Side 1 av 81
PL 338
Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for drift av Edvard Grieg-feltet i PL338
January 2015 | Document number: 23380E-LUNAS-000-S-TA-00009
Side 3 av 81
Innholdsfortegnelse
Innholdsfortegnelse... 3
1 Sammendrag ... 6
2 Innledning ... 8
2.1 Avgrensning av søknad ... 8
2.2 Rammer for aktiviteten ... 8
3 Feltbeskrivelse ... 9
3.1 Beliggenhet og lisensforhold... 9
3.2 Utbyggingsløsning og produksjonsperiode ... 10
3.3 Reserver og reservoar ... 12
3.4 Boring og brønnoperasjoner ... 13
3.5 Systembeskrivelse ... 13
3.5.1 Brønnsystemet ... 14
3.5.2 Separasjon av brønnstrømmen ... 14
3.5.3 Produsert vann ... 15
3.5.4 Åpent avløp ... 16
3.5.5 Kjemikalieinjeksjon ... 16
3.5.6 Sanitærvann ... 17
3.5.7 Kraftgenerering og overføringssystem ... 17
3.5.8 Fakkel og ventilering ... 17
3.5.9 Gasskompresjon ... 18
3.5.10 Eksportløsninger ... 19
3.5.11 Sjøvann for kjøling og injeksjon ... 19
3.6 Beste tilgjengelige teknikker (BAT) ... 20
4 Fysiske forhold og biologiske ressurser ... 22
4.1 Vanndybde og bunnforhold ... 22
4.2 Vind- og strømforhold, temperatur og salinitet ... 22
4.3 Biologiske ressurser ... 23
4.4 Bunndyrsamfunn ... 23
4.5 Plankton ... 23
4.6 Fiskeressurser ... 23
4.7 Sjøfugl ... 24
4.8 Marine pattedyr ... 24
5 Planlagte utslipp til sjø ... 25
5.1 Produsert vann ... 25
5.1.1 Naturlig forekommende lavradioaktive isotoper... 27
5.2 Drenasjevann ... 27
5.3 Kjølevann ... 28
Side 4 av 81
5.4 Sanitæravløpsvann ... 28
5.5 Kjemikalier... 28
5.5.1 Produksjonskjemikalier ... 29
5.5.2 Gassbehandlingskjemikalier ... 30
5.5.3 Hjelpekjemikalier ... 30
5.5.4 Kjemikalier til oljeeksportstrøm ... 30
5.5.5 Kjemikalier i lukket system ... 30
5.5.6 Kjemikalier i brannvannsystemer ... 31
5.6 Øvrige forhold ... 31
6 Planlagte utslipp til luft ... 33
6.1 Oppstart av produksjonsbrønnene og innkjøring av prosessanlegget ... 33
6.2 Hovedkraft og dieselmotorer ... 34
6.2.1 Hovedkraft ... 34
6.2.2 Dieselmotorer ... 34
6.3 Fakling ... 34
6.4 Diffuse utslipp ... 35
6.5 Årlige utslipp til luft ... 36
7 Måling og rapportering av utslipp ... 38
7.1 Utslipp til sjø ... 38
7.2 Utslipp til luft ... 39
7.3 Akutte utslipp ... 39
8 Avfallshåndtering ... 40
9 Miljøkonsekvenser av planlagte utslipp ... 41
9.1 Konsekvenser av utslipp til sjø ... 41
9.2 Konsekvenser av utslipp til luft... 42
10 Miljørisiko... 43
10.1 Etablering og bruk av akseptkriterier ... 43
10.2 Inngangsdata for analysen ... 43
10.2.1 Lokasjon og tidsperiode ... 43
10.2.2 Utslippsegenskaper ... 44
10.2.3 Definerte fare og ulykkessituasjoner ... 46
10.3 Drift og spredning av olje ... 53
10.4 Naturressurser som er inkludert i miljørisikoanalysen ... 57
10.5 Miljørisiko knyttet til aktiviteten ... 59
11 Beredskap mot akutt forurensning ... 61
11.1 Krav til oljevernberedskap ... 61
11.2 Metode ... 61
11.3 Analyse av dimensjoneringsbehov – barriere 1A og 1B (åpent hav) ... 61
11.3.1 Effektberegnet systembehov ... 62
11.3.2 Modellering av oljeopptak og dispergering ... 63
11.4 Dimensjonering av kyst- og strandsoneberedskap (barriere 2 og 3) ... 64
Side 5 av 81
11.5 Dispergering ... 65
11.6 Fjernmåling og lekkasjedeteksjon ... 66
11.7 Forslag til beredskap mot akutt forurensning ... 68
12 Referanseliste ... 69
13 Vedlegg ... 71
13.1 VEDLEGG I – Hovedprosessene på Edvard Grieg ... 72
13.2 VEDLEGG II - Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier ... 73
13.3 VEDLEGG III - Miljøvurdering av kjemikalier ... 76
Side 6 av 81
1 Sammendrag
Lundin Norway AS søker om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven, kapittel 3 § 11 og
styringsforskriften § 25 og 26 for drift av Edvard Grieg-feltet. Denne søknaden er utarbeidet i henhold til forurensningsforskriftens kapittel 36 og til Miljødirektoratets retningslinjer for søknader om
petroleumsvirksomhet til havs.
Edvard Grieg-feltet er lokalisert i blokk 16/1 i midtre del av Nordsjøen og omfattes av produksjonslisens PL 338. Avstanden til produserende felt i området er om lag 40 km til Grane i nordøst og 57 km til Sleipner i sørvest.
Edvard Grieg-feltet vil bli bygget ut med en bunnfast plattform for produksjon av stabilisert olje og rik gass.
Stabilisert olje er planlagt eksportert til Sture-terminalen. Rik gass vil bli eksportert via SAGE- rørledningssystem til St. Fergus. Planlagt produksjonsstart er 4. kvartal 2015 med en forventet
produksjonsperiode på ca. 20 år. For detaljert informasjon om Edvard Grieg vises det til Plan for Utbygging og Drift (PUD) som ble godkjent i Stortinget 11.06.2012.
Denne søknaden omfatter planlagt kjemikalieforbruk og forventede utslipp til luft og sjø knyttet til drift av Edvard Grieg-feltet, samt en beskrivelse av den planlagte beredskapen på feltet. Det er vurdert at de planlagte utslippene i produksjonsperioden ikke medfører miljøkonsekvenser av betydning.
En oversikt over maksimale årlige utslipp til luft er vist i Tabell 1-1. For ytterligere detaljer vises det til kapittel 6.
Tabell 1-1 Estimerte maksimale årlige utslipp til luft fra Edvard Grieg.
Kilde CO2
(tonn) NOx
(tonn) CH4
(tonn) nmVOC
(tonn) SOx
(tonn)
Forbrenning av gass 147973 92 48,1 13,0 -
Forbrenning av diesel 13603 113 - 0,6 12,1
Fakling 110968 42 6,1 1,5 -
Diffuse utslipp og kaldventilering - - 28,2 10,2 -
Totalt 272544 247 82,4 25,3 12,1
De omsøkte kjemikaliene, som er valgt for å ivareta produksjon og miljø på en best mulig måte, er
kategorisert i henhold til Aktivitetsforskriften § 63. Forventet årlig forbruk, injeksjon og utslipp til sjø er vist i Tabell 1-2. Kjemikalier i lukket system vil ikke gå som utslipp til sjø og omfatter hydraulikkoljer,
korrosjonshemmer til varmemediet og biocid til diesel. Ingen av disse kjemikaliene har et forventet forbruk som overstiger 3000 kg/år. HOCNF er tilgjengelig for all kjemikaliene. For detaljert beskrivelse vises det til kapittel 5.
Side 7 av 81
Tabell 1-2 Omsøkte mengder kjemikalier (kg) for årlig forbruk, utslipp og injeksjon fordelt på bruksområde og kjemikaliekategoriene grønn, gul/gul Y1, gul Y2, rød.
Det er utarbeidet miljørisikoanalyse og beredskapsanalyse som dekker driftsfasen for feltet. Basert på anbefalingene i beredskapsanalysen er Lundin Norway AS forslag til havgående beredskap som følger:
- Første system innen 8 timer
- Fullt utbygd barriere innen 25 timer.
Akutt forurensning skal detekteres raskest mulig og senest innen tre timer. Kravet ivaretas av fjernmålingsregimet på plattformen.
Side 8 av 81
2 Innledning
2.1 Avgrensning av søknad
Denne søknaden omhandler utslipp knyttet til førstegangsoppstart og drift av Edvard Grieg-plattformen.
Øvrige søknader i forbindelse med utbyggingen av Edvard Grieg-feltet omfatter:
Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for boring og komplettering av produksjonsbrønner i PL 338 på Edvard Grieg-feltet, ref. [1]
Søknad om tillatelse til bruk og utslipp av kjemikalier ved installasjon av stålunderstellet til Edvard Grieg, ref. [2]
Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven vedrørende ferdigstilling og utprøving av Edvard Grieg-installasjonen, ref.[3]
Søknad om tillatelse til injeksjon og utslipp av naturlig forekommende radioaktive stoffer fra Edvard Grieg-installasjonen i driftsfasen, ref. [4]
Søknad om tillatelse til kvotepliktige utslipp på Edvard Grieg-feltet gjeldende for produksjonsboring - Safe Boreas (flotell) – ferdigstilling og uttesting av Edvard Grieg-plattformen - driftsfase
Både søknad om tillatelse til kvotepliktige utslipp for driftsfasen og søknad om tillatelse til injeksjon og utslipp av naturlig forekommende radioaktive stoffer oversendes myndighetene samtidig med denne søknaden.
Statoil er operatør for utbygging av eksportrørledningene fra Edvard Grieg og har utarbeidet følgende søknader, som er oversendt Miljødirektoratet:
Edvard Grieg gasseksportrørledning – Søknad om tillatelse til utslipp fra klargjøring for drift (RFO), ref. [5]
Edvard Grieg oljeeksportrørledning – Søknad om tillatelse til utslipp fra klargjøring for drift (RFO), ref. [6]
Tidsplanen for implementering av kraft fra land, som også omhandler områdeløsning for Edvard Grieg installasjonen, er omtalt i PUD for Johan Sverdrup utbyggingsfase 1. Implikasjonene for utslipp ved en oppkobling av Edvard Grieg er ikke avklart og derfor ikke behandlet i denne søknaden.
2.2 Rammer for aktiviteten
Det fremgår ingen restriksjoner til aktiviteten i lisensbrev eller i myndighetenes godkjenning av Plan for Utbygging og Drift (PUD) fremmet i statsråd 13.04.2012 og godkjent i Stortinget 11.06.2012, ref. [7]. Det foreligger ingen vesentlige endringer i forhold til konsekvensutredningen, ref. [8].
Produksjonslisens PL 338 omfattes av forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak, ref. [9]. Det foreligger ingen lisensspesifikke eller områderelaterte restriksjoner i forvaltningsplanen, som kan knyttes til Edvard Grieg-feltet.
Side 9 av 81
3 Feltbeskrivelse
3.1 Beliggenhet og lisensforhold
Edvard Grieg-feltet er lokalisert i blokk 16/1 i midtre del av Nordsjøen og omfattes av produksjonslisens PL 338. Avstanden til produserende felt i området er om lag 40 km til Grane i nordøst og 57 km til Sleipner i sørvest. Vanndypet på plattformlokasjonen er 109 meter.
Eierandelene for Edvard Grieg-feltet er vist i Tabell 3-1. Det er Lundin Norway AS som er operatør for feltet.
Kart over midtre del av Nordsjøen med plassering av Edvard Grieg er vist i Figur 3-1.
Tabell 3-1 Rettighetshavere i Edvard Grieg.
Rettighetshavere Eierandel, %
Lundin Norway AS 50
OMV (Norge) AS 20
Statoil Petroleum AS 15
Wintershall Norge AS 15
Side 10 av 81
Figur 3-1Oversiktskart med Edvard Grieg.
3.2 Utbyggingsløsning og produksjonsperiode
Edvard Grieg-feltet vil bli bygget ut med en bunnfast plattform med moduler for hoveddekk, prosess, hjelpesystem og boligkvarter og fakkel. Figur 3-2 viser en skisse av Edvard Grieg-plattformen. Plattformen vil produsere stabilisert olje og rik-gass fra Edvard Grieg-feltet med framtidig tilknytting av Ivar Aasen og mulige satellitter i PL 338 og tilstøtende områder.
Figur 3-2 Ov Stabilisert o deretter inn Area Gas Ev forventet pr infrastruktu Viking.
versikt over m olje er planla
til Sture-term vacuation) i roduksjonspe ur. Produksjo
modulene på agt eksportert minalen. Rik britisk sekto eriode på ca.
onsbrønnene
Edvard Grie t fra Edvard kgass vil bli e or til St. Ferg
20 år. Figur vil bli boret
eg.
Grieg i en ny eksport i en n gus. Planlagt r 3-3 viser en og komplett
y 28" rørledn ny 16" rørled produksjons n skisse av Ed
ert av den op
ning fram til dning til SAG sstart er 4. kv
dvard Grieg- ppjekkbare b
Side 11
Grane oljerø GE-systemet vartal 2015 m -plattformen boreriggen R
1 av 81
ør og t (Scottish med en
med owan
Figur 3-3 Ed
Første fase
Plat
28"
16"
Kom En samordn hydrokarbon Grieg er stip drift av Edv
3.3 Edvard Grie funnene. Re Trykk og te relativt lavt feltet er esti
dvard Grieg-
i utbygginge ttform med b
" oljeeksportr
" gasseksport mmunikasjon net utbygging ner fra Ivar A pulert til 4.kv vard Grieg-fe
Reserver eg-feltet er lo eservoaret er emperatur i re
gass/olje-for imert til 25,6
plattformen
en av Edvard bunnfast stålu
rørledning til trørledning ti nskabel til S g med Ivar A Aasen-plattfo
vartal 2016.
eltet før opps
r og reserv okalisert på d r påvist på om
eservoaret er rhold tilsvar 6 MSm3 olje
med infrastr
d Grieg omfa understell, p lknyttet Gran ilknyttet SAG leipner Aasen-prosjek
ormen. Forve Samordning start av Ivar A
voar den sørvestli m lag 1900 m r henholdsvis ende 100-12 og 2,8 GSm3
uktur.
atter:
prosessanlegg ne oljerørled GE-systemet
ktet medføre entet oppstar gen utløser be
Aasen.
ige delen av meter og best s 190 bar og 20 Sm3 gass/
3 gass.
g og boligkva dning til Sture t til St. Fergu
er at Edvard G rt av flerfase ehov for opp
Haugalandsh tår i hovedsa
80 °C. Rese Sm3 olje. Ut
arter e-terminalen us
Grieg-plattfo transport fra datering av u
høyden og om k av sandste rvoaret er ka tvinnbare res
Side 12
n
ormen vil mo a Ivar Aasen
utslippstillat
mfatter Luno ein og konglo arakterisert m server på Edv
2 av 81
otta til Edvard elsen for
o og Tellus- omerat.
med et vard Grieg-
Side 13 av 81
3.4 Boring og brønnoperasjoner
Edvard Grieg-feltet er i første omgang planlagt bygget ut med 15 brønner, som omfatter 11
produksjonsbrønner og fire injeksjonsbrønner. Av de 11 produksjonsbrønnene er det planlagt 9 horisontale og to vinklede oljeprodusenter. Borekampanjen, som omfatter et forborings- og et hovedboreprogram, gjennomføres med den oppjekkbare boreriggen Rowan Viking.
Forboringsprogrammet er planlagt utført før installasjon av plattform-modulene for prosessanlegg og boligkvarter våren 2015. Deretter fortsetter borekampanjen i en periode på to år fram til oktober 2017.
Figur 3-4 viser Rowan Viking på lokasjon ved plattformunderstellet.
Figur 3-4 Rowan Viking og plattformunderstellet til Edvard Grieg.
Produksjonsboringen gjennomføres i henhold til tillatelsen etter forurensningsloven til boring og komplettering av produksjonsbrønner på Edvard Grieg, ref.[1].
3.5 Systembeskrivelse
Oversikt over hovedprosessene på Edvard Grieg er vist i Vedlegg 13.1.
Prosessanlegget omfatter følgende hovedsystemer:
Tørre brønnhoder og manifold
Separasjon av brønnstrømmen
Gass rekompresjon
Gasseksport
Oljeeksport
Side 14 av 81
Støtte- og hjelpesystemer inkluderer systemer for:
Kraftgenerering
Fakling og ventilering
Produsert vann
Kjemikalieinjeksjon
Dreneringsanlegg
Sjøvannsinntak, kjøling og brannvann
Ferskvannsgenerering
Kjemikalieinjeksjon
Lagertanker for diesel og kjemikalier
HVAC
3.5.1 Brønnsystemet
Edvard Grieg-plattformen er designet for totalt 20 brønner. Første fase av feltutbyggingen omfatter til sammen 15 brønner, hvorav 11 produksjonsbrønner og fire vanninjektorer. Fem brønnslisser er avsatt til å kunne dekke mulig framtidig behov for nye brønner fra feltet.
I brønnsystemet inngår tørre brønnhoder, manifolder, tilkoblinger til brønnopprenskningssystem og
produksjonsrør. Alle produksjonsbrønnene er designet for injeksjon av avleiringshemmer. Alle brønnene er utstyrt med injeksjonspunkt for hydrathemmer.
Prinsippet for design av brønnene er høy produksjon av olje og gass samtidig med lavest mulig produksjon av vann. Plasseringen av produksjonsbrønnene er derfor optimalisert med tanke på lang avstand til både olje- vann-kontakten og vanninjeksjonsbrønnene. Strategien for vanninjeksjonsbrønnene er å unngå perforering av høypermeable soner, slik at vanngjennombruddet fra disse sonene til produsentene blir utsatt i tid. Det er implementert mulighet for sonekontroll i injeksjonsbrønnene som et ytterligere ledd i å forsinke et tidlig vanngjennombrudd og samtidig øke den vertikale fortrengingen.
3.5.2 Separasjon av brønnstrømmen
Prosessanlegget på Edvard Grieg har en designkapasitet (når EG produserer alene) tilsvarende:
Olje - 14 300 Sm3/ sd
Gass - 2,5 M Sm3/ sd
Produsert vann - 13 000 Sm3/ sd
Installasjonen er designet for økt produksjon ved mottak av brønnstrøm fra Ivar Aasen og tilknytning av nye funn.
Maksimal kapasitet for vanninjeksjon på plattformen er 24 000 Sm3/ sd.
Edvard Grieg har en standard 3-trinnsprosess som skiller olje, gass og vann, samt både lav og høytrykks kompresjon. Brønnstrømmen ledes til separasjonsanlegget for stabilisering av olje, gass og produsert vann.
Separasjonsanlegget består av to parallelle systemer med en primær og en sekundær innløpsseparator. Dette fordi produsert vann fra henholdsvis Luno- og Tellus-funnet ikke kan blandes uten risiko for utfelling av tungt løselige salter. Innløpsseparatorene har stor fleksibilitet med hensyn til å ivareta variasjoner i olje- og vannmengder og er utstyrt med sandspylingsmuligheter.
Side 15 av 81
Separasjonssystemet omfatter en tre-trinns separasjon med etterfølgende behandling i elektrostatisk
vannutskiller. Hovedkomponentene i separasjonssystemet består av to parallelle innløpsseparatorer (primær og sekundær), andre-trinns separator, tredje-trinns separator og elektrostatisk vannutskiller. Ved hjelp av innløpsseparatorene og andre-trinns separator gjennomføres en tre-fase separasjon av olje, gass og bulkmengden av produsert vann. Tredje-trinns separator omfatter to-fase separasjon av gass og produsert vann. Operasjonstrykket i de tre separasjonstrinnene er henholdsvis 20, 5 og 1 barg.
Etter separering ledes stabilisert olje til oljeeksportsystemet og gass til eksportkompressor eller alternativt til rekompressor ved lavt gasstrykk. Produsert vann fra separatorene (oljeinnhold på maksimalt 1000 vol ppm) ledes til hydrosyklonene for videre vannbehandling. Vann fra elektrostatisk vannutskiller resirkuleres til oppstrøms andre-trinns separator.
Emulsjonsbryter vil kunne tilsettes oppstrøms førstetrinns- og test-separator.
Ved behov fjernes sand fra innløpsseparatorene, testseparator og væskeutskiller for lavtrykksfakkel ved hjelp av høytrykksspyling med vann. Etter sandutskilling ledes vann til avgassingstank for produsert vann. Sand fra jetteprosessen lagres midlertidig i sandbinge før transport til land for behandling som farlig avfall. I utgangspunktet er det ikke forventet sand i produksjonsstrømmen. Brønnene er for øvrig designet med sandskjermer.
3.5.3 Produsert vann
Utbyggingsløsningen omfatter kontinuerlig reinjeksjon av produsert vann i reservoarene og minimaliserer utslipp av olje, løste komponenter og produksjonskjemikalier til sjø. Reinjeksjon av produsert vann i reservoaret er vurdert som beste tilgjengelig teknikk (BAT) for Edvard Grieg-plattformen.
Etter separasjon av brønnstrømmen ledes produsert vann fra separatorene og elektrostatisk vannutskiller til behandlingsanlegget for produsert vann. Hensikten med behandlingsanlegget er å redusere oljeinnholdet i produsert vann før reinjeksjon i reservoarene og for å ivareta kravet til utslipp til sjø ved eventuelle driftsforstyrrelser i reinjeksjonssystemet.
Injeksjonsvolumet for tilstrekkelig trykkstøtte er større enn vannproduksjonen. Sjøvann vil derfor bli benyttet som supplementært injeksjonsvann. Reinjeksjonssystemet er designet for stor grad av fleksibilitet og høy regularitet.
Vannbehandlingen av produsert vann skjer i to separate tog som omfatter hydrosykloner og avgassingstank med avskummerenhet. Oljeinnholdet reduseres til et så lavt som praktisk mulig nivå med et mål om lavere enn 15 mg/ liter. Avskummet olje ledes tilbake til væskeutløpet i væskeutskiller for lavtrykksfakkel og deretter til tredje-trinns separator. I tidlig fase med lite vannproduksjon vil det være vanskelig å få
vannrenseprosessen til å fungere optimalt. Av den grunn er estimater for årlig mengde olje fra produsert vann utført på basis av en konsentrasjon på inntil 30 ppm olje i vann, ref. kapittel 5.1.
Behovet for to separate tog skyldes at vann produseres fra to ulike reservoarer og som ved blanding vil resultere i utfelling og dannelse av avleiringer. Vannbehandlingssystemet for produsert vann fra Luno-funnet vil motta vann fra første-trinns primær separator, andre-trinns separator, elektrostatisk vannutskiller og testseparator. Vannbehandlingssystemet for produsert vann fra Tellus-funnet vil motta vann fra første-trinns sekundær separator. Vannbehandlingssystemet er designet for en kapasitet på 13000 Sm3/sd. Designraten for produsertvann fra Tellus-funnet og øvrige tilknytninger er 7000 Sm3/sd.
Side 16 av 81
Dispergert olje måles med direktekoblet olje i vann-analysator plassert ved væskeutløpet til begge avgassingstankene for produsert vann. Manuelle prøvetakingspunkter er lokalisert ved inn- og utløpet på hydrosyklonene og ved utløpet på avgassingstankene. Det er kort avstand mellom analysatorer og uttak for manuell prøvetaking for analyse. Manuell prøvetaking vil bli benyttet til verifisering av målenøyaktigheten til analysatorene og ved eventuelt behov for feilsøking.
Det er tilrettelagt for kjemikalieinjeksjon av biocid og avleiringshemmer oppstrøms primær og sekundær avgassingstank for produsert vann ved behov.
3.5.4 Åpent avløp
Systemet for åpent avløp er designet for å samle regnvann, brannvann, vaskevann, spill av væsker fra dekk- og spillkantområder samt fra dryppskåler på utstyr. Dette for å hindre spredning av brennbare væsker og utslipp av ubehandlet vann til sjø. Brannvann fra overrislingsanlegg rutes direkte til sjø enten via overløpsrør fra dreneringsbokser eller væskelåser. Det er etablert dedikerte oppsamlingstanker for avløpsvann fra
henholdsvis farlige og ikke-farlige områder. Oppsamlet væske pumpes videre til vannbehandlingspakken for åpent avløp. Oppsamlingssystemet er designet for å ivareta maksimale laster for regnvann, brannvann eller vaskevann. Systemet sikrer gjenvinning av hydrokarbonspill slik at kun behandlet vann ledes til sjø. Avløp fra ikke-forurensede områder ledes direkte til sjø.
Vannbehandlingspakken for åpent avløp omfatter kompakt flotasjonsenhet (CFU) med etterfølgende absorbsjonsfilter for økt virkningsgrad (2 × 100 % konfigurasjon) og er dimensjonert for en maksimal strømningsrate på inntil 20 m3/time. Målsettingen er å redusere olje i vann til 15 ppm eller lavere før utslipp til sjø. Utseparert olje ledes til væskeutløpet fra væskeutskiller i lavtrykksfakkel og ledes videre til tredje- trinns separator for resirkulering i prosessen.
Vann som passerer absorbsjonsfilteret overvåkes kontinuerlig med hensyn til oljeinnhold før utslipp til sjø.
Dersom innholdet av olje overskrider 30 ppm resirkuleres vannet tilbake til oppsamlingstanken for avløpsvann for gjentatt vannbehandling inntil spesifikasjonen oppnås.
3.5.5 Kjemikalieinjeksjon
Kjemikalieinjeksjonssystemet sørger for dosering av kjemikalier i definerte prosess og hjelpesystemer.
Systemet består av en kjemikalieinjeksjonspakke og en separat injeksjonspakke for hydrathemmer (monoetylenglykol, MEG).
Kjemikalieinjeksjon omfatter 8 ulike kjemikalier med dedikerte lagertanker med tilkopling for fylling fra transporttanker. Tilkoblingspunktet for transporttankene er lokalisert over lagertankene for å sikre drenering av rør og fleksible slanger uten bruk av overføringspumper. Alle lagertankene er utstyrt med overløps- /dreneringsarrangement til en spilltank for kjemikalier. Kjemikaliene ledes fra lagertankene via et
injeksjonspanel til det aktuelle injeksjonspunktet. Eventuelt spill vil bli overført til transporttank for transport til land.
MEG-systemet består av et separat lagrings- og injeksjonssystem med en dekkmontert lagertank på 50 m3. MEG kan tilsettes ved oppstart og avstenging av brønner og i visse injeksjonspunkter, eksempelvis oppstrøms varmeveksler for gass. Det er ikke planlagt for kontinuerlig bruk av hydrathemmer.
Side 17 av 81
3.5.6 Sanitærvann
Sanitærvannsystemet samler og leder avløp fra boligkvarter og modul for hjelpesystemer til sjø på
kontinuerlig basis. Kloakk og oppmalt matavfall går i felles avløp til sjø uten behandling. Utslippspunktet er plassert 11 meter under havoverflaten på motsatt side av plattformens sjøvannsinntak. Studier viser at det er lav risiko for kontaminering av sjøvannsinntaket, ref. [10].
3.5.7 Kraftgenerering og overføringssystem
Elektrisk kraftproduksjon vil skje ved bruk av to energieffektive dual-fuel gassturbiner type GE LM2500 + G4 DLE med lave utslipp av NOX og CO (lav-NOX). Ved oppstart og under unormal drift vil turbinene kunne benytte diesel som drivstoff. Ved normal drift genereres kraft ved bruk av tørket gass fra prosessanlegget.
Begge generatorsettene kan levere ca. 30 MW elektrisk kraft og opp til 22 MW varme ved maksimal
nominell last. Gassturbinene er utstyrt for gjenvinning av spillvarme i eksosgassen, hvilket er tilstrekkelig for å dekke varmebehovet på Edvard Grieg. Hovedgeneratorene er tilkoblet et 11kV høyspenningsbryteranlegg med tilhørende 690/400/230V lavspenningsanlegg for distribusjon av kraft til prosess- og hjelpesystemer, samt boligkvarter.
I den initielle produksjonsfasen med produksjon kun fra Edvard Grieg-feltet, er det kun behov for drift av èn gassturbingenerator for å dekke kraft- og varmebehovet på Edvard Grieg-plattformen. Det er først ved oppstart av Ivar Aasen-feltet (estimert oktober 2016) at begge gassturbingeneratorene benyttes samtidig for å kunne generere tilstrekkelig med kraft til begge plattformene.
Kraftdistribusjon til Ivar Aasen og en framtidig installasjon er planlagt utført fra Edvard Griegs høyspenningsbryteranlegg (11kV) via en transformator tilkoplet plattformens gassisolerte høyspenningsbryteranlegg for videre distribusjon via vekselstrøm sjøkabler (110kV).
Edvard Grieg er forberedt til å motta og benytte framtidig kraft fra land via en likestrømskabel fra et annet offshore fordelingspunkt. Med dagens design vil kraft fra land i kombinasjon med moderat last på en av gassturbinene gi redundant kraft og varme til Edvard Grieg og Ivar Aasen.
Hovedforbrukerne av kraft på Edvard Grieg-plattformen er gasskompresjon, vanninjeksjon og oljeeksport.
Blant disse inngår til sammen 7 elektrisk drevne kompressorer og pumper, som er utstyrt med turtallsregulerte motorer (VSD) for styring og kontroll av trykk og strømning i prosessen.
Ved eventuelt bortfall av hovedkraft startes automatisk en nødgenerator for levering av kraft til sikkerhets- funksjoner. Nødsystemet er designet for å kunne gjenopprette normal drift.
Ved tap av hovedkraft vil også en essensiell generator starte automatisk for levering av kraft til essensielle forbrukere.
3.5.8 Fakkel og ventilering
Fakkel- og ventileringssystemene er nødvendig for gjenvinning og sikker avhending av hydrokarbongass fra trykkavlastning og avlufting fra de ulike prosessystemene. Fakkelsystemet beskytter prosessutstyr mot overtrykking og sikrer integriteten til installasjonen ved en eventuell brann. Kortfattet omfatter
fakkelsystemet:
Lukket høytrykksfakkel med gjenvinning til prosessen
Lavtrykksfakkel uten kontinuerlige kilder til luft
Side 18 av 81
Fakkelsystemet består av høytrykksfakkel (HP flare), lavtrykksfakkel (LP flare) og atmosfærisk ventilasjon.
Samlerørene for lukket avløp er integrert med lavtrykksfakkelsystemet ved kobling mot væskeutskiller for lavtrykksfakkel. Formålet med lukket avløp er å sikre oppsamling av hydrokarboner fra hovedprosessen og samlerør for sikker avhending. Hensikten med det atmosfæriske ventilasjonssystemet er oppsamling av hydrokarboner fra henholdsvis kontinuerlige kilder og vedlikeholdsaktiviteter og avgi gassen til et sikkert område.
Høytrykk- og lavtrykksystemet omfatter en væskeutskiller for fakkel, målesystem, fakkelbrenner og felles tenningssystem.
Høytrykksfakkelsystemet er et lukket gassgjenvinningssystem designet for å minimalisere utslipp til luft. Ved normal drift er fakkelsystemet isolert fra brenneren ved hjelp av en spesielt hurtig åpningsventil (FOV) med en sprengplate i parallell i tilfelle feil av FOV. Det er samsvar mellom trykket i høytrykkssystemet og tredje- trinns separator (1 barg) slik at lekkasjer, mindre utslipp og avløp til høytrykksfakkel blir gjenvunnet og ledet til tredje-trinns separator. Den hurtigvirkende ventilen (FOV) åpner automatisk ved høy-høyt trykk i
høytrykksfakkel og frigir gass til brenneren. Høytrykksfakkelen tennes ved åpning av hurtigvirkende ventil, brudd i sprengplate eller dersom strømningsmengden gjennom målepakken overskrider en viss mengde.
Lavtrykksfakkelsystemet er åpent mot atmosfæren på grunn av at kildene er sensitive til mottrykk. Ved normal drift forventes det ingen kontinuerlige kilder av hydrokarbongass. Normalt trykk i
lavtrykkfakkelsystemet er atmosfærisk trykk og fakkelbrenneren er normalt slukket. Tenning av lavtrykksfakkel vil kunne skje dersom strømningsmengden i målepakken er høy.
I forbindelse med vedlikehold benyttes væskeutskilleren for lavtrykksfakkel som dreneringstank for lukket avløp. Drenering gjennomføres via dedikert samlerør for lukket avløp til væskeutskilleren for
lavtrykksfakkel. Alt utstyr lokalisert på en høyere elevasjon enn væskeutskilleren vil bli drenert ved hjelp av naturlig fall. Andre utstyrsenheter dreneres ved tilførsel av nitrogen, eksempelvis pumper i høy- og
lavtrykkssystemet, samt overføringspumper for produsert vann.
Væsker fra både høytrykk- og lavtrykksystemene resirkuleres til tredje-trinns separator ved hjelp av 2×100 % pumper for henholdsvis lavtrykk- og høytrykk væskeutskiller.
I det atmosfæriske ventilasjonssystemet ledes gass til et spesifikt utslippspunkt halvveis opp fakkelstakken.
Samlerøret opererer ved atmosfærisk trykk med et maksimalt mottrykk på 0,07 barg ved hver kilde (atmosfæriske tanker, kompressortetninger, mm). Alle samlerør faller mot et lavpunkt avløp som ledes til lagertank for åpent avløp. Denne tanken spyles kontinuerlig med nitrogengass og har ventilasjonsrør koblet til det atmosfæriske ventilasjonssystemet.
3.5.9 Gasskompresjon
Rekompresjonssystemet består av to kompressortrinn, som komprimerer all assosiert gass fra andre-trinn og tredje-trinns separator, samt test-separator i tilfelle lavtrykksmodus, til 20 barg. Denne løsningen muliggjør innblanding med gass fra henholdsvis primær og sekundær innløpsseparator, samt gass fra testseparatoren.
Systemet vil i tillegg komprimere gjenvunnet gass fra væskeutskiller for høytrykksfakkel. I første kompressortrinn komprimeres gass til 5 barg og videre til 20 barg i kompressortrinn nummer to.
Hvert trinn består av en dedikert sugekjøler, en væskeutskiller på inntakssiden og en kompressor. Væske fra væskeutskilleren ledes tilbake til tredje-trinn separator for gjenvinning i prosessen.
Side 19 av 81
Kompressorene er montert på en felles aksel som drives av en elektrisk motor med variabel hastighetskontroll (VSD).
3.5.10 Eksportløsninger
Eksport av olje er planlagt i en ny rørledning (Edvard Grieg Oil Pipeline) knyttet til Grane oljerør for
ilandføring på Stureterminalen. Gasseksport vil skje i en ny gasseksportrørledning (Utsira High Gas Pipeline) knyttet opp mot gassrørledningssystemet SAGE i britisk sektor.
I oljeeksportsystemet økes trykket med trykkøkningspumper og måling gjennomføres før eksport ved hjelp av eksportpumpene. Designkapasiteten for oljeeksportsystemet er 20 000 Sm3/d. Normalt eksporttrykk er 125-140 barg.
I gasseksportsystemet komprimeres gass fra primær og sekundær innløpsseparator, testseparator og gass fra rekompressorene til et normalt eksporttrykk på 165 - 170 barg. Eksportsystemet er utstyrt med fiskalmåler og avsendersluse for piggeoperasjoner.
Gassen komprimeres i to trinn ved hjelp av første og andre-trinns eksportkompressor. Begge
eksportkompressortrinnene har felles aksling med variabel hastighetskontroll (VSD) for optimalisering av driftstrykket nedstrøms kompressorene.
Gassen fra første-trinns eksportkompressor tørkes i TEG-ekstraksjonstårn for å møte vann-duggpunkts spesifikasjonen for eksport. Deretter kjøles gassen i en varmeveksler før eksport.
3.5.11 Sjøvann for kjøling og injeksjon
Systemet er designet for levering av sjøvann til direkte prosesskjøling, klimaanlegg, ferskvannsgenerator, og ulike forbrukere i hjelpesystemet, samt injeksjon. En delstrøm av sjøvannet vil bli behandlet i en
sulfatreduksjonsenhet (SRU) for anvendelse som injeksjonsvann for trykkstøtte i Tellus-reservoaret. Dette fordi ubehandlet sjøvann ikke er kompatibelt med formasjonsvannet fra Tellus-reservoaret.
Sjøvannsystemet består av løftepumper (2×100 %) og essensiell løftepumpe (1×100 %), samt en pumpe som til enhver tid opprettholder trykket i ringledningen for brannvann. Alle sjøvannsløftepumpene har en
kjølekrets, som er fylt med en 50/50-blanding av monoetylenglykol og de-mineralisert vann.
Sjøvannsinntaket er på 41 meters dyp for å oppnå en innløpstemperatur på maksimalt 10 °C og for å minimalisere inntak av biologiske organismer.
Sjøvannet filtreres i grovfilter og tilsettes natriumhypokloritt på kontinuerlig basis for å hindre begroing.
Hypokloritt (0,7-1 % løsning) genereres i en elektroklorineringsenhet ved elektrolyse av sjøvann som injiseres nær løftepumpene. Deretter ledes sjøvannet i fordelingsrør til kjølere og andre essensielle
forbrukere. Etter bruk ledes sjøvann i et retursamlerør til dumpebrønnen for utslipp til sjø på 16 meters dyp.
Sjøvannsystemet er utstyrt med prøvetakingspunkt for måling av hypoklorittkonsentrasjonen. Videre er dumpebrønnen utstyrt med en analysator for påvisning av hydrokarbonlekkasjer.
Formålet med SRU-enheten er å redusere konsentrasjonen av sulfat i sjøvann til injeksjonsformål i Tellus- reservoaret. Dette for å hindre dannelse av sulfatavleiringer ved innblanding av formasjonsvann og kontakt med reservoaret. Sulfatfjerningsenhetens designkapasitet for generering av sulfatredusert sjøvann er 7 000 Sm3/sd.
Side 20 av 81
I SRU-enheten behandles sjøvann i membranpakker for henholdsvis partikkelfjerning og fjerning av sulfat.
Sulfatinnholdet i behandlet sjøvann er lavere enn 30 ppm før vanninjeksjon.
For opprettholdelse av SRU-membranenes funksjoner er det krav om bruk av leverandørgodkjente kjemikalier som avleiringshemmer, biocid og rengjøringskjemikalier. Disse kjemikaliene følger væskestrømmen med oppkonsentrert sulfat og ledes som utslipp til sjø.
3.6 Beste tilgjengelige teknikker (BAT)
I alle faser av utbyggingsprosjektet har BAT vært et bærende prinsipp for vurdering og valg av tekniske løsninger på Edvard Grieg, ref. [11]. Valgte løsninger vurdert som BAT for Edvard Grieg omfatter:
Kraftgenerering
Gassturbiner med gjenvinning av termisk energi fra eksos, som dekker varmebehovet i produksjonsprosessen og oppvarming av boligkvarter, medfører en total virkningsgrad opp mot 60 % avhengig av relativ last for kraft og varme. Turbinene er utstyrt med lav- NOX teknologi som reduserer utslipp av nitrogenoksider til luft.
Plattformen er videre forberedt for oppkobling til et "kraft fra land"-anlegg.
Energistyring
Prosessoptimalisering gjennom korrekt dimensjonering av kraftkrevende utstyr, implementering av turtallsregulering på kompressorer, vanninjeksjons- og eksportkompressorer, optimalisering av
ekstraksjonspunkt og temperatur for brenngass til turbinene, samt overvåking- og kontrollsystemer for å sikre høy effektivitet og lavt energiforbruk.
Fakkel og ventilering
Design for fakkel omfatter et lukket høytrykk- og et åpent lavtrykk-system. Kilder til gass fra trykksatte systemer blir gjenvunnet i høytrykksfakkel og ledet tilbake til prosessanlegget. All gass fra produsert vann og glykol regenerering vil gjenvinnes i høytrykksfakkel. Lavtrykksfakkel er åpent mot atmosfæren på grunn av at det ikke er kontinuerlig kilder til gass. Det er kun forventet neglisjerbare gasslekkasjer. Gjenvinning av denne gassen er vurdert uaktuell på grunn av økt netto utslipp til luft fra generering av kraft til kompressor.
Produsert vann
Primærløsningen for håndtering av produsert vann er reinjeksjon i reservoaret. Det er segregerte systemer for håndtering av vann fra henholdsvis Edvard Grieg-reservoaret og fra tie-in kandidater, hvilket bidrar til høy fleksibilitet med hensyn til reinjeksjon. Vannbehandlingen omfatter et hydrosyklon-trinn og etterfølgende avgassingstank med målsetning om å oppnå mindre enn 15 ppm olje i vann ved optimalisering av prosessen i driftsfasen.
Drenering
Dreneringssystemet er segregert med dedikerte oppsamlingstanker for avløpsvann fra henholdsvis eksplosjons- og ikke-eksplosjonsfarlige områder. Oppsamlet vann ledes til behandling i kompakt flotasjonsenheter (CFU) med etterfølgende poleringstrinn med absorbsjonsfilter for fjerning av
hydrokarboner, fenoler og BTEX-komponenter. Oljeinnholdet overvåkes kontinuerlig før utslipp til sjø.
Dersom innholdet av olje overskrider 30 ppm resirkuleres vannet tilbake til oppsamlingstanken for avløpsvann for gjentatt vannbehandling inntil spesifikasjonen oppnås. Ambisjonen er å redusere oljeinnholdet til et så lavt nivå som mulig før utslipp til sjø.
Side 21 av 81
Kjemikalier
Prosessanlegget er designet for å minimalisere forbruket av kjemikalier. Det er forventet at materialvalg i prosessanlegg og rørsystemer medfører redusert forbruk av korrosjonshemmer, at systemet med to parallelle innløpsseparatorer og segregerte systemer for håndtering av produsert vann minimerer bruk av
avleiringshemmer, og at kontinuerlig injeksjon av hydrathemmer unngås med tørre brønnhoder på plattformen.
Side 22 av 81
4 Fysiske forhold og biologiske ressurser
Edvard Grieg-feltet er lokalisert i den midtre delen av Nordsjøen på vestlig del av Nordsjøplatået. Nedenfor er det gitt en kort beskrivelse av fysiske forhold ved Edvard Grieg-feltet. For ytterligere informasjon vises det til Forvaltningsplan for Nordsjøen, ref. [9], Arealrapport Nordsjøen, ref. [12] og konsekvensutredningen for Edvard Grieg (Luno), ref. [8].
4.1 Vanndybde og bunnforhold
Nordsjøen er et svært grunt havområde hvor to tredjedeler er grunnere enn 100 meter. Den sørlige delen av Nordsjøen har i all hovedsak dyp på mindre enn 50 meter. I nordlige deler er det et dyp på om lag 300 meter.
Unntaket er den om lag 800 km lange Norskerenna, som kan ha dybder på over 700 meter. Havdypet på lokasjonen til Edvard Grieg-feltet er på 109 meter.
Dybdeforholdene er viktige for sirkulasjon av vannmassene. Dette fordi topografien i stor grad bestemmer bevegelsen til vannmassene.
Nordsjøen er generelt dekket av et tykt sedimentlag av sand, skjellsand og grus på grunt vann, samt mudder i de dypere områdene, ref. [12].
Den gjennomførte grunnlagsundersøkelsen på Edvard Grieg-feltet, ref. [13], viser at sedimentet i all
hovedsak består av fin sand eller veldig fin sand med enkelte innslag av silt og leire. Undersøkelser av THC og metaller i sedimentene viser ingen forhøyede verdier, og konsentrasjonene er på tilsvarende nivå som ved andre regionale stasjoner i området.
4.2 Vind‐ og strømforhold, temperatur og salinitet
Nordsjøen og Skagerak er møtested for atlanterhavsvann og ferskvann fra tilgrensende landområder og fra Østersjøen. De viktigste årsakene til variasjoner i vannmassene er endringer i innstrømming av atlantisk vann, vindforhold, varmeutveksling med atmosfæren og ferskvannstilførsel. Vannmassene i Nordsjøen strømmer hovedsakelig mot klokken. Vann-massene går via Skagerrak og fortsetter nordover som en del av den norske kyststrømmen. Om vinteren er det god vertikalblanding i de fleste delene av området, og forskjellen mellom vannlagene er liten. Om sommeren skaper oppvarming av de øvre vannlagene et tydelig temperatursjikt på 20-50 meters dyp. Variasjoner i strømbildet har stor betydning for økosystemet i
Nordsjøen, ref. [12].
På Edvard Grieg-feltet domineres strømforholdene av en sørøstlig retning på vannmassene. Strømhastigheten er i størrelsesorden 0,1 – 0,3 m/s og er tilnærmet den samme gjennom vannsøylen. Årlig gjennomsnitts- temperatur i sjøoverflaten er 10 °C.
Vindhastigheten er relativt jevnt fordelt over nordlig, vestlig til sørøstlig retning. Gjennomsnittlig
vindhastighet i vintermånedene januar/februar er 10 – 11 m/s, og i sommermånedene juli/august 5 – 6 m/s.
Årlig gjennomsnitt for vindhastigheten ligger på 9 m/s, ref. [14].
Side 23 av 81
4.3 Biologiske ressurser
Nedenfor er det gitt en kort oppsummering av biologiske forhold knyttet til Edvard Grieg-feltet. Ytterligere informasjon om biologiske ressurser i influensområdet er beskrevet i forvaltningsplanen for Nordsjøen og i konsekvensutredningen for Edvard Grieg-feltet.
4.4 Bunndyrsamfunn
Utbredelsen av bentiske arter er knyttet til sedimentsammensetning, vanntemperatur, havdyp og tilgang på næring. Sammensetningen av virvelløse dyr i Nordsjøen viser et skille mellom en sørlig artsammensetning dominert av frittlevende organismer og en nordlige artssammensetning dominert av fastsittende bunn- organismer. Den nordlige Nordsjøen har et større bentisk artsmangfold sammenliknet med det sørlige havområdet. Biomassen er høyest nær kysten og lavere lenger ut i havet.
Det ble gjennomført en grunnlagsundersøkelse på Edvard Grieg-feltet i 2012 for å etablere detaljkunnskap om bunnfaunaen på Edvard Grieg-feltet, ref. [13]. De biologiske analysene vitner om en sunn uforstyrret bunnfauna. Børstemark dominerer feltet både med hensyn på andel taksa (56 %) og med hensyn til antall individer (73 %). Børstemarkene Spiophanes bombyx og Paramphinome jeffreysii er de mest tallrike artene i området. Totalt ble 250 ulike taksa identifisert. Det er ingen identifiserte forekomster av revdannende koraller eller svamper i området. Det er ikke identifisert forekomster av annen sårbar bunnfauna ved
plattformlokasjonen. Habitatundersøkelser langs eksportrørledningene har heller ikke avdekket forekomst av koraller, svamper eller annen sårbar bunnfauna, ref. [15] og [16].
4.5 Plankton
I de frie vannmassene er det planteplankton som står for størsteparten av primærproduksjonen.
Planteplankton i området, som omfatter grønnalger, kiselalger og dinoflagellater, har en årlig oppblomstring i henholdsvis mars-april og september-oktober.
Dyreplankton er viktig som næringsgrunnlag for mange fiskearter, marine pattedyr og sjøfugl. Viktige arter er raudåte, krill og amfipoder. Tettheten av dyreplankton når vanligvis en topp like etter våroppblomstring i mai/juni og avtar utover høsten.
4.6 Fiskeressurser
Nordsjøen er leveområde for en rekke økologisk og kommersielt viktige fiskebestander.
De viktigste områdene for fisk i Nordsjøen ligger i nordlige deler av Nordsjøen. De sentrale delene av Nordsjøen er generelt mindre fiskerike enn lenger nord og området er preget av lav primærproduksjon.
Det er en rekke viktige fiskeslag i området ved Edvard Grieg, hvorav tobis og makrell er de to viktigste.
Feltet ligger om lag 80 km nord for tobisfeltet Albjørn-Ling. Tobis gyter i desember – januar og makrellen gyter i mai-juli. Nordsjøtorsk gyter over større deler av Nordsjøen, inkludert i nærområdet rundt
plattformlokasjonen. Gyteperioden for nordsjøtorsken er i perioden januar-april. Fiskeriaktiviteten rundt Edvard Grieg-plattformen er relativt lav sammenliknet med andre områder av Nordsjøen, eksempelvis områdene langs Norskerenna.
Side 24 av 81
4.7 Sjøfugl
Nordsjøen er et viktig beite- og oppholdsområde for en rekke ulike sjøfuglarter, men mindre enn 5 % av alle norske sjøfugl hekker i området. Den lave andelen har sammenheng med at det ikke finnes noen store fuglefjell i norsk del av Nordsjøen. Unntaket er Einevarden (vest for Vågsøy i Sogn og Fjordane), som er Norges sørligste fuglefjell. Andre viktige hekkeområder langs kysten finnes i området utenfor Karmøy og i et større område fra Utvær/Indrevær i Ytre Sula til Stadlandet. Lista og Jærstrendene er også viktige områder for kystbundne dykkende arter, som toppskarv, storskarv, ærfugl og teist. Pelagiske sjøfugl som alke, alkekonge, lomvi, krykkje, havhest kan forekomme i store ansamlinger innenfor influensområdet til Edvard Grieg. Nordsjøen er også et viktig myte- og overvintringsområde for sjøfugl.
4.8 Marine pattedyr
Nordsjøen er et grunt havområde og dermed et lite egnet oppholdssted for de store hvalartene. Forekomstene av hval er betydelig større i vestlige deler av Nordsjøen sammenliknet med norsk økonomisk sone.
Hvalartene som dominerer Nordsjø-området omfatter vågehval, nise og springer (kvitnos og kvitskjeving).
De vanligste selartene i Nordsjøen er havert (gråsel) og steinkobbe. Unntaksvis kan det forekomme andre selarter, som for eksempel grønlandssel.
Side 25 av 81
5 Planlagte utslipp til sjø
Installasjonen har følgende utslippskilder til sjø:
Produsert vann
Kjølevann/Sjøvann
Drenasjevann
Sanitærvann
Matavfall
5.1 Produsert vann
Produsert vann består av formasjonsvann med rester av produksjonskjemikalier og hydrokarboner.
Primærløsningen for håndtering av produsert vann er kontinuerlig reinjeksjon i reservoaret. Injeksjon av produsert vann bidrar til trykkstøtte og representerer et effektivt tiltak for å redusere utslipp av
oljekomponenter og kjemikalier til sjø. Tilstrekkelig trykkstøtte oppnås ved å benytte enten sjøvann eller sulfatredusert sjøvann som supplementært injeksjonsvann, ref. kapittel 3.5.11.
Oppstart av vanninjeksjonen er planlagt med sjøvann og med gradvis overgang til produsert vann etter hvert som vanninnholdet i produksjonsbrønnene øker.
Siden vanninjeksjonssystemet er viktig for produksjon og for å minimalisere utslipp til sjø er det
implementert fleksible løsninger for å opprettholde en høy regularitet. Vanninjeksjonspumpe nr.1 har en kapasitet på 18 000 Sm3/sd og vanninjeksjonspumpe nr.2 har en kapasitet på 7 000 Sm3/sd (tilsvarende kapasiteten for SRU-anlegget).
Etter separasjon av brønnstrømmen ledes produsert vann til et behandlingsanlegg med hydrosykloner og avgassingstank. Forut for reinjeksjon reduseres oljeinnholdet til et så lavt som praktisk mulig nivå. Det er av vesentlig betydning å oppnå lavest mulig oljeinnhold av hensyn til utslipp til sjø ved en midlertidig feil i vanninjeksjonssystemet.
Simuleringer viser høy tilgjengelighet på vanninjeksjonspumpene. I løpet av et produksjonsår vil det derfor kunne være behov for utslipp av produsert vann til sjø med varighet inntil fire døgn. Ved estimering av utslipp av olje til sjø er det imidlertid valgt en konservativ tilnærming ved å benytte en nedetid for vanninjeksjonsanlegget på 5 % av produksjonsåret.
Forventet vannproduksjon er i henhold til innrapporterte data til revidert nasjonalbudsjett for 2015 ([17]).
Oversikt over forventet årlig vannproduksjon og tilhørende mengde olje til henholdsvis injeksjon og utslipp til sjø ved rensing til 30 ppm er vist i Tabell 5-1 og Figur 5-1. Dette på grunn av at det i tidlig
produksjonsfase med lite vannproduksjon er vanskelig å få vannrenseprosessen til å fungere optimalt.
Maksimal vannproduksjon er forventet i 2025 med et volum på 4 492 714 m3.
Side 26 av 81
Tabell 5-1 Forventet årlig vannproduksjon, olje til injeksjon og maksimale mengder olje til injeksjon og utslipp til sjø (gitt 30 ppm olje i vann).
År Produsert vann,
m3 Olje til injeksjon,
tonn Olje til sjø,
tonn
2015 0 0 0
2016 4 747 0,1 0,01
2017 459 430 11,1 0,6
2018 1 157 371 28,0 1,5
2019 2 877 901 69,7 3,7
2020 3 855 169 93,4 4,9
2021 4 156 735 100,7 5,3
2022 4 298 696 104,1 5,5
2023 4 401 550 106,6 5,6
2024 4 479 118 108,5 5,7
2025 4 492 714 108,8 5,7
2026 3 645 875 88,3 4,6
2027 3 301 807 80,0 4,2
2028 3 328 214 80,6 4,2
2029 3 353 070 81,2 4,3
2030 3 373 122 81,7 4,3
2031 3 393 831 82,2 4,3
2032 3 390 811 82,1 4,3
2033 2 837 249 68,7 3,6
2034 2 715 059 65,8 3,5
2035 2 191 659 53,1 2,8
Side 27 av 81
Figur 5-1 Utslipp og injeksjon av olje fra produsert vann - gitt 30 ppm olje i produsert vann.
5.1.1 Naturlig forekommende lavradioaktive isotoper
Formasjonsvannet inneholder naturlig forekommende radioaktive isotoper. De radioaktive isotopene vil følge brønnstrømmen til prosessanlegget og normalt bli reinjisert med produsert vann, alternativt gå som utslipp til sjø dersom injeksjonsanlegget er midlertidig utilgjengelig.
Søknad om tillatelse til injeksjon og utslipp av naturlig forekommende radioaktive stoffer er sendt til Statens Strålevern, ref.[4].
5.2 Drenasjevann
Avløpsvann vil bli behandlet i kompakt flotasjonsenhet med etterfølgende absorbsjonsfilter. Målsettingen er å redusere olje-i-vann til et så lavt nivå som mulig før utslipp til sjø, ref. kapittel 3.5.4. Yteevnen på
vannbehandlingsenheten vil påvirkes av sammensetningen av avløpsvannet, eksempelvis ved tilstedeværelse av vaskemidler. Under normale forhold er det ikke forventet hydrokarboner i avløpsvannet. Mengde
avløpsvann avhenger av mange faktorer som utskyllingsfrekvensen og værforholdene. Et estimat for årlig oljeutslipp fra avløpsvann kan utføres når alle operasjonelle aspekter som påvirker mengde vann blir mer utviklet.
Side 28 av 81
5.3 Kjølevann
For kjøling vil det bli brukt sjøvann fra et vanninntak på 42 meters dyp. En delstrøm av sjøvannet ledes til elektroklorineringsanlegget som genererer natrium hypokloritt og hydrogen ved elektrolyse av sjøvann.
Hypokloritt tilsettes kontinuerlig til kjølevannet for å hindre begroing. Konsentrasjonen av hypokloritt i kjølevannet vil typisk være mellom 0,5 – 2 ppm.
Designraten for de to sjøvannspumpene er på 2 800 m3/time for hver pumpe, men de forventes å gå med 2 300 m3/time for å forsyne prosess- og hjelpesystemer. Det er estimert at 800 m3/time fra den forventede raten på 2 300 m3/time vil sendes til injeksjon inn i reservoaret for trykkstøtte. Utslipp til sjø vil bli på om lag 1500 m3/time.
Årlig generert mengde hypokloritt fra sjøvann, som doseres i kjølevann med retur til sjø, er estimert til 7 - 28 tonn. Innregulering av dosering og vannvolum til sjø er avgjørende for total mengde hypokloritt. Det
forventes ingen miljøeffekter relatert til lave restutslipp av hypokloritt i kjølevann.
Temperaturen på kjølevannsretur ved utløpet på 16 meters dyp vil være ca. 33 °C.
5.4 Sanitæravløpsvann
Sanitæravløpsvann vil bli sluppet ut til sjø. Estimert årlig utslipp til sjø er i størrelsesorden 4015 m3/år basert på en bemanning på 55 personer med et antatt vannforbruk på 200 liter/dag.
5.5 Kjemikalier
Kjemikaliene som skal tas i bruk på Edvard Grieg omfatter:
Produksjonskjemikalier
Gassbehandlingskjemikalier
Hjelpekjemikalier
Kjemikalier til oljeeksportstrøm
Kjemikalier i lukket system
De ulike produksjons-, gassbehandlings- og hjelpekjemikaliene er vurdert i henhold til Miljødirektoratets retningslinjer for kjemikalievurdering. Definerte utslippsfaktorer for enkeltkomponentene i hvert
kjemikalieprodukt danner basis for estimering av mengde kjemikalier til injeksjon og utslipp til sjø. Disse utslippsfaktorene er fremkommet ved vurdering av tilgjengelig informasjon i NEMS Chemicals og oppdaterte HOCNF-data fra leverandøren.
Estimater for planlagt forbruk og utslipp av de ulike kjemikaliene er vist i Vedlegg 13.2.En redegjørelse for miljøvurderinger av kjemikaliene er oppsummert i Vedlegg 13.3.
Side 29 av 81
5.5.1 Produksjonskjemikalier
Produksjonskjemikaliene på Edvard Grieg omfatter:
Emulsjonsbryter
Emulsjonsbryter injiseres oppstrøms separasjonssystemet for å oppnå økt separasjon av olje og vann.
Emulsjonsbryter er lite vannløselig og vil i hovedsak følge oljestrømmen.
Skumdemper
Skumpdemper benyttes for å forhindre skumdannelse i separatorene. Skumdemper vil eventuelt bli tilsatt oppstrøms separatorene. Valgt skumdemper DF-510 er miljøklassifisert som et rødt kjemikalie.
Skumdemperen er en polydimetylsiloxane, PDMS, som effektivt forhindrer overføring av hydrokarboner i gassfasen. Det har pågått et arbeid med substitusjon av PDMS-type kjemi i flere år. Alternative produkter viser betydelig lavere effekt og har høyere helsefareklasse. Det er anbefalt å starte med DF-510, optimalisere doseringsraten, og deretter utføre tester offshore for å fase ut produktet. En liten andel av skumdemperen vil gå med produsert vann. Det er ikke forventet kontinuerlig forbruk av skumdemper.
Avleiringshemmer
Avleiringshemmer tilsettes i prosessen for å unngå utfelling av kalsiumkarbonat, barium- og strontiumsulfat.
Kjemikaliet er vannløselig og følger produsert vann til injeksjon og eventuelt til sjø. Avleiringshemmer tilsettes nedihulls alle produksjonsbrønnene etter behov ved følgende punkter i prosessanlegget:
Oppstrøms produksjonschoke og separatorene
Oppstrøms varmer før 2.trinns separator
Oppstrøms primær og sekundær produsertvanns avgassingstanker
Oppstrøms vanninjeksjonspumpene
SRU-enheten Avleiringsløser
Bruk av avleiringsløser vil bli benyttet ved oppbygging av avleiringer i brønn eller prosessanlegg.
Avleiringsløser vil etter behov tilsettes batch-vis og da nedihulls produksjonsbrønner eller i prosessanlegget.
Kjemikaliet er vannløselig og følger produsert vann til injeksjon og eventuelt til sjø. Eventuelt lavradioaktivt avfall vil bli ivaretatt i henhold til egen tillatelse.
Hydrathemmer
Hydrathemmer tilsettes for å hindre hydratdannelse. Bruk av monoetylenglykol (MEG) som hydrathemmer er begrenset til oppstart og nedstenging av brønnene.
Oksygenfjerner
Oksygenfjerner tilsettes sjøvann i avluftingstårnet og eventuelt i SRU-enheten for å redusere vannets oksygeninnhold før injeksjon i reservoaret.
Vokshemmer
Voksdannelse er ikke forventet i prosessanlegget og eventuell voks i oljeeksportrørledningen vil bli håndtert gjennom piggeoperasjoner. Det er imidlertid klargjort for et fremtidig injeksjonspunkt oppstrøms
oljeeksportpumpene for å hindre/redusere utfelling av voks i oljerørledningen dersom det skulle bli behov for dette. Vokshemmer løses i olje og følger oljestrømmen.
Side 30 av 81
5.5.2 Gassbehandlingskjemikalier
Følgende gassbehandlingskjemikalier vil bli benyttet:
Trietylenglykol (TEG)
TEG benyttes i ekstraksjonstårn for fjerning av vann i våt gass slik at eksportspesifikasjonen for salgsgassen blir oppnådd. Kjemikaliet følger gassfasen og vil ikke gå som utslipp til sjø.
H2S fjerner
H2S-fjerner vil bli benyttet dersom det skulle oppstå fare for forsuring av reservoaret over tid.
Det er tilrettelagt for injeksjon av H2S-fjerner oppstrøms separatorene, før vanninjeksjon og gasseksport. Kjemikaliet er vannløselig og følger produsert vann til injeksjon og eventuelt til sjø.
pH-buffer
pH-buffer vil kunne bli tilsatt TEG regenererings-systemet, som er et lukket system uten utslipp til sjø.
5.5.3 Hjelpekjemikalier
Hjelpekjemikalier omfatter vaske- og rengjøringsmidler, biocider og preserveringsvæske.
Vaskemidler
Kjemikaliene benyttes til rengjøring i prosessområdene og til rengjøring av turbiner og SRU-membraner.
Biocider
Biocid tilsettes for å hindre bakterievekst med påfølgende begroing og redusert injektivitet. Biocidet MB- 544C planlegges injisert i prosessanlegget oppstrøms separatorene, avgassingstårn, samt til primære og sekundære avgassingstanker for produsert vann. Det planlegges bruk av biocid for behandling av SRU- membraner og for preventiv behandling av drikkevann. SRU-biocidet, Troskil 92C, er klassifisert som et rødt kjemikalie. Biocidet er valgt basert på SRU-leverandørens anbefalinger med hensyn til opprettholdelse av membraneffektiviteten. Alternativt vil glutaraldehyd-basert kjemikalie medføre vedvarende svekkelse av membranfunksjonen.
Preserveringsvæske
For beskyttelse av SRU-membranene ved stillstand i kalde perioder benyttes propylenglykol som preserveringsvæske. Den anbefalte preserveringsvæsken vil gå som utslipp til sjø.
5.5.4 Kjemikalier til oljeeksportstrøm Korrosjonshemmer
Korrosjonshemmer motvirker korrosjon av metalliske flater. Korrosjonsjonshemmer er planlagt tilsatt stabilisert olje oppstrøms eksportstigerøret før oljeeksportrørledningen. Det er ikke forventet kontinuerlig bruk av korrosjonshemmer. Bruk av korrosjonshemmer bestemmes av egenskapene til oljeblandingen i Grane oljerørledning.
5.5.5 Kjemikalier i lukket system
Kjemikalier i lukket system vil ikke gå som utslipp til sjø og omfatter hydraulikkoljer, korrosjonshemmer til varmemediet og biocid til diesel. Ingen av disse kjemikaliene har et forventet forbruk som overstiger 3000
Side 31 av 81
kg/år. HOCNF er tilgjengelig for all kjemikaliene. Oversikt over kjemikalier i lukket system er vist i Tabell
5-2
.Hydraulikkoljen Shell Tellus S2 V 15 er valgt for styring av topside ventilkontrollsystem og
nedihullssikkerhetsventiler. Lagertanken har et volum på 7 m3. Antatt årlig behov for etterfylling er stipulert til ca. 150 liter. Denne hydraulikkoljen er klassifisert som sort.
HydraWay HVXA 46 HP vil bli benyttet for pedestalkrana og har et tankvolum på 1,7 m3. Antatt behov for årlig etterfylling er stipulert til ca. 100 liter. Denne hydraulikkoljen er klassifisert som et sort produkt.
Castrol Brayco Micronic SV/3 er valgt hydraulikkvæske for styring av ringroms innstrømnings-
kontrollventiler og har et tankvolum på 0,2 m3. Antatt behov for årlig etterfylling er stipulert til ca. 50 liter.
Hydraulikkvæsken er klassifisert som et gult produkt.
Korrosjonshemmeren KI-302 planlegges som tilsetning til varmemediet. Antatt årlig forbruk er stipulert til ca. 60 kg. Korrosjonshemmeren er klassifisert som et gult produkt.
Biocidet MB-5318 planlegges for tilsetning til diesel for å hindre begroing i lagertankene. Årlig forbruk er stipulert til om lag 550 kg biocid. Biocidet er klassifisert som et gult produkt.
Tabell 5-2 Oversikt over kjemikalier i lukket system.
Handelsnavn Funksjon Miljø-
klassifisering Utslipp til
sjø HOCNF
Shell Tellus S2 V 15 Hydraulikkolje Svart Nei Ja
Castrol Brayco Micronic SV/3 Hydraulikkvæske Gul/Y1 Nei Ja
HydraWay HVXA 46 HP Hydraulikkolje Svart Nei Ja
KI-302 Korrosjonshemmer for
varmemedium
Gul Nei Ja
MB-5318 Dieselbiocid Gul Nei Ja
Hovedtransformatoren, som er koplet til plattformens høyspenningsbryteranlegg for distribusjon av kraft, er fylt med transformatoroljen (dielektriske væske) Midel 7131. Volumet av transformatoroljen utgjør 26 m3. Antatt behov for årlig etterfylling er stipulert til ca. 200 liter. Baseoljen er hurtig biologisk nedbrytbart i henhold til OECD 301F. Det er ikke krav til HOCNF for transformatoroljen.
5.5.6 Kjemikalier i brannvannsystemer
Kjemikalier i brannvannsystemer er å regne for beredskapskjemikalier og vil derfor ikke bli omsøkt med hensyn til årlig forbruk og utslipp. Krav til HOCNF er implementert som kriterium for valg av
brannvannskjemikalier.
5.6 Øvrige forhold
Etter en tid vil det være behov for gjennomføring av brønnintervensjoner for kontroll og vedlikehold av produksjonsbrønnene. Utslipp til sjø knyttet til disse aktivitetene vil bli behandlet i egen utslippssøknad.
Side 32 av 81
Utslipp til sjø fra klargjøring av gasseksportrørlendingen er planlagt via Edvard Grieg-plattformen. Planlagte aktiviteter er beskrevet i Statoils søknad om tillatelse til utslipp fra klargjøring, ref.[5]. Tillatelsen ble gitt av Miljødirektoratet 31.07.2014.
Utslipp knyttet til klargjøring av oljeeksportrørledningen er omsøkt av Statoil, ref. [6]. Tillatelse ble gitt av Miljødirektoratet 06.01.2015.
Ved oppstart av produksjonsbrønnene
(
brønnkomplettering) vil borevæske fortrenges til paknings- og skjermvæske, som beskrevet i søknad for produksjonsboring, ref. [1]. Oppstart av produksjonsbrønnene er planlagt gjennomført ved å lede væskestrømmen med brønnoppstartsvann via testseparatoren tiloljeeksportrørledningen for transport til Stureterminalen.
Den initielle brønnstrømmen med brønnoppstartsvann ledes til testseparatoren for separasjon av væske og gass. Gassen vil bli ledet til fakkel inntil systemet for rekompresjon og gasseksport er tilgjengelig. Olje og vann fra testseparator vil bli transportert til Sture inntil analyseresultatene tilsier at væskestrømmen kan ledes til separasjonsanlegget via primær innløpsseparator for normal drift.
Det er ingen planlagte utslipp til sjø knyttet til oppstart av produksjonsbrønnene.
Sporstofff vil bli benyttet i reservoarseksjonene for kartlegging av de ulike brønnenes strømningsprofiler og dreneringsevne. Dette for å øke utvinningsgraden av hydrokarboner og redusere mengden produsert vann.
Tillatelse til bruk av sporstoff er gitt i tillatelse til produksjonsboring datert 29.08.2014, ref. [18].
Fra produksjonsstart vil det være etablert periodisk prøvetaking for analyse av sporstoff i de ulike væskestrømmene. Det er ingen planlagte utslipp til sjø knyttet til bruk av sporstoff.
Side 33 av 81
6 Planlagte utslipp til luft
Utslipp til luft vil forekomme som følge av produksjon av kraft og varme, fakling av gass og diffuse lekkasjer fra prosessanlegget.
Utslippskildene omfatter:
Hovedgeneratorer for kontinuerlig kraftproduksjon
Dieselmotorer
Fakkel
Diffuse utslipp og kaldventilering
En oversikt over forventede årlig utslipp til luft fra Edvard Grieg er vist i Tabell 6-2. Estimater for maksimale årlige utslipp til luft er vist i Tabell 6-1. Utslippene er beregnet ved hjelp av utslippsfaktorene i veiledning 044, Norsk olje og gass, ref. [19].
Tabell 6-1Estimerte maksimale årlige utslipp til luft fra Edvard Grieg.
Kilde CO2
(tonn)
NOx
(tonn)
CH4
(tonn)
nmVOC (tonn)
SOx
(tonn)
Forbrenning av gass 147973 92 48,1 13,0 -
Forbrenning av diesel 13603 113 - 0,6 12,1
Fakling 110968 42 6,1 1,5 -
Diffuse utslipp og kaldventilering - - 28,2 10,2 -
Totalt 272544 247 82,4 25,3 12,1
Det er søkt om kvotepliktige utslipp av klimagasser i driftsfasen for Edvard Grieg.
6.1 Oppstart av produksjonsbrønnene og innkjøring av prosessanlegget Merk at det er betydelig usikkerhet for mengden utslipp til luft i perioden fra oppstart og fram til alle
brønnene er satt i produksjon. Usikkerheten er knyttet til mulig behov for fakling av gass både under oppstart av brønnene og ved innkjøring av prosessanlegget for stabilisering av systemene for rekompresjon og gasseksport. Av samme årsak er det usikkerhet knyttet til forbruk av diesel i den samme perioden.
Estimerte utslipp til luft i denne perioden er basert på følgende antagelser:
Den initielle brønnstrømmen med brønnoppstartsvann ledes til testseparatoren for separasjon av væske og gass. Gassen vil bli ledet til fakkel inntil systemet for rekompresjon og gasseksport er tilgjengelig. Det er antatt en faklingsperiode på 14 dager for den første produksjonsbrønnen. For brønn nummer to og tre er det antatt fakling i 7 dager mens de resterende brønnene fakles i to dager hver.
For innkjøring av prosessanlegget er det tatt høyde for fakling av gass ved eventuelt utfall av
eksportkompressor. Videre er det antatt at produksjonen strupes til 50 % for å redusere fakling av gass ved utfall av kompressor.
Side 34 av 81
Antatt dieselforbruk knyttet til oppstart og innkjøring av prosessanlegget er basert på at hovedgeneratoren kjøres på diesel når det fakles for første brønn, samt at turbinen kjøres på halv last med diesel ved eventuelt utfall av eksportkompressor.
6.2 Hovedkraft og dieselmotorer
6.2.1 Hovedkraft
Kraft- og varmeproduksjon er basert på to gassturbiner med betegnelsen GE LM2500+G4 DLE DF for drift på både diesel og gass, ref. kapittel 3.5.7. Tilgjengelig generatoreffekt er ca. 30 MW med en elektrisk virkningsgrad på opp til 40 %. Gassturbinene er utstyrt for gjenvinning av spillvarme i eksosgassen. Den totale virkningsgraden er opp til 60 % avhengig av relativ last for kraft og varme.
Gassturbinene har Dry-Low-Emission (DLE) teknologi for å minimere utslipp av NOX, CO og uforbrente hydrokarboner til luft. Turbinene har et garantert NOX -utslipp på maksimalt 25 ppmv så lenge lasten er tilstrekkelig høy til å kjøre i DLE-modus.
Det er utviklet en "Predictive Emission Monitoring System (PEMS)"-modell for beregning av NOX -utslippet for drift på henholdsvis gass og diesel. Med gass som brensel har PEMS-modellen en nøyaktighet på ±15 % for alle laster over 5 MW. Denne modellen vil bli kalibrert i driftsfasen.
PEMS-modellen rapporterer beregnet NOX -utslipp til luft i ppmv (15 % O2 tørr eksos) og i kg/time til plattformens kontrollsystem.
6.2.2 Dieselmotorer
Planlagte utslipp til luft fra nød-, essensiell- og brannvannsgeneratorer, som hver har en effekt på noe over 2 MW, er knyttet til testing med kort varighet for å dokumentere at utstyret fungerer tilfredsstillende. Forventet årlig dieselforbruk er 130 tonn som er basert på ukentlig testing av motorene i en time. Alle dieselmotorene oppfyller Tier II-kravene med hensyn til NOX-utslipp.
6.3 Fakling
Edvard Grieg er utstyrt med lukket fakkelsystem med gjenvinning av gass. Fakkelsystemet består av en høytrykks- (HP) og lavtrykksfakkel (LP) som spyles kontinuerlig med nitrogen. Fakling er kun forventet ved oppstart av produksjonsanlegget, under unormale driftsforhold og i nødsituasjoner, ref. kapittel 3.5.8.
HP-fakkelsystemet er et lukket system designet for å minimalisere utslipp til luft ved gjenvinning av hydrokarbongass. Ved normal drift er fakkelsystemet isolert fra brenneren ved hjelp av en spesielt hurtig åpningsventil (FOV).
LP-fakkelsystemet er åpent mot atmosfæren. Ved normal drift forventes det ingen kontinuerlige kilder med hydrokarbongass til dette systemet. Ved høyt trykk eller høy strømningsrate tennes fakkelbrenneren ved hjelp av et automatisk tenningssystem.
Det er betydelig usikkerhet knyttet til mengde gass som vil gå til fakkel fra oppstart av anlegget inntil systemene for rekompresjon og gasseksport er stabilisert for å oppnå gasseksportspesifikasjonen og samtidig oppfylle krav til nødvendig dokumentasjon.
