og akseptkriterier som er av betydning for å oppfylle krav i denne lovgivningen. Videre sier forskriften at utover dette nivået skal risikoen reduseres ytterligere så langt det er mulig.

Statoil planlegger å gjennomføre aktivitetene i tråd med dette og er, etter intern styrende dokumentasjon, pålagt å følge miljøstyringssystemet ISO 14001 standard for minimering av negativ påvirkning på miljøet.

2 Biologiske ressurser og forurenset sediment

2.1 Biologiske ressurser

2.1.1 Plankton

Dyreplanktonsamfunnet i Norskehavet domineres av copepoder/hoppekreps av artene Calanus finmarchicus (Raudåte) og Krill (Lyskreps). I de kalde delene av havet, spesielt i vest og sørvest, finnes også store mengder amfipoder. For øvrig har de fleste marine organismer et planktonisk stadium i løpet av livssyklusen. Eksempler på dette er fiskelarver og egg fra ulike arter fisk, samt larver fra virvelløste dyr som muslinger, rur, o.l.

Planktonmateriale varierer sterkt i løpet av året. Biomassen er lav om vinteren, for å øke til maksimalt i mai.

Grunne banker som Frøyabanken, Sklinnabanken og Haltenbanken danner spesielle strømvirvler som gjør at bankene opprettholder vannmasser med nok næring og lys i store deler av året. Strømmene fører også til at plankton får lengre oppholdstid her enn andre steder, hvilket gjør bankene til høyproduktive områder og næringsrike spiskamre for fisk og andre marine organismer.

2.1.2 Fiskeriressurser

Sild, torsk og sei utgjør de tre kommersielt sett viktigste fiskebestandene i Norskehavet. Hyse, lange og brosme er andre fiskearter der en stor andel av den samlede norske fiskefangsten tas i Norskehavet, men som volummessig betyr mindre enn de tre førstnevnte. Njord feltet ligger meget nært inntil gyte og larveområder for viktige

nøkkelarter. I perioden operasjonene planlegges (medio september til slutten av november) foreligger ikke disse nøkkelartene i nærområdet til Njord i følge Havmiljø.no

2.1.3 Sjøfugl og pattedyr

Innenfor influensområdet for oljeutvinningsaktiviteten i Norskehavet ligger mange viktige fuglefjell og hekkeplasser for sjøfugl, for eksempel Røst, Værøy, Lovunden, Vega og Vikna. Mange områder brukes i sommer- og

høstmånedene under myteperioden, og store områder, både ved kysten og ute i havet, brukes i vintermånedene.

Det store artsmangfoldet, og det store antall hekkende par, gjenspeiler den svært rike biologiske produksjonen i området. De fleste sjøfuglarter har høy sårbarhet for oljeforurensing på individnivå.

Sjøpattedyr i influensområdet inkluderer Havert og Steinkobbe (seler) og oter. I tillegg er spekkhogger,vågehval, nise og spermhval vanlige i området.

(7)

I perioden operasjonene planlegges (medio september til slutten av november) foreligger det ikke tilstedeværelse av ansamlinger med sjøfugl i nærområdet til Njord. Fra desember viser Havmiljo.no tilstedeværelse av sjøfuggl også arter som er nært truet og truet i nærområdet til Njord feltet.

2.1.4 Kaldtvannskoraller

De norske kaldtvannskorallrevene dannes av Lophelia pertusa, en steinkorall (Scleractinia) i familien

Caryophyllidae. Lophelia forekommer i de fleste hav, unntatt de aller kaldeste, i dybdeområdet 40-3000 m dyp.

Utenfor Trønderlagskysten danner korallen sammenhengende rev eller banker opp til 35 m høye og 1 km lange.

Revkompleksene kan imidlertid bli mye lengre, eks revet på Sularyggen som er ca 14 km langt. Midtnorsk sokkel har de største kompleksene og høyeste tetthetene av Lophelia rev som er kjent. De fleste ligger på dyp mellom 200 og 350 m. Revene er store biologiske konstruksjoner med en kompleks romlig struktur som gjør dem til et egnet leveområde for mange fastsittende og frittlevende organismer. De store variasjonene i mikrohabitat gjør revene til et økosystem med veldig høyt artsmangfold.

Paragorgia arborea (Sjøtre), Paramuricea placomus (Sjøbusk) og Primnoa resedaeformis (Risengrynskorall), er hornkoraller som kan danne såkalte korallskoger. Sammen med Lophelia danner de ofte komplekse habitater for mange andre arter. Korallskog er avhengig av hardt substrat for å kunne etablere seg, og ofte benytter de seg av dødt Lopheliarev. Korallskog er iøyenfallende objekter på havbunn, ofte i kraftig gul, oransje eller rød farge.

Hornkoraller er på lik linje med Lophelia langlivete arter som vokser relativt langsomt. De eldste kolloniene man kan finne i Norge er sannsynligvis mellom 100 og 200 år gamle.

2.1.5 Karlegging og risikohåndtering av korallforekomster

Det er gjennomført akustisk og visuell kartlegging av deler av området som kan påvirkes av oppankring og

ankerhåndtering for omsøkte aktiviteter. For endel av områdene som ikke er visuellt ispiserte foeligger det akustisk data med tilstrekkelig oppløsning for å kunne identifisere korallstrukturer.

Det er på Njord feltet idetifisert enkelte korallforekomster og basert på foreliggende akustiske data er det grunn til å anta at sannsynligheten for tilstedeværelsen av koraller i influensområdene til ankerkorridorer og ankerhåndtering er lav. Kartlagte områder med identifiserte korallforekomster er vist i Figur 1. Resultatet av de visuelle

undersøkelser i forbindelse med PP&A av letebrønn 6407/7-3 viste at av 15 potensielle forekomster, ble koraller funnet på 10 av disse.. Den visuelle inspeksjonenen viste spredte forekomster av enkeltstående Paragorgia på stein, samt tre lokasjoner med forekomster av Lophelia, den største omlag 1800 meter vest for Njord A.

Statoil planlegger basert på lav sannsynlighet for tilstedeværelse av høye tettheter med korallstrukturer/korallskog ikke ytterligere akustisk kartlegging av områdene som vil berøres av ankerkjettinger og ankerhåndtering. For å sikre at korallrev eller korallskog ikke tar skade av oppankring og ankerhåndtering planlegges det en visuell survey i ankerkorridorer som ikke tidligere er dekket av akustisk survey. Avdekkes det koraller i disse områdene vil Statoil sørge for at anker og kjettinger legges og holdes i en minimum avstand på 30 meter fra avdekkede

korallforekomster.

Ankringsanalyse gjennomføres i henhold til Ptil’s Innretningsforskrift §63, med henvisning til

(8)

Sjøfartsdirektoratets ankringsforskrift §§6‐17. Alle korallrev og lokaliteter med korallskog vil ligge som hinder idisse analysene.

Legging av anker og ankerkjettinger kan i korallområder medføre en risiko for mekanisk skade på korallforekomster. I det aktuelle området er forekomstene av koraller beskjedne. Statoil anser det som

uproblematisk å gjennomføre konvensjonell oppankring for denne operasjonen uten skade på koraller. Ved legging av anker og ankerkjettinger vil Statoil holde en avstand på 30 meter til alle koraller. Ankringsanalyse ettersendes ved ønske.

Figur 1 Områder med god nok oppløsning for identifisering av korallstrukturer. Rosa omriss i kartet viser identifiserte korallstrukturer.

Utslipp av partikulære væsker:

Det planlegges for at operasjonene skal utføres uten utslipp av partikulære væsker på havbunnen. Under plugging av brønnene vil det ikke være generering av kaks. Væske som tas ut fra brønn planlegges sendt til land for destruksjon. Det vil derfor ikke være utslipp av partikulært materiale som potensielt kan skade korallforkomstene.

(9)

2.2 Risikohåndtering i forhold til kontaminert sediment på Njordfeltet

Brønnen 6407/7-A16 H er lokalisert midt i et område med forurenset sediment som vist i Figur 2. Letebrønn 6407/7-4 er lokalisert ca. 1,5 km sørøst for Njord A som vist i Figur 3. PP&A og TP&A operasjonene på brønnene planlegges utført uten berøring av forurenset sediment. Aktiviteter som under normale operasjoner kan føre til oppvirvling av sediment er nedsetting av ROV bur på havbunnen og nedlegging og bevegelse av ankerliner.

Ankerliner vil legges minimum 30 m fra kontaminert sediment, og en vil legge inn begrensninger i forhaling av rigg for å sikre at ankerkjettinger til enhver tid vil opprettholde en avstand på 30 m horisontalt og 20 m vertikalt fra forurenset sediment. Ved bruk av ROV planlegges ROV bur plassert i vannsøylen over havbunnen for å unngå oppvirvling av kontaminert sediment. Det vil også legges inn restriksjoner på at ROV må holde en avstand på 0,5 mm fra kontaminer havbunn under hele operasjonen. Området med kontaminert sediment er vist med rosa skravering i Figur 2. Omfanget av kontaminert sediment er beskrevet grunndig i [1] Dnv Report: Miljøforhold i sjøbunnen ved Njord A (2016).

Figur 2 lokalisasjon av 6407/7-A16 H

(10)

Figur 3 Lokalisasjon av letebrønn 6407/7-4

Statoil anser omsøkte aktiviteter i denne søknaden som miljømessig forsvarlig.

3 Håndtering av risiko for H2S i utsirkulerte gamle brønnvæsker

I PP&A operasjonen som skal utføres på letebrønn 6407/7-4 er det fare for tilstedeværelse av H2S i gamle vannbaserte væskevolum som skal sirkuleres ut.

H2S er en usynlig og svært giftig gass som hindrer metabolisme i kroppens celler og hemmer opptak av oksygen.

Ved høyere konsentrasjoner lammes luktesansen og pusterefleksen stanser. Det er små marginer mellom ingen observerte effekter og livstruende skader. H2S ansees derfor som en farlig gass som kan medføre fare for liv og helse.

(11)

H2S dannes når sulfatreduserende bakterier bryter ned svovelforbindelser i olje eller ved forråtnelse av organisk materiale. Utvikling av H2S hos stillestående væsker øker ved mangel på oksygen og økt temperatur.

Scarabeo 5 kan håndtere H2S nivåer på rigg opp til 5ppm i arbeidsatmosfære. 5 ppm er også administrativ norm for 8 timers arbeidsdag målt som et gjennomsnitt.10 ppm er en takverdi og skal ikke overskrides. Passeres denne grensen vil mottatt gammel væske på rigg måtte rutes direkte til sjø.

Under de planlagte P&A-operasjonene vil gammel væske måtte sirkuleres ut av brønnen ved kutting og trekking av casing. Væske vil da komme i retur fra brønnen og inn til shaker rom som er utstyrt med gas sensorer (plassert i luft). Sensorene fjernavleses slik at nivået kan overvåkes kontinuerlig uten at personell er eksponert i området der måler er lokalisert. Dersom H2S -nivået i luft er lavere enn 5 ppm, går væsken i retur til tanker om bord, og

behandles eventuelt for fjerning av H2S før ilandsending som slop. Hvis H2S -nivået detekteres tilsvarende 5 ppm eller høyere, vil følgende prosedyre gjelde:

- Stenge inn brønn

- Gjennomføre en vurdering - Lufte ut H2S

- Evt rute et mindre volum væske til sjø - Line opp væske til rigg

- Måle H2S nivå. Hvis måling viser H2S >5 ppm starter en på nytt fra punkt 1. Hvis konsentrasjonen av H2S <

5 ppm rutes volumet direkte til sjø.

Ruting til sjø fortsetter så lenge H2S konsentrasjonen er > 5 ppm.

For å minimere risikoen for mottak av væske med H2S på rigg, vil en preventiv behandling bli å plassere en pille med H2S-fjerner før utsirkulering av væske med potensiell H2S. På denne måten vil væsken til en viss grad bli behandlet for H2S før den kommer opp til riggen. I tillegg vil det pumpes H2S fjerner ned boosterline for å ytterligere behandle gammel væske for H2S. Væsken vil da få tilsatt H2S fjerner under oppstrømming til rigg i tillegg til en på forhånd plassert pille

Væsken er åpen til arbeidsatmosfære på to steder fra H2S-nivået måles til eventuell behandling av væsken kan starte; først på shaker og deretter i pitrom. H2S er tyngre enn luft og kan spres til underliggende dekk. Gass kan potensielt nå områder der personell oppholder seg uten verneutstyr. En vil med andre ord kunne få spredning av H2S før væsken havner i en tank der eventuell behandling kan utføres. Behandling innbefatter tilsetning av H2S - fjerner eller tilsats av pH-økende kjemikalie for å hindre utløsning av H2S til arbeidsatmosfære. Slik behandling kan derfor kun skje preventivt når væsken først er kommet på tank, det vil si dersom den ved utsirkulering ikke når H2S- nivå tilsvarende 5 ppm.

0,13 ppm.

lukteterskel

10 ppm.

takverdi

100 ppm.

Tap av luktesans

1000 ppm.

Død

(12)

Ved et eventuelt utslipp av sikkerhetsmessige grunner mener Statoil at kjemikaliene som har mangelfull HOCNF bør registreres med klassifisering gitt etter miljøvurdering av kjemikalier i Vedlegg C og D.

4 Planlagte operasjoner og brønnhistorikk

4.1

Letebrønn 6407/7-4

4.1.1 Historikk letebrønn 6407/7-4

Letebrønn 6407/7-4 ble boret av Polar Pioneer i 1989. Vanndyp på lokasjonen er 329 m.

Total lengde på brønnen er 3211 m MD.

Brønnhistorikk:

• 12 ¼" pilothull ble boret fra 352 m til 538 m for å sjekke etter grunn gass. Ingen grunn gass ble observert.

• 36" hullet ble boret til 442 m med sjøvann og høyviskositetspiller med retur til sjøbunnen. 30" foringsrør ble installert og sementert med skodyp på 440 m.

• 26" hullet ble boret fra 442 m til 540 m med sjøvann og høyviskositetspiller med retur til sjøbunnen. 20"

foringsrør ble installert og sementert med skodyp på 523 m. BOP og stigerør ble kjørt.

• 17 1/2" hullet ble boret fra 540 m til 1117 m med 1.20 – 1.22 sg vannbasert borevæske. 13 3/8" foringsrør ble installert og sementert med skodyp på 1099 m.

• 12 1/4" hullet ble boret fra 1117 m til 2810 m med 1.22 – 1.60 sg vannbasert borevæske. 9 5/8" foringsrør ble installert og sementer med skodyp på 2790 m.

• 8 1/2" seksjonen ble boret fra 2810 m til 2877 m med 1.47 sg vannbasert borevæske. En kjerneprøve ble boret ut fra 2879 m til 2898 m. 8 ½" hullet ble så boret videre til 2976 m. Ni kjerneprøver ble kuttet fra 2976 m til 3142 m. Seksjonen ble boret til endelig brønnlengde på 3211 m.

• 7" liner ble installert og sementert med skodyp på 3209 m med avhengingsdyp på 2640 m i 9 5/8"

foringsrør. To produksjonstester ble gjennomført på 3140.5 m og 3020 m.

• Barriereplugg ble installert i 7" liner på 2912 m. En 100 m lang balansert sementplugg ble installert i 7" liner og inn i 9 5/8" foringsrør fra 2688 m til 2588 m. Den andre barrierepluggen ble installert i 9 5/8" på 500 m.

BOP og stigerør ble trukket og en korrosjonskappe installert på brønnhodet.

4.1.2 Planlagt permanent P&A Letebrønn 6407/7-4

Målsetning med aktiviteten er å permanent plugge tilbake letebrønn 6407/7-4 på Njord-feltet. Dette innbærer kutting og trekking av flere foringsrør og brønnhode i henhold til NORSOK D-010 og Statoils styringssystem ARIS.

P&A operasjonen av 6407/7-4 vil inkludere følgende delaktivitet:

• Trekke korrosjonskappe fra brønnhodet og trekke wear bushing.

• Kjøre stigerør og BOP.

• Fortrenge brønnen til 1.60 SG vannbasert slam. Frese ut mekanisk barriereplugg og trykkteste eldre sementplugg.

o Utsirkulering av gammel væske og tilhørende risiko for H2S og direkte ruting til sjø.

• Logge sement bak 9 5/8" foringsrørfor for å verifisere barriere i ringrommet.

(13)

• Sette minimum 100 m sementplugg i 9 5/8" foringsrør mot reservoaret.

• Verifisere sementplugg.

• Kutte 9 5/8" foringsrør ved ~1099 m.

• Trekke 9 5/8" seal assembly

• Trekke 9 5/8" foringsrør og sirkulere ut gammel borevæske bak foringsrør.

• Sette og trykkteste mekanisk barriereplugg i 13 3/8" foringsrør ved ~540 m og fortrenge brønnen til 1.22 SG vannbasert borevæske.

• Kutte 13 3/8" foringsrør ved ~525 m og sirkulere ut gammel borevæske bak foringsrør.

• Trekke 13 3/8" seal assembly

• Trekke 13 3/8" foringsrør

• Sette og trykkteste 20" mekanisk plugg som fundament for 50 m sementplugg på minimum 50 m

• Trekke stigerør og BOP

• Verifisere sementplugg.

• Kutte og trekke brønnhodet og 30" foringsrør

Figur 1 under viser 6407/7-4 brønn status før og etter permanent plugging.

Gamle væskevolumer

Ved kutting av foringsrør planlegges det å sirkulere ut gammel borevæske med noen ukjente kjemikalier. Statoil planlegger å ta denne væsken til land som avfall så fremt det ikke oppstår problemer med H₂S. Dette redegjøres for i Vedlegg C.

(14)

Dok. nr.

Sea bed 352 m TVD RKB

30" shoe 440 m TVD / 440 m MD

20" shoe 523 m TVD / 523 m MD

13 3/8" shoe 1099 m TVD / 1099 m MD

9 5/8" shoe 2788 m TVD / 2790 m MD

7" liner shoe 3202 m TVD / 3209 m MD

Reservoir A

Balanced cement plug from 2588 m MD to 2688 m MD

Reservoir B

Bridge plug at 500 m MD

TOC at 2384 m MD TOC at 800 m MD

RKB: 23 m Sea bed

352 m TVD RKB

30" shoe 440 m TVD / 440 m MD

20" shoe 523 m TVD / 523 m MD

13 3/8" shoe 1099 m TVD / 1099 m MD

9 5/8" shoe 2788 m TVD / 2790 m MD

7" liner shoe 3202 m TVD / 3209 m MD

Reservoir A Bridge plug at 2910 m MD

Reservoir B

TOC at 2384 m MD TOC at 800 m MD

min 50 m MD min 50 m MD min 50 m MD min 50 m MD RKB: 23 m

Figur 4 Skjematisk fremstilling av 6407/7-4 før og etter permanent plugging

4.2 Produsent 6407/7-A-16 H

4.2.1 Historikk produsent 6407/7-A-16 H

Produksjonsbrønn 6407/7-A-16 H ble boret fra Njord A i 1998. Total lengde på brønnen er 4418 m MD.

Brønnhistorikk:

• 36” hull ble boret og 30” foringsrør ble installert og sementert med skodyp på 413 m.

• 24” hull ble boret og 18 5/8” foringsrør og sementert med skodyp på 1137 m.

• 12 1/4" hull ble boret og 9 5/8” foringsrør ble installert og sementert med skodyp på 2885 m.

• 8 1/2" hull ble boret og 7” liner ble installert og sementert med skodyp på 4417 m.

• 7” liner ble perforert fra 3201 m til 4338 m

• Subsea ventiltre ble så kjørt og installert på brønnhode.

(15)

• Brønn ble rensket opp og testet gjennom flex-riser og test separator til Njord-B.

• Brønnen ble opprinnelig produsert med 9300 Sm3/d.

Under en workoverkampanje i 2011 ble tubing bullheaded til 1.08 sg NaCl/FW mix og en mekanisk plugg ble installert i tail pipe under produksjonpakning. Både tubing og ringrom er fylt opp med 1.11 sg MEG på grunn av lekkasjen i tubing og i ringrommet/annulus. Lekkasjerater er stabile/utflating når brønnhodetrykk påtubing og ringrom holdes lave, men begge øker med økende brønnhodetrykk Det finnes også en fisk under dyp mekanisk plugg på 2582 m (inne i 7” produksjonsrør).

Brønn 6407/7-A-16 H er en slot-recovery (nytt brønnmål)-eller permanent tilbakepluggingskandidat, og Njord A- plattformen skal utføre videre operasjoner når den kommer tilbake til Njord-lokasjon etter oppgraderingen. Da plan for videre liv for A-16 slotten ikke enda er avgjort, vil denne plugges midlertidig mens Njord ligger til land.

Det foreligger også en lekkasje fra utsiden av ytre casing på denne brønnen. Lekkasjen fra utsiden av ytre casing opptrer per i dag som gass, men har fra den ble oppdaget i 2009 opptredd i varierende mengde og med varierende lekkasjevæske, fra baseolje til gass. De siste årene har det bare vært observert gasslekkasjer. Det er forbundet usikkerhet rundt opprinnelsen til lekkasjevæskene da disse kan ha flere opphav. Det kan stamme fra en kollisjon mellom brønn A-15 og A-16, lekkasje fra A-16 og lekkasje fra injiserte mengder i A-22.

4.2.2 Planlagt midlertidig plugging av produksjonsbrønn 6407/7-A-16

Målsetning med aktiviteten er å midlertidig plugge tilbake 6407/7-A-16 H brønn på Njord-feltet. Dette innebærer kutting og trekking av 7” produksjonsrør og installasjon av to mekaniske barriereplugger i 9 5/8” foringsrør i henhold til NORSOK D-010 og Statoils styringssystem ARIS. Brønnen ønskes nå plugget midlertidig fordi det jobbes med muligheter for å gjenbruke deler av brønnen til nye boremål. Det vil senere tas stilling til om brønnen skal

permanent plugges tilbake eller om den skal settes i drift igjen med produksjon fra andre mål/reservoar. En midlertidig plugging vil gjenopprette stabil brønn mhp lekkasjene nedover på A-ringrommet/annulus og gjennom plugg i produksjonrør/tubing.

Lekkasjen på utsiden av ytre foringsrør vil ikke berøres av de planlagte operasjonene forbundet med midlertidig plugging. Denne lekkasjen vil kreve en større jobb og vil kunne gjøre brønnslissen ubrukbar for nye

boreoperasjoner, slik at denne lekkasjen vil man se på når brønnen skal plugges permanent og forlates.

Ved levering av søknad er det enda ikke avklart om brønnen trenger å gås på med brønnkontrollpakke initielt før trekking av produksjonsrør/tubing. Om disse aktivitetene utføres med LWI vil det bli kjørt og trukket

brønnkontrollpakke før/etter operasjonen før Sc5 ankommer. Om aktivitetene skal utføres i sin helhet av Sc5, så er det enda ikke avklart om dette skal gjøres med workoversystem (brønnkontrollpakke) eller kun ved bruk av marine riser og BOP.

Operasjonsekvensen under beskriver hovedstegene ved bruk av brønnkontrollpakke både for LWI og rigg:

• Kjøre WCP (for LWI) / WOS (for rigg)

• Trekke kroneplugg i ventiltre

• Kjøre wireline og kutte produksjonrør

• Sirkulere ut evt. hydrokarboner fra produksjonrør og ringrom

• Kjøre plugger i ventiltre

(16)

Dok. nr.

• Trekke WCP / WOS

Operasjonssekvensen under beskriver hovedstegene i riggoperasjonene:

• Kjøring og trekking av marint stigerør og BOP.

• Trekking av kroneplug i ventiltre

• Kutting av 7” produksjon rør over produksjonpakning (hvis ikke gjort med LWI)

• Fortrenging brønn til annen væske (hvis ikke gjort med LWI)

• Trekking av 7” produksjonrør.

• Kjøring, setting og trykktesting av to mekaniske barriereplugger i 9 5/8” foringsrør:

- dyp plugg - grunn plugg

Figur 3 under viser 6407/7-A-16 H brønn status før og etter midlertidig plugging. Utsirkulerte gamle brønnvæsker planlegges sluppet til sjø da kjemikaliene er vannbaserte og med grønn og gul miljøklassifisering.

(17)

Figur 3: Skjematisk fremstilling av 6407/7-A-16 H før og etter permanent plugging

A

σmin @ cap rock: 1,90 sg

B

TOC 30" and 18 5/8" @ 360m MD/360m TVD

SIV COV

PWV PMV BMV

AVV AMV

Horizontal x-mas tree Type

4C

30" @ 413m MD

σ^min @ 18 5/8” cw 1,60 sg

σ^min @ Prod. packer 1,81 sg

σ^min @ 9 5/8” shoe 1,83 sg

Perforations

@3201-4358m MD/

2924-2934m TVD

PB @ 4378m MD 7" @ 4417m MD/ 2899m TVD

TOC 7" @ 2885m MD Liner hanger packer @ 2735m MD Packer @ 2700m MD PBR @ 2581m MD

Packer @ 2606m MD

PBR @ 2626m MD

Packer @ 2638m MD

PBR @ 2660m MD Production packer @ 2558m MD/

2470m TVD Gauge @ 2537m MD TOC 9 5/8" @ 1827m MD/

1785m TVD 10 ¾” x 9 5/8" XOV

@ 874m MD

DHSV @ 570m MD

FIT @ 18 5/8” 1.85 sg

σ^min @ 7” shoe 1,84 sg

TD @ 4418m MD EV0 plug @ 2567 m mD

9 5/8” @ 2885m MD/2722m TVD

18 5/8" @ 1137m MD/1123m TVD A

σmin @ cap rock: 1,90 sg B

PT

TOC 30" and 18 5/8" @ 360m MD/360m TVD

SIV COV

PWV PMV BMV

AMV ACV

AVV

Horizontal x-mas tree Type

4C

30" @ 413m MD

σ^min @ 18 5/8” cw 1,60 sg

σ^min @ Prod. packer 1,81 sg

σ^min @ 9 5/8” shoe 1,83 sg

Perforations

@3201-4358m MD/

2924-2934m TVD

PB @ 4378m MD 7" @ 4417m MD/ 2899m TVD

TOC 7" @ 2885m MD Liner hanger packer @ 2735m MD Packer @ 2700m MD PBR @ 2581m MD Packer @ 2606m MD

PBR @ 2626m MD Packer @ 2638m MD PBR @ 2660m MD Production packer @ 2558m MD/

2470m TVD Gauge @ 2537m MD TOC 9 5/8" @ 1827m MD/

1785m TVD 10 ¾” x 9 5/8" XOV

@ 874m MD

DHSV @ 570m MD

FIT @ 18 5/8” 1.85 sg

σ^min @ 7” shoe 1,84 sg

TD @ 4418m MD EV0 plug @ 2567 m mD

(18)

Dok. nr.

5 Forbruk og utslipp av kjemikalier

5.1 Valg og evaluering av kjemikalier

Klassifiseringen av kjemikalier og stoff i kjemikalier er gjort i henhold til gjeldende forskrifter og dokumentert i databasen Nems. I Nems finnes HOCNF-datablad for de enkelte kjemikalier der komponentene er klassifisert ut fra følgende egenskaper:

• Bionedbrytning

• Bioakkumulering

• Akutt giftighet

• Kombinasjoner av punktene over

Basert på stoffenes iboende egenskaper er de gruppert som følger:

• Svarte: Kjemikalier som det kun unntaksvis gis utslippstillatelse for (gruppe 1-4)

• Røde: Kjemikalier som skal prioriteres spesielt for substitusjon (gruppe 5-8)

• Gule: Kjemikalier som har akseptable miljøegenskaper ("Andre kjemikalier")

• Grønne: PLONOR-kjemikalier og vann

De ulike bruksområdene for kjemikaliene er oppsummert med hensyn til mengder av miljøklassene gule, røde og svarte stoffgrupper (ref. Aktivitetsforskriften). Kjemikalier som benyttes skal miljøklassifiseres med hensyn på HOCNF-skjema og vurderes for substitusjon etter iboende miljøfare. Bruk av kjemikalier med svart, rød, eller Y2 miljøfare, kan forsvares i tilfeller der utslipp til sjø er lave, produktet er kritisk for drift eller integritet til et anlegg og/eller det ut fra en helhetlig vurdering av et anlegg ser at det er en netto miljøgevinst i å ta i bruk disse kjemikaliene. Årlig avholdes

substitusjonsmøter mellom Statoil og leverandører/kontraktører. Her presenteres produktporteføljen og bruksområder der HMS-egenskapene er synliggjort. På møtene diskuteres behovet for de enkelte kjemikaliene og muligheten for

substitusjon. Aksjoner for substitusjon vedtas og følges opp på kontraktsmøter gjennom året. Statoil vil særlig prioritere substitusjonskandidater som følger vannstrømmen til sjø. Substitusjonsplanene er lett tilgjengelig for lokal

miljøkoordinator samt andre relevante som er knyttet til drift eller kontrakter. Det vil også foregå et substitusjonsarbeid for enkelte grønne kjemikalier som har skadelige helseeffekter.

Store deler av utslippskjemikaliene for denne operasjonen er PLONOR-kjemikalier (chemicals known to Pose Little Or No Risk to the environment). Kjennetegn ved PLONOR-kjemikalier er at de er vannløselige, bio-nedbrytbare, ikke-

akkumulerende og/eller uorganiske naturlig forekommende stoffer med minimal eller ingen miljøskadelig effekt. Dette er kjemikalier som er valgt fordi de regnes som de mest miljøvennlige produktene.

Gamle væskevolumer

Ved kutting av foringsrør i brønn 6407/7-4 planlegges det å sirkulere ut gammel borevæske med noen ukjente

kjemikalier. Statoil planlegger å ta denne væsken til land som avfall så fremt det ikke oppstår problemer med H2S. Dette redegjøres for i Vedlegg C.

5.2 Kontroll, måling og rapportering av utslipp

Statoil har satt krav og retningslinjer til driftskontroll, utslippsmåling og rapportering i forbindelse med virksomheten på norsk sokkel, slik at både myndighetskrav og interne krav vil bli ivaretatt. Disse kravene vil også gjelde for de

(19)

leverandører som leverer tjenester i forbindelse med plugging av brønnene. Rapportering av forbruk og utslipp utføres av den enkelte leverandør.

5.3 Omsøkt forbruk og utslipp av kjemikalier

I henhold til gjeldende regelverk søkes det om tillatelse til forbruk og utslipp av svarte gule og grønne kjemikalier.

Mengdene er beregnet ut fra andel stoff i hvert av handelsproduktene. Det vises til Vedlegg A, C og D for underlag for omsøkte mengder.

Kjemikaliemengdene som er forventet forbruk og sluppet ut i forbindelse med PP&A av letebrønn 6407/7-4 og TP&A av brønn 6407/-7-A-16 H er vist i Tabell 5.1.

De omsøkte kjemikaliene er inndelt i borevæske- og sementkjemikalier, riggkjemikalier, kjemikalier i lukkede systemer og gamle kjemikalier etterlatt etter tidligere operasjoner. Grunnlaget for estimat av borevæske- og sementkjemikalier er beregnet ut fra forventet forbruk og utslipp, samt worst case doseringsrater. Riggkjemikaliene er beregnet ut fra erfaringstall av månedlige forbruk og utslipp, og estimert antall riggdøgn for operasjonen. En sikkerhetsmargin på 50 % er benyttet for beregning av ny bruk av vannbaserte kjemikalier og 50% for

sementkjemikalier. De omsøkte kjemikalier anses å være de best egnede operasjonelt- og miljømessig sett i for plugging av brønnene. En oversikt over estimert totalt forbruk og utslipp av stoff i de ulike miljøkategorier fordelt på bruksområde er gitt i Vedlegg A for nytt forbruk av kjemikalier, Vedlegg C for utsirkulering av gammel væske fra letebrønn 6407/7-4 og Vedlegg D for utsirkulering av gammel væske fra produksjonsbrønn 6407/7-A-16 H.

5.4 Omsøkt forbruk og utslippsrappe av stoff i de ulike miljøkategoriene

Tabell 5.1 viser omsøkte forbruks- og utslippsmengder av sorte, røde og sorte kjemikalier i tillegg til anståtte mengder av gule og grønne kjemikalier.

Tabell 5.1 Omsøkte mengder forbruk og utslipp av rødt og sort stoff og anslåtte forbruks og utslippsmengder av gule og grønne kjemikalier fordelt på bruksområde/operasjonsområde.

Anslått i vannbasert mud 535921 535921 17958 17035 0 0 0 0

Anslått i sementkjemikalier 470835 107120 5756 1876 0 0 0 0

Anslått i riggkjemikalier 3351 3350 1435 1330 0 0 0 0

Anslått mengde andre bore og

brønnkjemikalier 794 397 1525 53 0 0 0 0

Kjemikalier i lukket system 0 0 0 0 0 0 32000 0

Utysirkulering av gamle væsker

fra 6407/7-A-16 H - 71442 - 168 - 0 - -

Utsirkulering av gammel væske

fra letebrønn 6407/7-4 - 93253 - 260 - 23 - 4450

Anslått forbruk og utslipp totalt 1010901 811483 26674 20722 0 23 32000 4450

Forbruk stoff i rød kategori (kg)

Utslipp stoff i rød kategori (kg)

Forbruk stoff i sort kategori (kg)

Utslipp stoff i sort kategori (k ) Forbruk stoff

i gul kategori (kg)

Utslipp stoff i gul kategori (kg) Bruksområde/tillatelseskategori

Forbruk stoff i grønn kategori (kg)

Utslipp stoff i grønn kategori (kg)

(20)

Dok. nr.

En miljøvurdering for kjemikalier i gul og rød kategori er for forbrukte kjemikalier gitt i vedlegg E, mens for kjemikalier i gamle brønnvæsker gitt i Vedlegg C og Vedlegg D. Oversikt over spesifikke kjemikalier som ligger til grunn for estimering av rammer for ny bruk av kjemikalier er gitt i Vedlegg A.

5.5 Kjemikalier i lukkede system

Det søkes om tillatelse til bruk av svarte og røde kjemikalier i lukkede system med forbruk over 3000 kg pr. år pr.

installasjon. Statoil har gjort en vurdering av hvilke hydraulikkvæsker/oljer i lukkede system som omfattes av krav til økotoksikologisk dokumentasjon (HOCNF) i henhold til Aktivitetsforskriften § 62. Økotoksikologisk dokumentasjon for de nevnte produkter i Tabell 5.2 er registrert i NEMS Chemicals. Forbruk av de omsøkte produktene er styrt av ulike behov og forbruket kan typisk være en funksjon av en eller flere av disse faktorene:

• Krav til garantibetingelser. Utskifting ihht. et påkrevd intervall for f.eks. utstyrsspesifikke krav.

• Forebyggende vedlikehold. Skifte av hele/deler av systemvolumer etter nærmere fastsatte frekvenser for å ivareta funksjon og integritet til systemer.

• Kritisk vedlikehold. Skifte av hele/deler av volumer basert på akutt behov.

• Etterfylling av mindre volumer grunnet vedlikeholdsbehov, svetting, mindre lekkasjer o.l.

Avhending av kjemikalieproduktene ved utskifting gjøres ihht. plan for avfallsbehandling for den enkelte innretning og de spesifikke krav som er gitt for avfallsbehandling. Aktuell skjebne for utskiftede produktvolumer vil være avhengig av muligheter og tillatelser for den enkelte innretning/det enkelte felt det opereres på.

Utskiftning av kjemikalier i lukkede system vil vanskelig kunne forutses, og det vil være mulighet for flere større utskiftninger på riggen i løpet av ett år. De omsøkte produktene er innhold i lukkede systemer og vil ikke medføre utslipp til sjø. Ved årsrapportering vil Statoil levere informasjon om faktiske forbrukte mengder av navngitte produkter. Det jobbes for å finne mer miljøvennlige erstatninger av svarte og røde kjemikalier.

Omsøkt forbruk av kjemikalier i lukkede system ved bruk av Scarabeo 5 inkluderer estimert årlig forbruk, samt en opsjon på ytterligere forbruk av kjemikalier i svart miljøkategori som kan benyttes ved væskeutskifting av systemer.

Det søkes om et forbruk på 32 000 liter som omfatter normalt årlig forbruk og en opsjon på å benytte ytterligere 43 000 liter dersom det blir nødvendig med utskiftning av systemene. Bruk av Scarabeo 5 er ikke endelig besluttet det søkes defor om hele forbruksmengden i svart kategori for å sikre at det foreligger tillatelse hvis en annen rigg blir benyttet til omsøkte operasjoner.

(21)

Tabell 5.2: Omsøkte forbruksmengder av stoff i lukkede systemer

Rigg Produkt Funksjon System Andel miljøfarge % Systemvolum/

"First fill" (l)

Estimert årlig forbruk

(kg) Svart Rød Gul Grønn

Scarabeo 5

Shell Tellus T32 og S2 V 32 Hydraulikkolje Hoved-

hydraulikksystem (boredekk, kraner, etc)

6,4 93,6 0 0 25 000 20 000

Shell Tellus S2 V 100 Hydraulikkolje

Benyttes på vinjser (totalt 6), thruster og mudpumper

100 0 0 0 8000 6000

Shell Tellus T46 og S2 V 46 Hydraulikkolje Benyttes på

kransystem 11,6 88,4 0 0 5000 3000

Tellus S3 M 22 Hydraulikkolje 0,74 99,3 0 0 5000 3000

Opsjon ved utskifting 43000

SUM 86 000 32 000

5.6 Valg av væskesystemer

5.6.1 Vannbasert borevæske

Til plugging av brønnene benyttes det ett vannbasert borevæskesystem, i gul miljøklasse.Tabell A-1 i Vedlegg A viser en oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier i forbindelse med bruk av vannbasert væske.

5.7 Sement-, beredskaps- og riggkjemikalier

5.7.1 Sementkjemikalier

Lav temperatur i setteområdet for sementpluggene tillater bruk av G-sement. I tillegg brukes en spacer i for og etterkant for å sikre optimal sementbinding. Volum av sementpluggene er dimensjonert for å oppfylle krav til barrierer. Det er kun planlagt sementkjemikalier med grønn og gul miljøklassifisering for letebrønn 6407/7-4. Tabell A-2 i vedlegg A angir forbruk og utslipp av sementkjemikalier i henhold til planlagt sementprogram. I tillegg til å velge mest mulig miljøvennlige kjemikalier ut i fra de tekniske, operasjonelle krav som gjelder for de planlagte operasjonene, planlegges og utføres operasjonene med så lite forbruk av kjemikalier som teknisk og operasjonelt mulig.

Mindre utslipp ved sementering vil skje i forbindelse med rengjøring/nedspyling av sementenhet. Vaskevannet fra denne operasjonen slippes til sjø for å unngå plugging av lukket drainsystem pga størknet sement og ytterligere kjemikaliebruk for å løse opp dette. Utslipp av sementkjemikalier i forbindelse med rengjøring av sementenhet estimeres til 4-5% av totalforbruk. Det vil også forekomme utslipp av tørrsement via ventilasjonssystemet på lagertanker i forbindelse med lasting av sement om bord på riggen, samt transport av denne under

sementeringsjobber.

(22)

Dok. nr.

5.7.2 Beredskapskjemikalier

Beredskapskjemikalier vil under normale forhold ikke bli benyttet, men kan komme til anvendelse dersom det oppstår uventede situasjoner eller spesielle problemer. Dette kan for eksempel være grunn gass, tapt sirkulasjon i brønn, sementforurensing o.l. Forbruk av disse kjemikaliene er ikke omsøkt. Det er kun produkter med grønn eller gul miljøklassifisering som planlegges anvendt på disse brønnene, og miljøeffekten vil derfor være liten ved eventuell bruk. En oversikt over beredskapskjemikaliene er gitt i vedlegg B, tabell B-1.

5.7.3 Riggkjemikalier

Estimert forbruk og utslipp av riggkjemikalier er gitt i vedlegg A, tabell A-3.

BOP-væske

BOP-kontrollvæske brukes ved trykktesting og aktivisering av ventiler og systemer på BOP (utblåsningsventil).

BOP-systemet er et åpent system hvor mesteparten av forbruk går til utslipp. Komponentene i det omsøkte produktet er glykol i tillegg til miljøakseptable additiver. Produktene er vannløselige og vil umiddelbart etter utslipp distribuere fritt i vannmassene og fortynnes nedenfor NOEC (No Effect Concentration).

Vaske-/rensemidler

Vaske- og rensemidler brukes til rengjøring av gulvflater, dekk, olje-og fettholdig utstyr o.l. Rengjøringskjemikaliene er overflateaktive kjemikalier som har til hensikt å øke løseligheten av olje i vann. Ved vasking av dekk under boring med oljebasert borevæske vil vaskevann i skitne områder gå i lukket avløp og renses/sendes til land. Ut over dette vil brukt vaskemiddel slippes til sjø. Vaskemiddelet er vannbasert og komponentene ansees til å biodegradere fullstendig i vannmassene. For omsøkte operasjoner på feltet planlegges kun bruk av vannbaserte kjemikalier.

Gjengefett

Gjengefett vil bli brukt ved sammenkobling av rør. Ved plugging med vannbasert borevæske, vil overskytende gjengefett bli sluppet til sjø sammen med borevæsken. Utslippet av gjengefett er ut fra bransjestandard estimert til 10 % av forbruket.

5.8 Utslipp av oljeholdig vann, oljeholdige brukte kjemikalier og tørrbulk

Drenasje- og oljeholdig vann

Dreneringsvann fra rene områder på riggen vil bli rutet direkte til sjø. Alt drenasjevann fra forurensede områder vil renses før utslipp eller sendes til land for behandling eller deponering ved godkjent anlegg. Oljeholdig vann med oljekonsentrasjon på mindre enn 30 mg/l vil bli sluppet til sjø. Bilgevann ledes til olje-i-vann-separator og slippes til sjø iht. IMO-regelverket (OiW <15 ppm).

Utslipp av tørrbulk gjennom ventilasjonsliner

Ved operering av liner og pumper for intern transport på rigg, samt lasting og lossing av tørrbulk vil det fra tid til annen foregå små uunngåelige utslipp av tørrstoff gjennom ventline. Ventlinene må til tider også blåses rene når de samme linene skal brukes til ulikt tørrstoff. Disse utslippene rapporteres i dag som en del av forbruk og utslipp av borevæsker og sement og utgjør ca 2% av totalt forbruk.

(23)

6 Planlagte utslipp til luft

6.1 Generelt

Utslipp til luft vil hovedsakelig være avgasser fra brenning av diesel i forbindelse med kraftgenerering. Scarabeo 5 har både motor og kjel.

6.2 Utslipp ved kraftgenerering

Gjennomsnittlig dieselforbruk i forbindelse med kraftgenerering er estimert til ca. 40 m³ per døgn. Det er estimert at den planlagte aktiviteten vil ha en varighet på 49 døgn. Standard faktorer fra Norsk Olje- og Gass er benyttet for å estimere utslippene av klimagasser som vist i Tabell 6.1.

Tabell 6.1: Estimert utslipp til luft per døgn og totalt for den planlagte operasjonen.

Det søkes om diffuse utslipp til luft som følge av de operasjoner som gjennomføres. Standardfaktorer vil bli benyttet ved rapportering.

6.2.1 Miljøkonsekvenser ved utslipp til luft

Utslipp til luft kan ha både globale klimaeffekter (drivhuseffekten) og lokale effekter (bakkenær ozon, forsuring, o.l.).

Effekten av CO2-utslippene er av mer global karakter (drivhuseffekt) enn utslipp av nitrogenforbindelser og svovelforbindelser, som har en mer regional effekt.

Basert på analyser foretatt i forbindelse med RKU Norskehavet [3] er det konkludert med at utslipp av nitrogenforbindelser fra petroleumsvirksomheten i Norskehavet totalt sett ikke fører til målbar endring av

forsuringssituasjonen i området. Isolert sett vil utslippene ha liten gjødslingseffekt på vegetasjonen langs kysten av Sogn og Fjordane til Nordland, og videre nordover. Det er heller ikke påvist endringer i algeveksten i vannmassene fra nitrogen som kommer fra petroleumsvirksomheten i Norskehavet.

Diesel

Mengde OLF

Faktor Utslipp OLF

Faktor Utslipp Utslipps-

faktor Utslipp [tonn] [tonn/to

nn] [tonn] [tonn/to

nn] [tonn]

Mobil rigg pr døgn 40 3,17 127 0,054 2 0,005 0,2 0,000999 0,04

Pr år mobil rigg 2940 3,17 9320 0,054 159 0,005 15 0,000999 3

9447 161 15 3

CO2 NOx nmVOC SOx

Dieseldrevne motorer og kjeler

Anslått utslipp pr år fra omsøkt

(24)

Dok. nr.

7 Avfallshåndtering

NOROG sine retningslinjer for avfallsstyring vil bli benyttet i forbindelse avfallshåndtering, og en

installasjonsspesifikk avfallsplan vil bli fulgt. Konkrete sorteringsmål er styrende for avfallsarbeidet og flyterigger som operer for Statoil er underlagt samme sorteringssystem.

Det er en hovedmålsetning at mengde avfall som går til sluttdeponi skal reduseres. Dette skal i størst mulig grad oppnås gjennom optimalisering av materialbruk, gjenbruk, gjenvinning eller alternativ bruk av væsker og materialer innenfor en forsvarlig ramme av helse, miljø og sikkerhet, samt kvalitet.

Alt næringsavfall og farlig avfall bortsett fra fraksjonene som defineres som produksjonsavfall; Kaks, brukt oljeholdig borevæske, bruke vannbasert borevæske med farlige komponenter, oljeholdig slop håndteres av avfallskontraktørene SAR eller Norsk Gjenvinning. Avfallskontraktørene sørger for en optimal håndtering og sluttbehandling av avfallet i henhold til kontraktene. Alle aktuelle nedstrømsløsninger som velges skal godkjennes av Statoil. Avfallskontraktørene lager også et miljøregnskap for sine valgte nedstrøms-løsninger. Hovedfokus for valgte nedstrømsløsninger vil være å sikre høyest mulig gjenvinningsgrad for avfallet som håndteres. Alt avfall kildesorteres offshore i henhold til NOROGs anbefalte avfallskategorier. Avfall som kommer til land og ikke tilfredsstiller disse sorteringskategoriene blir avvikshåndtert og ettersortert på land. Avfallskontraktørene benyttes også som rådgivere i tilrettelegging av avfallssystemer ute på plattformene.Egne avtaler er inngått for behandling av boreavfall (borekaks /borevæske, oljeholdig boreslop og tankvask) med borevæskekontraktører og spesialfirma for håndtering av boreavfall.

Oljeholdig slop og slam/sedimenter fra og oljeholdig vann med lavt flammepunkt blir behandlet av våre vanlige avfallskontraktører. Det er også utviklet et kompensasjonsformat som skal stimulere til gjenbruk av de brukte borevæskene. Væske/slop som ikke kan gjenbrukes sendes videre til godkjente avfallsbehandlingsanlegg.

Vann fra sanitæranlegg behandles og slippes til sjø. Organisk kjøkkenavfall males opp før utslipp til sjø.

Avfall vil bli kildesortert og sendt til land for behandling. Farlig avfall vil bli sortert og transportert til land for forsvarlig håndtering i henhold til gjeldende forskrift om farlig avfall.

8 Miljørisiko og beredskap ved akutte oljeutslipp

8.1 Miljørisiko

Det er i mai 2016 gjennomført en vurdering av gyldigheten av gjeldende [2] Miljørisikoanalyse for Njord og Hymefeltet opp mot totalt aktivitetsnivå for feltene i 2016.

Gjennomgangen viser at gjeldende miljørisikoanalyse for Njord og Hymefeltet er dekkende også for de omsøkte aktiviteter

Letebrønn 6407/7-4 antas å ha samme influensområde som utslipp fra Njord.

Miljørisikoen for et normalt produksjonsår er oppsummert i Figur 5. Resultatene er presentert som andel av Statoils feltspesifikke akseptkriterier og presenteres for de ulike VØK-kategorier

(25)

Miljørisikonivået for Njord og Hyme feltet er beregnet å være høyest for pelagisk sjøfugl med 8,2

% av de feltspesifikke akseptkriteriene for Moderat miljøskade. Plattform aktiviteter utgjør 3,2 % mens aktiviteter knyttet til sjøbunnsrammene er 5,0 %.

Analyseresultatene som legges til grunn i rapporten viser at miljørisikoen for planlagt

aktivitetsnivå på feltet (inkludert plattform og sjøbunnsrammene) er innenfor Statoilsfeltspesifikke akseptkriterier.

Det kan dermed konkluderes med at miljørisiko forbundet med

aktiviteten ved Njord og Hyme feltet er akseptabel sett i forhold til Statoils akseptkriterier for feltspesifikk risiko.

Figur 5 Miljørisiko for de ulike VØK-gruppene i et normalt produksjonsår ved Njord og Hyme feltet, som andel av Statoils feltspesifikke akseptkriterier. NB: ALARP-nivå er 50 % av akseptkriteriene.

8.2 Beredskap

Det vises til beredskapsanalyse for Njord og Hyme feltet 2014 [3]: Denne kartlegger behovet for beredskap ved akutt forurensning og er lagt til grunn for valg og dimensjonering av oljevernberedskapen for feltet.

(26)

Dok. nr.

Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning er oppsummert i tabellen under. Njord olje har lengst levetid på sjøen og er benyttet som modellolje. Den er både dispergerbar og kan samles opp mekanisk. Det er satt krav om 4 NOFO-systemer i barriere 1 og 2 med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 24 timer. For barriere 3 og 4 settes det krav til kapasitet tilsvarende 4 kystsystem (type A eller B) og 4 fjordsystem (type A eller B) innen 7,5 døgn.

Etablert beredskap på Njord og Hyme feltet vil være dekkende for den planlagte aktiviteten.

Tabell 8.1: Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for PP&A av letebrønn 6407/7-4 og TP&A av produsent 6407/7-A-16 H

Tilgang til nødvendig utstyr for kapsling er sikret gjennom abonnementsordninger med OSRL og Wild Well Control.

Det er i tillegg sikret tilgang til teknisk og operasjonell støtte fra kompetente service- og utstyrsleverandører gjennom etablerte avtaler.

(27)

9 Referanser

[1] Tvedten, Ø. , Vingen, S.,DNV Report: Miljøforhold i sjøbunnen ved Njord A (2016).

[2] Miljørisikoanalyse (MRA) for Njord ogHyme feltet i Norskehavet

[3] Beredskapsanalyse: Njord Analyse av feltspesifikke krav til beredskap mot akutt forurensning, fra åpent hav til kyst- og strandsone

[4] OLF rapport. Regional konsekvensutredning for petroleumsvirksomheten i Norskehavet (2003)

(28)

Dok. nr.

Vedlegg A Tabeller med samlet oversikt over omsøkte forbrukte kjemikalier

Tabellene i vedlegg. A gir en oversikrt over forbruk og utslipp fordelt på bruksområde for de omsøkte kjemikaliene. Tabellene inkluderer også PLONOR kjemikalier.

Tabell A-1 Totalt forbruk og utslipp av kjemikalier i vannbasert væske

Handelsnavn Bruksområde Funksjons-

gruppe Farge-

kategori Forbruk

(kg) Utslipp

(kg) % andel stoff i kategori Forbruk stoff i kategori( kg) Utslipp stoff i kategori (kg)

Svart Rød Gul Grønn Svart Rød Gul Grønn Svart Rød Gul Grønn

Baracarb all grades Filtertapskontroll 17 Grønn 0 0 0 0 0 100 0 0 0 0 0 0 0 0

Baraklean Dual Vaske- og rensemidler 27 Grønn 1750 1750 0 0 73 27 0 0 1285 465 0 0 1285 465

Barazan Viskositetsendrende kjemikalie 18 Grønn 4288 4288 0 0 0 100 0 0 0 4288 0 0 0 4288

Barazan Viskositetsendrende kjemikalier 18 Grønn 0 0 0 0 0 100 0 0 0 0 0 0 0 0

Barite Vektmateriale 16 Grønn 306250 306250 0 0 0 100 0 0 0 306250 0 0 0 306250

Bentonite Viskositetsendrende kjemikalie 18 Grønn 46200 46200 0 0 0 100 0 0 0 46200 0 0 0 46200

Citric Acid pH regulator 11 Grønn 525 525 0 0 0 100 0 0 0 525 0 0 0 525

CMC EHV Viskositetsendrende kjemikalie 18 Grønn 1050 1050 0 0 0 100 0 0 0 1050 0 0 0 1050

Dextrid E Filtertapskontroll/Viskositetsendrende

kjemikalie? 18 Grønn 2625 2625 0 0 0 100 0 0 0 2625 0 0 0 2625

FDP-S692-03 Korrosjonainnhibitor 2 Gul 0 0 0 0 49 51 0 0 0 0 0 0 0 0

GEM GP Leirskiferstabilisator 21 Gul 7875 7875 0 0 100 0 0 0 7875 0 0 0 7875 0

KCl Leirskiferstabilisator 21 Grønn 15750 15750 0 0 0 100 0 0 0 15750 0 0 0 15750

Lime pH regulator 11 Grønn 1750 1750 0 0 0 100 0 0 0 1750 0 0 0 1750

Magnesium oxide pH regulator 11 Grønn 0 0 0 0 0 100 0 0 0 0 0 0 0 0