Søknad om tillatelse til virksomhet etter
forurensningsloven for boring av brønn 6507/7-16 S Canela i PL888
FP-010795 Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for boring av brønn 6507/7-16 S Canela i PL888
Prepared by Verified by Approved by
Name Jenny Kristine Mazarino Name Ingvild Anfinsen Name Stein A. Tonning Position Environmental Coordinator Position QHSE Advisor Position Drilling Manager
Date 24.05.2019 Date 24.05.2019 Date 24.05.2019
Signatu
re Signature Signature
Position Position Position
Revisjon
Rev Date Description Orig. Verif. Appr.
00 20.05.2019 DRAFT, FOR COMMENTS JKM/CSR IA/ABM SAT/MB
01 24.05.2019 ISSUED FOR USE JKM/CSR IA/ABM SAT/MB
Innholdsfortegnelse
1.0 Introduksjon og oppsummering ... 5
1.1 Omfang ... 5
1.2 Lokasjon ... 5
1.3 Oppsummering forbruk og utslipp ... 6
1.4 Sårbar bunnfauna ... 8
1.5 Miljørettet risiko- og beredskapsanalyse ... 8
1.6 Barrierer... 9
1.7 BAT- og BEP-vurdering av kjemikalier ... 9
1.7.1 Substitusjon ... 10
1.8 Planlagte miljørisikoreduserende tiltak ... 10
1.9 Overordnet ramme for aktiviteten ... 11
1.10 Definisjoner ... 12
1.11 Forkortelser ... 13
2.0 Aktivitetsbeskrivelse ... 15
2.1 Brønntesting ... 17
2.1.1 Brønntesteanlegget ... 17
2.1.2 Gjennomføring av brønntest... 19
2.1.3 Tiltak for å sikre optimal forbrenning ... 20
2.1.4 Alternative teknologier ... 21
3.0 Forbruk av kjemikalier og utslipp til sjø ... 23
3.1 Borevæskekjemikalier ... 23
3.2 Borekaks... 24
3.3 Sementeringskjemikalier ... 24
3.4 Kjemikalier for brønnopprensning og brønntesting ... 26
3.5 Riggkjemikalier (hjelpekjemikalier) ... 26
3.5.1 BOP - kontrollvæske ... 27
3.5.2 Vaskemidler ... 27
3.5.3 Gjengefett ... 27
3.5.4 Rensing av oljeholdig spillvann ... 28
3.5.5 Kjemikalier i lukkede system ... 28
3.5.6 Kjemikalier i brannvannsystemer ... 28
4.0 Utslipp til luft ... 29
4.1 Utslipp ved kraftgenerering ... 29
4.2 Utslipp ved brønntesting... 29
5.0 Kvantifisering av sot og oljenedfall under brønntesting ... 31
6.0 Avfall ... 33
6.1 Sanitært vann og matavfall... 33
7.0 Miljøvurderinger i forbindelse med boring av Canela ... 34
7.1 Ankerlegging ... 34
7.2 Overvåking av havbunn under ankerlegging og riggflytting ... 36
7.3 Utslipp av borekaks ... 36
7.4 Utslipp av kjemikalier ... 38
7.5 Brønntesting ... 38
7.5.1 Miljørisiko relatert til en brønntest ... 38
7.5.2 Sot og oljenedfall ... 39
8.0 Miljøforhold ved lokasjonen ... 39
9.0 Vurdering av miljørisiko og oljevern-beredskap ved akutte utslipp ... 41
9.1 DNO s akseptkriterier for akutt forurensning ... 41
9.2 Inngangsdata for analysene ... 41
9.2.1 Oljeegenskaper ... 42
9.2.2 Definerte fare- og ulykkessituasjoner (DFU) ... 43
9.2.3 Naturressurser i analyseområdet ... 43
9.2.4 Drift og spredning av olje... 45
9.3 Miljørisiko... 49
9.4 Beredskap ... 49
9.4.1 Beredskapsbehov åpent hav (barriere 1 og 2) ... 50
9.4.2 Beredskapsbehov kyst (barriere 3) ... 51
9.4.3 Beredskapsbehov strand (barriere 4 og 5) ... 52
9.4.4 Kjemisk dispergering ... 53
9.4.5 Beredskapsplan ... 53
9.4.6 Forslag til beredskap mot akutt forurensning ... 53
10.0 Konklusjon ... 54
11.0 Referanser ... 55
12.0 Vedlegg A – Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier ... 56
13.0 Vedlegg B - Beredskapskjemikalier ... 65
B.1 Beredskapskjemikalier - borevæske ... 65
B.2 Beredskapskjemikalier - sement ... 65
B.3 Beredskapskjemikalier - riggkjemikalier ... 66
1.0 Introduksjon og oppsummering
1.1 Omfang
DNO North Sea (Norge) AS (DNO) søker med dette Miljødirektoratet om tillatelse til virksomhet som medfører utslipp til luft og sjø, og som genererer avfall under boring av letebrønn 6507/7-16 S Canela i PL888. Denne søknaden er utarbeidet i henhold til Forurensningslovens kapittel 3 §11, Aktivitetsforskriften Kap. XI, og Styringsforskriften, samt tilhørende veiledninger.
Tidligste forventede oppstart for boringen er 15. september 2019. Estimert varighet for boreoperasjonen er maksimalt 120 dager inkl. en brønntest og tre sidesteg, der varighet for boring av hovedbrønn er beregnet til 36 dager, 18 dager for brønntest og 22 dager for hvert sidesteg. Boreoperasjonen er planlagt gjennomført med den halvt nedsenkbare boreriggen Island Innovator (Figur 1-1).
Figur 1-1: Island Innovator (Photo: Island Drilling).
1.2 Lokasjon
Canela skal bores i Haltenbanken i Norskehavet, 5 km vest for Heidrun, 36 km nord for Åsgård A, , 45 km sørøst fra Skarv FPSO og 165 km fra Norskekysten (Vikna), se Figur 1-2.
Vanndypet er 340 m MSL på borelokasjonen og batymetrien er ondulert med skuringsstriper og rygger, men mesteparten er bløtbunn ref. /1/.
Figur 1-2: 6507/7-16 S Canela-lokasjonen.
1.3 Oppsummering forbruk og utslipp
Søknaden beskriver forventede forbruks- og utslippsmengder av kjemikalier kategorisert som gule eller grønne. Miljøkategorisering av kjemikaliene er basert på retningslinjer gitt i Aktivitetsforskriften § 63. I tillegg er det beskrevet forventet utslipp til luft i forbindelse med kraftgenerering og brønntesting.
Bruk og utslipp av kjemikalier
Det søkes om tillatelse til bruk og utslipp av henholdsvis 1471,4 og 7,6 tonn av kjemikalier kategorisert som gule, samt 3101,5 og 524,2 tonn kategorisert som grønne, se tabell 1-1.
Tabell 1-1: Estimert forbruk og utslipp av kjemikalier ved boring av brønn 6507/7-16 S Canela.
6507/7-16 S CANELA
Forbruk stoff i grønn kategori (tonn)1
Utslipp stoff i grønn
kategori (tonn)1 Forbruk stoff i gul kategori (tonn) Utslipp stoff i gul kategori (tonn)
Gul Y1 Y2 Y3 Gul Y1 Y2 Y3
Borevæskekjemikalier (VBB) - hovedbrønn 334,93 334,93 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Borevæskekjemikalier (OBB) - hovedbrønn 353,92 0,00 327,79 0,00 22,39 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Borevæskekjemikalier (OBB) - sidesteg A, B og C 1061,75 0,00 983,38 0,00 67,18 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Sementeringskjemikalier - hovedbrønn 557,28 140,12 3,00 0,08 2,32 0,00 0,40 0,22 0,40 0,00
Sementeringskjemikalier - 7" liner 39,13 2,33 0,78 0,08 0,29 0,00 0,78 0,05 0,03 0,00
Sementeringskjemikalier - sidesteg A, B og C 720,14 25,72 10,83 0,86 7,18 0,00 1,21 0,30 0,44 0,00
Riggkjemikalier - hovedbrønn 9,16 9,16 0,10 0,61 0,00 0,00 0,01 0,61 0,00 0,00
Riggkjemikalier - sidesteg A, B og C 11,89 11,89 0,29 1,82 0,00 0,00 0,04 1,82 0,00 0,00
Testekjemikalier (OBB) 13,32 0,00 41,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Totalt (tonn) 3102 524 1368 3,5 100 0 3 3 1,5 0
1Grønn = PLONOR pluss vann
Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier/komponenter er beskrevet i kapittel 3, og detaljer er gitt i Vedlegg A.
Utslipp til luft
Utslipp til luft i forbindelse med kraftgenerering og brønntesting er vist i Tabell 1-2.
Tabell 1-2: Estimert totalt utslipp til luft ved boring av brønn 6507/7-16 S Canela.
AKTIVITET CO2 (tonn) NOX (tonn) nmVOC
(tonn) SOX (tonn) PAH PCB Dioxiner
Kraftgenerering boring 6568,08 110,82 10,36 2,07 - - -
Brønntesting 6618,17 12,23 5,73 5,88 0,02 0,00 0,00
Totalt 13186 123 16 8 0,02 0 0
Utslipp av kaks
Hovedbrønnen og hvert sidesteg er alle planlagt med totalt dyp på ca. 3400 m. 12 ¼" og 8 ½" seksjonene i hovedbrønnen og sidestegene planlegges boret med oljebasert borevæske (OBB) og utboret kaks med vedheng av OBB vil bli transportert til land for behandling på godkjent mottak. Totalt utslipp av borekaks er beregnet til 487 tonn.
1.4 Sårbar bunnfauna
En borestedsundersøkelse for Canela ble utført i perioden 19. april til 6.mai 2019, med spesielt fokus på deteksjon av sårbare ressurser. To marinbiologer fra DNV GL, samt en miljøkoordinator fra DNO, var med under undersøkelsen. På Canela ble det identifisert kaldtvannskoraller som Desmophyllum pertusum (tidl. Lophelia pertusa) og Paragorgia (korallskog). Disse artene er listet som «nært truet» og beskyttelse av disse skal prioriteres. Korallene finnes først og fremst på rygger og kantene av skurestripene, ref. /1/.
Resultat fra borestedundersøkelsen er videre beskrevet i 10.2.3 Naturressurser i analyseområdet.
1.5 Miljørettet risiko- og beredskapsanalyse
Det er gjennomført en referansebasert miljørisiko- og beredskapsanalyse for Canela (ref. /2/) basert på analyse gjort for letebrønnen 65075-9 S Shrek (ref. /3/).
Den referansebaserte miljørisikoanalysen konkluderer med at Shrek er en god referanse, og beregningene som er gjort er dekkende for operasjonen på Canela. DNOs og PGNiGs operasjonsspesifikke akseptkriterier er like og miljørisikoen beregnet for aktiviteten på 6507/5-9 S Shrek var godt innenfor akseptkriteriene for alle VØK-er og alle årstider. Den kalkulerte miljørisikoen er høyest for sjøfugl og varierer gjennom året basert på hvor fuglene er lokalisert. Den høyeste kalkulerte miljørisikoen er 8 % av akseptkriteriene i kategorien «Alvorlig» for pelagisk sjøfugl. For kystnære fugler, marine pattedyr og kysthabitater er risikonivået lavere (mindre enn 3 % av akseptkriteriene). Konklusjonen er at boreoperasjonen er akseptabel med tanke på miljørisiko.
Siden vektede rater og varigheter for Canela ligger noe lavere enn for referansebrønnen Shrek, er det vurdert at referansebrønnens beregninger for beredskap er dekkende for Canela. Resultatet viser behov for 3 system i barriere 1 nær kilden og 3 system i barriere 2 i oljens drivretning i både høst- og vintersesongen. Totalt er det et behov for 6 NOFO-systemer i både høst og vinter. Tilsvarende for vår er 4 systemer og sommer 5.
1.6 Barrierer
Den som driver virksomhet som kan medføre akutt forurensning skal sørge for en nødvendig beredskap for å hindre, oppdage, stanse, begrense og fjerne virkningen av forurensningen. Robusthet i hver barriere og uavhengighet mellom barrierene, som nevnt i veiledningen til Styringsforskriften § 5 om barrierer, er i fokus hos DNO. Basert på dette forholder DNO seg til oversikten gitt i Tabell 1-3.
Tabell 1-3: Barrierer.
UTBLÅSNING KJEMIKALIEUTSLIPP
Hindre Vekt på borevæske Robust brønndesign Formasjonsstyrkekrav Relevante prosedyrer
Organisatoriske barrierer, kompetansekrav til personell
Stengte avløps-plugger Oppsamlingsbakker/-kanter Oppsamlingsutstyr
Låste tankplugger/kraner Vedlikehold
Inspeksjoner
Relevante prosedyrer Oppdage Sveip hver 3. time når det opereres i
reservoarsonen.
Overvåknings- og varslingssystemer ombord på riggen.
Måleinstrumenter Sveip hver 3. time
Stanse Stenge BOP Avlastningsbrønn Well Capping utstyr Avlastningsbrønner
Sette på plass avløps-plugger Lukk kraner
Granskning Forbedringstiltak Skifte deler
Oppdatere prosedyrer Økt/bedre vedlikehold Begrense NOFO systemer
Dispergeringsmidler Beredskapsplaner
Fjerne Oppsamling med NOFO skimmere Kyst- og strandrensing
1.7 BAT- og BEP-vurdering av kjemikalier
DNO legger vekt på å velge kjemikalier som gir minst mulig miljøskade ved utslipp til sjø. I den sammenheng er det fokus på å velge kjemikalier etter vurdering av beste tilgjengelige teknikker (BAT), teknisk ytelse, erfaring fra drift, hensyn til helsefaktorer og miljømessige hensyn (beste miljøpraksis - BEP).
Kjemikalier kategorisert som gule, grønne og gule Y1 er alle fullt akseptable kjemikalier som utgjør veldig lav miljørisiko. Gule Y2 kjemikalier medfører også lav miljørisiko, mens gule Y3 medfører moderat miljørisiko - begge kategorier vurderes for substitusjon og har spesielt fokus. Kjemikalier i rød og svart kategori medfører hhv. høy og veldig høy/alvorlig miljørisiko, og vil unngås brukt.
Borevæsker
Borevæskekjemikaliene er valgt med den tekniske spesifikasjonen som kan løse de utfordringene man antar vil oppstå under boring av brønnen. Da velges de mest miljøvennlige løsningene ut fra de produktene som er tilgjengelige, og som samtidig kan ivareta sikkerheten/barrierefunksjonen.
Ulike sammensetninger av borevæskene blir laboratorietestet slik at man har muligheten til å kontrollere at væsken oppfyller kravet til spesifikasjon før de blir brukt. Selve varesortimentet som operasjonen har til rådighet vil til enhver ses på med hensyn til teknisk og miljømessig forbedring.
Ingen kjemikalier planlagt for operasjonen er kategorisert til å medføre høy eller alvorlig risiko for miljøet, det vil si ingen svarte, røde eller gule Y3 kjemikalier vil bli benyttet. To kjemikalier planlagt for bruk er evaluert med hensyn på forbruk og utilsiktet utslipp – Truvis og One Mul NS, begge kategorisert som gule Y2. Begge skal brukes under boring med oljebasert borevæske og ingen vil bli sluppet til sjø, men sendt til land for forskriftsmessig behandling.
Sementkjemikalier
Ingen sementeringskjemikalier planlagt for bruk er kategorisert til å medføre moderat, høy eller alvorlig risiko for miljøet. To kjemikalier planlagt brukt er evaluert med hensyn på forbruk og utilsiktet utslipp – B213 og D193 klassifisert som gult Y2.
Riggkjemikalier (hjelpekjemikalier)
Ingen riggkjemikalier planlagt for bruk er kategorisert til å medføre moderat, høy eller alvorlig risiko for miljøet.
1.7.1 Substitusjon
For Canela brukes og slippes det ut kun kjemikalier i gul og grønn miljøkategori. Av disse kjemikaliene er størst miljørisiko knyttet til kjemikalier i kategori gul Y2, dvs. produkter som brytes langsomt ned og gir opphav til stabile komponenter (men) som er ikke er farlige for miljø. Disse kjemikaliene vurderes som akseptable, men DNO har fokus på denne type produkter som en del av føre-var prinsippet.
Det planlegges for bruk av to sementeringskjemikalier, B213 og D193, begge kategorisert som gule Y2.
Når det gjelder substitusjon så kan D193 erstattes med B298 eller D168, og B213 kan byttes ut med B165, men ved lave temperaturer vil dette forlenge fortykningstiden og forsinke trykkstyrke-utviklingen.
Y2-kategorien utgjør 19,9 % av det totale utslippet av kjemikalier kategorisert som gule, 0,28 % av totalt utslipp.
Ombord på Island Innovator brukes det brannskum av typen RE-HEALING RF3, 3% (kategorisert som rødt), men brannskummene Arctic Foam AFFF 1% og Arctic Foam 203 AFFF 3% finnes ombord på riggen som back-up. AFFF-skummene er kategorisert som svarte. DNO har derfor vært i dialog med Island Drilling om substitusjon av disse og de vil ikke benyttes under boringen på Canela.
Ved kontraktsinngåelse og gjennom de ulike fasene av brønnarbeidet vil DNO følge opp leverandørene med hensyn til valg av kjemikalier, substitusjon eller utfasing av farlige kjemikalier som går til utslipp.
Leverandørene har selv utarbeidet substitusjonsplaner for sine kjemikalier (i svart, rød eller gul Y2/Y3 kategori) og DNO vil i samarbeid med dem gjøre nødvendige vurderinger om mulighet for substitusjon eller utfasing.
1.8 Planlagte miljørisikoreduserende tiltak
Gjennom planleggingsfasen frem mot innsendelse av denne utslippssøknaden og gjennom miljørisiko- og beredskapsanalysene, har risikoen knyttet til de planlagte boreoperasjonene blitt vurdert, både operasjonelt og med hensyn til HMS. Ulike tiltak er også gjennomført, bl.a. fokus på mest mulig miljøvennlige produkter. Det vil si at under operasjon på Canela vil det bare bli benyttet kjemikalier klassifisert som grønne og gule, der ingen er kategorisert som gule Y3.
I det videre arbeidet frem mot oppstart av operasjonene vil det blir gjennomført ytterligere aktiviteter og tiltak som vil bidra til en robust operasjonell gjennomføring av aktivitetene. Aktuelle tiltak ved gjennomføring av boreoperasjonene er listet nedenfor; og disse vil bli fulgt opp i den detaljerte planleggingen og gjennomføringen av boreoperasjonen:
Brønnkonstruksjon er optimalisert for å redusere den totale risikoen forbundet med en eventuelt ukontrollert utblåsning. Program for setting av foringsrør er gjennomført iht. retningslinjer og krav i NORSOK-standarder, etablerte barriereprosedyrer og DNO s styrende dokumenter. Mulige nye tiltak vil bli vurdert i det videre arbeidet med detaljert brønnplanlegging, og løpende risikovurderinger vil bli gjort under boreoperasjonene.
Fokus på å minimere kjemikaliebruk. Gjenbruk skal gjennomføres hvis mulig.
Prosedyrer og operativ logistikk for forebygging av utilsiktede utslipp fra riggen ved at riggen opprettholder to uavhengige barrierer, skal være på plass og vil være i fokus under rigginspeksjoner og den daglige operative ledelse. Dette kan omfatte inspeksjon og lukking av avløp som kan medføre at utilsiktede utslipp går til sjø.
Redusere forbruk (shaker management) og utslipp av borevæske‐ og sementkjemikalier.
Gjenbruk vil gjøres så langt som mulig dersom borevæsken er akseptabel. Ubrukt borevæske vil bringes til land for gjenbruk. I forbindelse med sementjobber vil man tilstrebe å optimalisere bruk av miksevann og minimere utslipp av overskudd bulksement. Tørr sement som er i tankene skal gjenbrukes, under forutsetning av at den er teknisk akseptabel. Ubrukte kjemikalier vil ikke gå til utslipp til sjø.
Det planlegges for å gjennomføre en ytre miljø-verifikasjon for å sikre at det ovenstående er ivaretatt. I tillegg vil det være fokus på avfallsstyring og brønntesteoperasjonen inkl. vern av sjøfugl. Det vil også være fokus på at operasjonen gjennomføres iht. krav.
Det foretas en grundig ankerspredningsanalyse som tar hensyn til sårbare ressurser for å unngå skade på koraller. Det vil også benyttes ROV ved legging av ankere og kjettinger, samt ved opphenting for å sikre at sårbar fauna ikke vil bli påvirket av operasjonene. Nærmere beskrivelse i kapittel 7.1 og 7.2.
Bruk av ROV, for å verifisere retur av sement på sjøbunnen under sementering av topphullsseksjonen for å se til at dette er iht. plan, vil bli brukt for å justere anslåtte mengder ved senere operasjoner.
Alle rutiner knyttet til lasting/lossing av hydrokarboner (herunder diesel) vil bli sjekket som en del av forberedelsene til operasjonene. Dette gjelder bla. kompatibilitet og vedlikehold på slangekoblinger, sjekking/testing/utskifting av bulkslanger, rutiner for sjekking av kritiske ventiler osv.
Overvåking av skipstrafikk vil bli iverksatt for å redusere risikoen for kollisjon med rigg. Et navigasjonsvarsel vil bli gitt til "Etterretning for Sjøfarende". Det vil bli gitt informasjon til fiskerinæringen og deres organisasjoner om den planlagte boringen og etablerte sikkerhetssoner.
Det vil bli gitt informasjon til fiskerinæringen og deres organisasjoner om den planlagte boringen og etablerte sikkerhetssoner.
1.9 Overordnet ramme for aktiviteten
Boreoperasjonen vil bli gjennomført i henhold til DNO sine krav og strategier for boreoperasjoner og i tråd med gjeldende lovgiving. Forskrift om helse, miljø og sikkerhet i petroleumsvirksomheten (Rammeforskriften) § 11 beskriver prinsippene for risikoreduksjon. Miljølovgivningen sier at skade eller
fare for skade på det ytre miljø skal forhindres eller begrenses mest mulig. Prinsippene for risikoreduksjon sier at risikoen for miljøskade deretter skal reduseres ytterligere så langt det er mulig.
Miljøstyring og miljøvurderinger er en integrert del av planleggings- og beslutningsprosessen i DNOs aktiviteter. For å ivareta selskapets miljømål skal BAT og BEP benyttes i planlegging og gjennomføring av aktiviteter.
Boringen vil bli gjennomført i samsvar med lisenskravene gitt til PL888. Det foreligger ingen særskilte krav knyttet til miljø eller fiskeri i lisensen.
1.10 Definisjoner
Akseptkriterier Kriterier som benyttes for å uttrykke et akseptabelt risikonivå i virksomheten, uttrykt ved en grense for akseptabel frekvens for en gitt miljøskade
Barriere Fellesbetegnelse for en samlet aksjon i et avgrenset område; kan inkludere ett eller flere system.
Bekjempelse Alle tiltak som gjennomføres i akuttfasen av en forurensningssituasjon og som skal hindre at oljen sprer seg (strakstiltak ved å stanse lekkasjen, begrense utstrekningen, hindre spredning, samle opp fra sjøen, lede oljen forbi sensitive områder og hindre strandet olje fra å bli remobilisert).
Dioksiner Dioksiner er betegnelsen på en gruppe klor- og bromholdige stoffer med høy fettløselighet og lang nedbrytningstid i naturen. Dioksiner fremstilles ikke bevisst, men dannes som følge av naturlige og menneskeskapte forbrenningsprosesser.
Dispergering Når den ene væsken eller et fast stoff (materiale), brytes ned til svært små, mikroskopiske partikler eller dråper, som flyter rundt i den andre væsken. Disse er ikke sammenblandet, men fint fordelt i hverandre fordi de har ulik polaritet.
Emulsjon En blanding av to væsker som ikke er fullstendig løselige med hverandre. Den ene væsken er fordelt som dråper i den andre væsken. Oljeemulsjon er at olje tar til seg vann og den er generelt oppsamlingsbar når emulsjonen har en viskositet på 1000 cP og høyere.
Forvitring Nedbrytning av olje i miljøet. Forvitringsanalysen måler fysiske og kjemiske egenskaper for oljen til stede i miljøet over tid.
Influensområde Området med større eller lik 5 % sannsynlighet for forurensning med mer enn 1 tonn olje innenfor en 10 x 10 km rute, iht. oljedrifts-beregninger.
kh og skin k beskriver strømningsmotstand i reservoaret, h sier noe om hvor tykk produserende formasjonen er, skin er en faktor som beskriver strømningsmotstand fra reservoaret inn i brønnen
Korteste drivtid Tiden det tar fra utslippets start til den første oljen når kyst- og strandsonen.
OSCAR OSCAR er en 3-dimensjonal oljedrifts- og beredskapsmodell som beregner oljemengde på sjøoverflaten, på strand og i sedimenter samt konsentrasjoner i vannsøylen.
Persentil P-persentil betyr at p prosent av observasjoner i et utfallsrom er nedenfor verdien for p-persentilen. En 25-persentil er da slik at 25 % av data/observasjoner er under den gitte verdien, mens 75 % er over.
PLONOR Pose Little Or No Risk to the Marine Environment er en liste fra Oslo/Paris (OSPAR) konvensjonen over kjemikalier som antas å ha liten eller ingen effekt på det marine miljø ved utslipp.
Responstid Sammenlagt mobiliseringstid, gangtid og utsettelse av lenser.
Restitusjonstid Restitusjonstiden er oppnådd når det opprinnelige dyre- og plantelivet i det berørte samfunnet er tilbake på tilnærmet samme nivå som før utslippet (naturlig variasjon tatt i betraktning), og de biologiske prosessene fungerer normalt.
Bestander anses å være restituert når bestanden er tilbake på 99 % av nivået før hendelsen. Restitusjonstiden er tiden fra et oljeutslipp skjer og til restitusjon er oppnådd.
Viskositet Sier noe om hvor tyktflytende væsken er. En lav viskositet gir tyntflytende væske, høy viskositet innebærer en tykk/seig konsistens
1.11 Forkortelser
I denne søknaden er følgende forkortelser brukt:
BAT Beste tilgjengelige teknikk
BEP Best Environmetal Practise (beste miljømessige praksis) BOP Blow Out Preventer (utblåsningsventil)
CO2 Karbondioksid
COS Karbonylsulfid (kjemisk forbindelse med formelen OCS) DFU Definerte fare- og ulykkessituasjoner
DNO DNO North Sea (Norge) AS
H2S Hydrogensulfid
HMS Helse, Miljø, Sikkerhet
HOCNF Harmonized Offshore Chemical Notification Format ICES Internasjonale råd for havforskning
IUA Interkommunale utvalg mot akutt forurensning MIRA Miljørisikoanalyse
MRABA MiljøRisikoAnalyse og BeredskapsAnalyse
MSL Mean Sea Level
NH Norskehavet
NOFO Norsk Oljevernforening For Operatørselskap NOROG Norsk Olje og Gass
NORSOK Norsk sokkels konkurranseposisjon
NOX Nitrogenoksid
NS Nordsjøen
nmVOC Flyktige organiske forbindelser (non-methane volatile organic compounds)
OBB Oljebasert borevæske
OR Oil Recovery
OSRL Oil Spill Response Limited P&A Plug and Abandon
PAH Polysykliske aromatiske hydrokarboner
PCB Polyklorerte bifenyler
PL Produksjonslisens
POB Personnel onboard
ppb Parts per billion
RKB Rotary Kelly Bushing
ROV Remotely operated underwater vehicle / Fjernstyrt undervannsfarkost R-SH Merkaptaner (også kjent som tioler, eller metantioler)
sg Specific gravity
SOX Svoveloksid
STT Slop Treatment Technology
TD TVD
Total Depth
True Vertical Depth
VBB Vannbasert borevæske
VØK Verdifull Økosystem Komponent
2.0 Aktivitetsbeskrivelse
Primærmålene for brønn 6507/7-16 S Canela er:
Ingen skade på mennesker, miljø og utstyr under gjennomføringen av prosjektet.
Undersøke tilstedeværelse av reservoar og hydrokarboner i Garn- og Ileformasjonene (gass-olje- kontakt og olje-vann-kontakt)
Utføre brønntest for å vurdere reservoarkvalitet.
Planlagt for tre potensielle sidesteg for å se på omfang.
Utføre datainnsamling i henhold til myndighetskrav, og få nok data for formasjons-evaluering og produktivitet i reservoaret.
Nøkkelinformasjon om 6507/7-16 S Canela er gitt i Tabell 2-1.
Tabell 2-1: Nøkkelinformasjon for Canela.
Parameter Verdi
Utvinningstillatelse PL888
Lisenshavere DNO North Sea (Norge) AS (40%)
Wellesley Petroleum AS (30%) Conoco Phillips Petroleum AS (30%) Sjøbunnslokasjonens lengde-/breddegrad 65° 19’ 54.624” N
07° 11’ 51.715” Ø
Sjøbunnslokasjonens UTM koordinater (sone 32N) 416 070 mØ / 7 246 820 mN
Vanndyp 340 meter
Avstand til land 165 km
Planlagt boredyp 3400 mTVD RKB
Varighet 36 dager for hovedbrønn
17 dager for brønntest 22 dager for sidesteg Totalt 120 dager
Canela vil ha en total dybde på ca. 3200 MD/TVDRT. TD blir 50 m inn i Tilje Fm. Maksimum forventet bunnhullstemperatur er 103 C. Maksimum trykk er 334 bar.
Normalt poretrykk er estimert ned til 1650 m TVDRT, før trykket øker jevnt til 1.36 sg i Shetland Gp (291 bar) ved 2123 m TVDRT. Trykket reduser til 1.18 sg i Cromer Knoll Gp. Trykket øker litte igjen til 1.2 sg inn nedre Cromer Knoll a 2982m TVDRT. Poretrykket reduser igjen og holder hydrostatisk fra øvre Viking Gp (Melke/Spekk) til hele reservoaret.
36"-seksjonen, 9 ⅞” pilothull og 17 ½”-seksjonen er planlagt boret med sjøvann og høyviskøse piller av bentonitt med retur til havbunnen. 17 ½”-hullet vil bli fortrengt med vannbasert borevæske før kjøring av 20” x 17 ½” foringsrør. 12 ¼"- og 8 ½”-seksjonene vil bli boret med et oljebasert borevæskesystem (OBB).
Avhengig av resultater fra hovedbrønnen kan det bli aktuelt å bore tre sidesteg. Da vil 8 ½”-seksjonen plugges tilbake, et 9 ⅝” foringsrør trekkes og sidesteget vil bli boret med oljebasert borevæske (OBB)
under 13 ⅜" foringsrørsko i to seksjoner, 12 ¼” og 8 ½”, som vist i Figur 1-2Figur 2-1. Begrunnelse for valg av OBB er gitt i kap.3.1. Brønnen vil bli permanent plugget og forlatt i henhold til NORSOK D-010, ref. /4/.
Figur 2-1: Brønnskisse over Canela, med opsjon for sidesteg.
En detaljert beskrivelse av den planlagte operasjonen, inkludert barrierefilosofi, er gitt i 6507/7-16 S Canela boreprogram, ref. /5/. Tidsplan for boreoperasjonen er vist i Figur 2-2.
Figur 2-2: Tid-dybde-kurve.
2.1 Brønntesting
Avhengig av brønnresultatet ved boring av Canela, planlegges det å gjennomføre en brønntest (Drill Stem Test, DST). Testen vil kjøres i Garn- og Ileformasjonen-formasjonen dersom en betydelig oljekolonne påtreffes og kjerneprøver, wireline logging, og væskeprøver fra reservoarbergarter tilsier gode resultater.
En brønntest vil ha stor verdi for forståelsen av reservoarets utstrekning og produksjonsegenskaper, og for å bevise kommersiell brønnproduktivitet i Canela-prospektet.
Undersøkelsesradius på testen er avhengig av reservoaregenskapene, men testen vil kjøres for å undersøke reservoarets avgrensning. Det planlagte designet av testen kan bli revidert avhengig av brønnresultatene og overflateavlesningsdata som blir tilgjengelig under testeoperasjonen.
Formål med brønntesting er å:
Vurdere produktiviteten i Garn- og Ileformasjonen og verifisere økonomiske produksjonsrater
Undersøke reservoarets utstrekning, kontinuitet og potensielle strømningsgrenser
Bestemme reservoaregenskaper (kh og skin) og redusere usikkerhet
Ta representative væskeprøver (overflate)
Ta prøver for å gjennomføre strømnings- og ‘tie in’ studier
Skaffe informasjon om reservoarets temperatur
Måle sporstoffinnholdet av H2S, CO2, R-SH, COS, kvikksølv og radon
2.1.1 Brønntesteanlegget
Brønntesten gjennomføres ved at en midlertidig produksjonsstreng installeres i brønnen og brønnen blir perforert og hydrokarboner ledes opp til produksjonsanlegget på riggen. Her blir strømmen av hydrokarbonene målt før disse brennes på riggen. Figur 2-3 viser et generisk brønntestanlegg og gir en oversikt over hovedkomponentene i dette anlegget. Beskrivelse av hovedkomponentene er gitt i Tabell 2-2.
Figur 2-3: Generisk brønntesteanlegg.
DNOs valg av testeutstyr er basert på at det beste tilgjengelige utstyret og de beste teknikkene benyttes for å redusere forurensning. Testeoperasjonen vil bli utformet og forvaltet på en slik måte at en best mulig forbrenning av brønnstrømmen oppnås og utslipp til sjø minimeres. En viktig komponent er brennerhoder med høy effektivitet og god forbrenning. Disse type brennere produserer mindre hydrokarbondråper enn konvensjonelle brennere, noe som reduserer potensialet for at hydrokarboner faller ut ved flammen.
Brennerne har blitt mye brukt i Nordsjøen, og har vist seg å være meget effektive. Brenneren kan håndtere vannkutt på opptil 10-30 %, men det er ikke forventet noen vannproduksjon under brønntesten.
Under oppstart av brønnstrømmen, vil produserte væsker bli samlet i en tank. Rene brennbare væsker (hydrokarboner) vil bli brent, mens resten av væskene vil bli sendt til land for forskriftsmessig avhending.
Tabell 2-2: Hovedkomponentene i et testeanlegg.
Komponent Bekrivelse
DST streng Midlertidig komplettering i brønnen.
Undervannstre Sikkerhetsventil og avkoblingsmulighet for testestrengen plassert i BOP.
Testetre Brønnstrømmen kommer til overflaten via produksjonsrøret i brønnen, som er koblet til overflate testtreet på boredekket. Testtreet er utstyrt med sikkerhetsventiler. Fra testtreet blir brønnstrømmen koblet til høytrykkslinjen til brønntestområdet via armerte, fleksible slanger.
Testtreet er en del av barrieresystemet i brønnen.
Chokemanifold På chokemanifolden kontrolleres produksjonen fra brønnen, den er utstyrt med blokkeringsventiler og en justerbar strupeventil.
Varmeveksler Væskene går fra chokemanifolden via en varmeveksler til testseparatoren.
Varmeveksleren justerer temperaturen på brønnstrømmen til ønsket nivå for å oppnå best mulig separasjonseffekt i testseparatoren. I tillegg vil varm olje forbrenne bedre.
Testseparator I testseparatoren skilles olje, gass og eventuelt produsert vann i separate faser ved hjelp av gravitasjon. Gassen går til høytrykksfakkel på brennerbommen. Oljen går til brennerhodet på brennerbommen, mens eventuelt utskilt vann samles på en atmosfærisk lagertank.
Atmosfærisk lagertank Her samles væske som er vanskelig å brenne (slop, kompletteringsvæske og væske som har vært i kontakt med olje eller reservoaret). Væsken pumpes over i små lagertanker for transport til land og forskriftsmessig behandling.
Kalibreringstank En kalibreringstank benyttes for å kontrollere og kalibrere oljemålere under drift for å sjekke målt volum. En korreksjonsfaktor benyttes på oljemålingen for å få den så korrekt som mulig. Fra kalibreringstanken pumpes oljen til brennerhodet på brennerbom. Gass fra kalibreringstank går til lavtrykksfakkel på brennerbommen.
Pumpe Fra kalibreringstanken pumpes oljen til brennerhodet på brennerbommen.
Kompressor Flere kompressorenheter brukes for å skaffe luft til brennerhodene. Luften tilføres for å forstøve oljen og til oksygen selve forbrenningen.
Brennerbom Testeanlegget er utstyrt med to brennerbommer lokalisert på hver sin side av riggen. I tillegg til brennerhodet er brennerbommen utstyrt med høytrykksfakkel og lavtrykksfakkel.
Brennerhode Brennerhodet er lokalisert på brennerbommen. Brenneren har dyser med forbedret luftinnsug for å sørge for størst mulig grad av fullstendig forbrenning.
Høytrykksfakkel Gass fra testeseparatoren går til høytrykksfakkel, lokalisert på brennerbommen.
2.1.2 Gjennomføring av brønntest
Når vedtaket er gjort for å gjennomføre brønntest, vil et 7" forlengelsesrør installeres og sementeres på plass. Før installering av testestrengen vil hele brønnen bli renset tett ned mot TD, samt at BOP og stigerøret bli renset og skrapet, før alt sirkuleres og blir fortrengt med et lavpartikkel vannbasert
kompletteringsvæskesystem som brukes gjennom hele testefasen. Kjemikaliene som brukes til rengjøring av brønnen vil bli sluppet til sjø. Valg av borevæskesystem er basert på følgende:
Hindre hydratdannelse ved bruk av MEG.
Redusere friksjon ved kjøring av testestreng
Optimalisere for bruk av nedihulls testeventiler
Før perforering, vil teststrengen vil bli fortrengt til baseolje (Escaid 120 ULA) for å generere et underbalansert trykk over reservoarintervallet. Baseoljen vil bli faklet, mens den bringer brønnen på nett etter perforering av reservoaret. MEG vil bli injisert undervanns inn i brønnstrømmen tidlig i hver strømningsperiode for å forhindre eventuelle hydrater dannes på grunn av kalde «statiske»
brønntemperaturer. Når brønnen starter å strømme vil baseoljen produseres først. Men før rene hydrokarboner kommer til overflaten vil en blanding av baseolje og borevæske komme frem. Denne blandingen vil bli samlet inn og sendt til land da det ikke fins en garanti for tilstrekkelig brenning av dette.
Hele testeoperasjonen er planlagt å vare i 18 dager, men selve strømningen av brønnen vil forgå i flere korte perioder med påfølgende innestenging og trykkoppbygging for å analysere reservoaret. Totalt er det derfor estimert at brønnen skal strømme i 48 timer, som er basis for utslippsberegningene.
Testeanlegget består blant annet av separasjonsutstyr, hvor det er mulig å injisere kjemikalier for en forenklet behandling. I tillegg til selve prosessutstyret brukes det også lagertanker slik at man har tilstrekkelig kapasitet til å separere og mellomlagre produserte væsker som ikke kan brennes. Disse tankene har hjelpepumper koblet opp for væskeoverføring til transporttanker slik at slop, kompletteringsvæske og væske som har vært i kontakt med olje eller reservoaret og som er vanskelig å brenne, samles opp i transporttanker og sendes til land for forskriftsmessig behandling.
Planlagt forbruk og utslipp av kompletteringskjemikalier for rengjøring av brønnen før testing er vist i Tabell 3-4. I utgangspunktet brukes det ingen andre kjemikalier, men hvis det oppstår noe uforutsett, vil man ha noen kjemikalier i beredskap, vist i Tabell 13-2. Utslipp til luft i forbindelse med testing er vist i Tabell 4-2.
2.1.3 Tiltak for å sikre optimal forbrenning
Brønntestingen planlegges og styres på en måte som gjør at man reduserer totalforbruket av olje og gass mest mulig og sikrer høyeffektiv forbrenning for å minimalisere utslipp. For å redusere forbruk av olje og gass benyttes det nedihullsensorer i brønnen som formidler sanntidsdata (reservoartrykk og temperatur) til riggen og gjør det mulig å optimalisere strømning og kutte produksjonsperioder så snart nødvendige data er innsamlet. Kortere testvarigheter betyr mindre volum av forbrent gass og olje og dermed mindre utslipp. I tillegg reduseres total tid riggen er i bruk.
Forbrenningen i oljebrennerne og gassfaklene overvåkes kontinuerlig for å sørge for optimal forbrenning og umiddelbar deteksjon av eventuelt oljesøl. Det er et overordnet mål å gjennomføre brønntesten med så små utslipp som praktisk mulig, inkludert å minimalisere røykdannelse. Skulle oljeutfall til sjø eller sotutfelling inntreffe, vil forbrenningsparameterne bli justert for å optimalisere forbrenningen. Om dette ikke umiddelbart kan gjøres, vil produksjonen stanses og ikke startes igjen før problemet er løst.
Barrierer som skal forhindre oljesøl på dekk under testing inkluderer:
Automatisk proses nedstengningssystem som er iht. NORSOK D-007, ref. /6/.
Nødstoppknapper flere plasser på riggen som stenger ned produksjonen. Det blir informert at det er alles plikt å stenge ned produksjonen om noen blir oppmerksom på forurensing.
Spillkanter rundt hele brønntestområdet, iht. NORSOK D-007 (ref. /6/). Dette kan håndtere et utslipp som tilsvarer minimum 110 % av volumet i den største tanken i anlegget.
Dekkdreneringspunkter som er mekanisk blokkert og forseglet for å hindre eventuelt oljesøl på dekk fra å komme ned i riggens dreneringssystem.
Kontinuerlig bemanning av brønntestanlegget i drift.
Et beredskapsfartøy utstyrt med fjernmålingssystem som vil overvåke havoverflaten under brønntesten. Om en hendelse skulle inntreffe og olje observeres på havoverflaten, vil nødvendige tiltak gjennomføres iht. utslippets størrelse.
2.1.4 Alternative teknologier
Basert på Oljedirektoratets rapport om miljøteknologi (ref. /7/), er flere alternative teknologier vurdert ifm.
testing av Canela, se Tabell 2-3.
Tabell 2-3: Brønntestingsalternativer.
Alternative teknologier Beskrivelse (basert på ref. /7/) Vurdering
Ingen test Ingen test For å få best mulig informasjon om produktivitet og utstrekning av
reservoaret, samt få en bedre vurdering av produksjonspotensialet – er en brønntest ansett som nødvendig.
Brønntesting med optimalisert forbrenning
Forbrenningen optimaliseres ved forbedring av testeutstyret samt prosedyrer for innsamling og tolkning av data.
Beste tilgjengelige testeutstyr med optimal forbrenning vil brukes.
Nedihullstesting Metoder som eliminerer produksjon av råolje til overflaten, f.eks.
formasjonsverktøy kjørt på kabel eller borestreng og lukket kammer testing.
Denne metoden gir kun informasjon fra umiddelbar nærhet av brønnen, mens en brønntest gir informasjon om områdets utstrekning og kommunikasjon opptil flere km fra brønnen.
Nedihullsproduksjon og injeksjon
Dette omfatter produksjon av formasjonsvæske fra ett formasjonsintervall og injeksjon av produsert formasjonsvæske til et annet formasjonsintervall i brønnen.
Dette krever et egnet reservoar til å injisere i - noe vi ikke har, og komplisert nedihullsutstyr.
Tynnhullstesting Metoden reduserer produsert volum fra testen ved å benytte produksjonsrør med mindre diameter i en brønn som er tynnhullsboret (mindre
rørdiameter fører lavere rater).
Ulempen med små rater er at trykkfall nede i brønnen under testingen blir lavt og testresultatene blir mer unøyaktige. Derfor er det ønskelig å unngå bruk av mindre produksjonsdiameter.
Kveilerørstesting (coil tubing)
Formålet med metoden vil være å redusere produsert volum i forhold til en konvensjonell brønntest.
I tillegg til ulempen med små rater (se over), vil metoden kreve omfattende opprigging av utstyr på riggen. På en leterigg er det både tid- og plassmangel.
Oppsamling Oppsamling av råolje for transport til land og deretter videre utnyttelse av oljen. Et alternativ er produksjon til et dedikert brønntestingsskip med fasiliteter for å stabilisere og lagre olje.
Utilstrekkelig kapasitet på riggen som medfører sikkerhetsmessige utfordringer.
Medfører økt risiko med et brønntestingsskip liggende
nær rigg. Det er ingen brønntestingsskip lett tilgjengelig.
Tilbakeproduksjon over produksjonsanlegget
Under produksjonsboring vil det være mulig å tilbakeprodusere til plattformen ved
brønnopprenskning/testing og brønnbehandling.
Ikke aktuelt for leteboring.
3.0 Forbruk av kjemikalier og utslipp til sjø
Kategoriseringen av kjemikaliene som planlegges benyttet under boring av Canela er gjennomført på bakgrunn av godkjent økotoksikologisk dokumentasjon (HOCNF) og er utført i henhold til Aktivitetsforskriften §§62 og 63. De omsøkte kjemikaliene er vurdert opp mot HOCNF mottatt fra de ulike kjemikalieleverandørene via NEMS Chemicals. Ingen av kjemikaliene planlagt sluppet ut under boreoperasjonen er identifisert for utfasing, og kjemikaliene som planlegges sluppet ut vurderes å ha miljømessig akseptable egenskaper i kategori gul eller grønn.
De kjemikaliene som skal benyttes, og som er underlagt krav om HOCNF, er sortert i følgende grupper i henhold til bruksområde:
Borevæskekjemikalier
Sementeringskjemikalier
Riggkjemikalier (hjelpekjemikalier)
Brønntestekjemikalier
Kjemikalier i lukkede systemer
En oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier planlagt brukt under boreoperasjonen er gitt i Vedlegg A. Beredskapskjemikalier som vil kunne være ombord på riggen og kriteriene for bruk av disse kjemikaliene er beskrevet i Vedlegg B. Respektiv andel av hvert kjemikalium i kategoriene grønn og gul er blitt brukt ved beregningene, og ikke den kjemiske kategoriseringen. Det betyr at for kjemikalier i gul kategori, der en andel på 30 % er gul, og 70 % er grønn, vil disse deles opp tilsvarende, både ved overslag for bruk og utslipp. Grønn andel inkluderer vann.
Det planlegges ikke for utslipp av stoffer kategorisert som svart.
3.1 Borevæskekjemikalier
6507/7-16 S Canela er planlagt boret med bruk av sjøvann og høyviskøse piller av bentonitt i 36"
seksjonen, 9 ⅞” pilothull og 17 ½” seksjonene. Kaks med vedheng av bentonitt vil slippes på sjøbunnen.
En utblåsingsventil (BOP) påmonteres deretter på brønnhodet. Så for 12 ¼" og 8 ½” seksjonene, der det vil benyttes oljebasert borevæske (OBB) med grønne og gule kjemikalier, vil OBB sammen med kaks føres til overflaten ved hjelp av et konvensjonelt stigerør og sendt til land for forsvarlig og forskriftsmessig behandling
De potensielle sidestegene vil bores med oljebasert borevæske (OBB). Ved bruk av OBB vil sannsynligheten for tap av borevæske til formasjonen, med dertil fare for brønnspark, reduseres. I tillegg forventes boreeffektiviteten å øke ved bruk av OBB. Ved eventuelt opphold i operasjonen har i tillegg OBB bedre vektegenskaper ved lengre perioder uten sirkulasjon. Risikoen for at brønnveggen kollapser eller at man må vaske og "jobbe" seg ut av hullet reduseres også med bruk av OBB.
Skifer i nedre formasjonsgruppene, vil ved boring med VBB være mer reaktive og ustabile enn ved bruk av OBB. Risikoen for at brønnveggen kollapser eller at man må vaske og "jobbe" seg ut av hullet vil reduseres med bruk av OBB. Dette understøttes av offset-analyse gjennomført for Canela og referansebrønnen Shrek der man har sett på erfaringer fra nærtliggende brønner. I tillegg forventes boreeffektiviteten å øke ved bruk av OBB. Ved eventuelt opphold i operasjonen har OBB i tillegg bedre vektegenskaper ved lengre perioder uten sirkulasjon.
Planlagt forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier er vist i Tabell 3-1. En fullstendig oversikt er gitt i Vedlegg A, Tabell 12-1 (VBB hovedbrønn), Tabell 12-2 (OBB hovedbrønn) og Tabell 12-3 (OBB sidesteg A, B og C) for borevæsker, mens kjemikalier til bruk i beredskapssammenheng er listet opp i Vedlegg B Tabell 13-1. Leverandør av borevæskekjemikalier er Schlumberger MI-Swaco.
Tabell 3-1: Estimert forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier ved boring av 6507/7-16 S Canela.
AKTIVITET FORBRUK
(TONN)
Utslipp av grønne stoffer (tonn)
Utslipp av gule stoffer (tonn)
Boring av hovedbrønn - VBB 335 335 0
Boring av hovedbrønn - OBB 704 0 0
Boring av sidesteg A - OBB 704 0 0
Boring av sidesteg B - OBB 704 0 0
Boring av sidesteg C - OBB 704 0 0
Totalt 3151 335 0
3.2 Borekaks
All kaks generert etter boring av 36’’- og 17 ½’’ seksjonene i hovedbrønn vil bli sluppet til sjø. Når det gjelder kaks fra 12 ¼’’- og 8 ½’’ seksjonene i hovedbrønnen og sidestegene, vil dette – med vedheng av OBB – bli sendt til land for forsvarlig behandling. Totalt utslipp av borekaks er beregnet til 487 tonn.
Oversikt over massebalanse for borekaks er vist i Tabell 3-2.
Tabell 3-2: Estimert mengde borekaks per seksjon for 6507/7-16 S Canela.
BRØNNSEKSJON MENGDE (M) BOREKAKS (TONN)
36" 67 132
17 ½” 763 355
12 ¼” 1715 391
8 ½” 500 0
12 ¼” sidesteg A 1787 408
8 ½” sidesteg A 415 46
12 ¼” sidesteg B 1787 408
8 ½” sidesteg B 415 46
12 ¼” sidesteg C 1787 408
8 ½” sidesteg C 415 46
Totalt (tonn) 9651 2238
Totalt til sjø (tonn) 487
Totalt til sjø (m3)1 162
1) En faktor på 3 er brukt til omregning fra tonn til m3
3.3 Sementeringskjemikalier
Sement vil under boring av brønnen komme i retur på sjøbunn ved sementering av 30” lederør og 20 x 13 ⅜" foringsrør. Det er dette volumet som utgjør hoveddelen av utslippene til sjø. Dette volumet vil være avhengig av faktisk hullstørrelse og sementvolum på selve jobben. Et estimat for dette volumet har blitt beregnet etter erfaringsdata og gjeldende prosedyrer, ref. /4/. Sementen som kommer opp løser seg opp i sjøvannet og blir dratt med havstrømmer eller sedimenterer på havbunnen.
En oppsummering av forbruk og utslipp av sementeringskjemikalier er gitt i Tabell 3-3. En fullstendig oversikt er gitt i Vedlegg A, Tabell 12-5 (hovedbrønn), Tabell 12-6 (alle sidesteg) og Tabell 12-7 (7’’ liner ifm. brønntest), mens kjemikalier til bruk i beredskapssammenheng er beskrevet i Vedlegg B, Tabell 13-3.
Alle sementkjemikalier er kategorisert som grønne eller vurdert som akseptable (gul kategori).
Tabell 3-3: Estimert utslipp av gule og grønne sementeringskjemikalier ved boring av brønn 6507/7-16 S Canela.
AKTIVITET FORBRUK
(TONN)
Utslipp av grønne stoffer (tonn)
Utslipp av gule stoffer (tonn)
Sementering av hovedbrønn 562 140 1
Sementering av 7" liner 40 2 0,2
Sementering av sidesteg A 245 9 0,6
Sementering av sidesteg B 245 9 0,6
Sementering av sidesteg C 245 9 0,6
Totalt 1338 168 2,9
I bore- og brønnoperasjoner benyttes sement hovedsakelig for å fundamentere lederør og brønnhodet ved havbunnen, samt støpe fast foringsrør slik at det oppnås trykkisolering mellom de forskjellige formasjonene som man borer gjennom. Hovedkomponentene i sementblandingen er sement og vann. I tillegg er det nødvendig å tilsette forskjellige kjemikalier for å tilpasse de fysiske og kjemiske egenskapene både til sementblandingen og den ferdig herdede sementen. Disse kjemikalier omtales som tilsetningskjemikalier og tilsettes vanligvis i vannet som blandes med sementen. Når man lager en sementblanding på riggen, er det en rekke væsker som blandes med sement i en jevn strøm, samtidig som den ferdige blandingen pumpes ned i brønnen. Når blandingen er plassert i brønnen, vil sementen størkne.
Sementering av 30" lederør og 20" foringsrør
Sement vil komme i retur til sjøbunn ved sementering av 30" lederør og 20" foringsrør. Det er planlagt med et overskudd av sement på 300 % for sementering av 30" lederør, og 100 % overskudd for sementering av 20" foringsrør. Overskuddet av sement er nødvendig for å sikre tekniske krav som gir brønnhodet den strukturelle støtten som kreves for operasjonen. Det er dette sementvolumet som utgjør hoveddelen av utslippene til sjø. Volumet sement som brukes er avhengig av faktisk hullstørrelse og sementvolum brukt på selve jobben. Et estimat av dette volumet har blitt beregnet etter erfaringsdata og gjeldende prosedyrer.
Sementering av 13⅜" foringsrør
13 ⅜" foringsrør for 17 ½" seksjonen vil ikke bli sementert opp til overflaten. Det vil dermed ikke bli utslipp av sement fra denne seksjonen.
Sementering av 9 ⅝" foringsrør
9⅝" foringsrør for 12¼" seksjonene (hovedbrønn og sidestegene) vil ikke bli sementert opp til overflaten.
Det vil dermed ikke bli utslipp av sement fra denne seksjonen.
Sementering av 7" forlengelsesrør (opsjon ved eventuell brønntest)
Hvis det blir funn av hydrokarboner i brønnen, planlegges det for en brønntest. Da vil et 7" forlengelsesrør (liner) bli installert og sementert på plass i hele sin lengde. Sementering av forlengelsesrør krever et overskudd av sement som vil bli sirkulert ut av brønnen for å sikre at hele lengden av forlengelsesrøret blir sementert.
Sementering under P&A
Det er planlagt at brønnen blir permanent plugget og forlatt. Dette gjøres ved installering av 3 sementplugger for hovedbrønn, og 3 plugger for hvert sidesteg. Det vil bli en del utslipp til sjø av sementeringskjemikalier i forbindelse med flushing av liner og vasking av tanker.
En detaljert plan for sementpluggene vil bli levert i eget P&A program like før tilbakepluggingsoperasjonen starter.
Beregning av utslippsmengder
Følgende forutsetninger er lagt til grunn for å beregne utslippsmengder til sjø:
Ved sementering av topphullsseksjonene (lederør og forankringsrør) er det lagt til grunn et utslipp av ca. 50 % av overskuddsmengde sementblanding som følge av retur til sjøbunn.
Utslippsmengdene inkluderer også utslipp av blandevann for hver jobb. Dette volumet kommer som følge av spyling av liner, "displacement"-tank og miksekar. Utslippsmengden er basert på erfaringsmessige forhold, og gjelder kun for topphull der det pumpes med sjøvann eller vannbasert borevæske. Rutiner er etablert for å redusere utslipp av blandevann mest mulig.
I utslippsmengden for sement er det også inkludert et mulig utslipp av tørr sement. Denne utslippsmengden er grunnet fjerning av sement fra "surgetanken" etter jobben for å hindre den i å stivne. Så langt det er praktisk mulig blir mesteparten av mengden tørr sement samlet opp for gjenbruk eller sendt til land.
I forbindelse med sementering for tilbakeplugging av åpen-hullseksjoner er det beregnet et utslipp på 300 liter slurry i forbindelse med vasking av sementenheten. Tiltak vil bli iverksatt for å minimalisere utslippsmengdene - se kapittel 1.8 Planlagte miljørisikoreduserende tiltak.
3.4 Kjemikalier for brønnopprensning og brønntesting
Kjemikaliene som brukes til rengjøring av borehullet er One Mul NS (rengjøringsmiddel) og Truvis (viskositetsøker). Etter installasjon av DST-strengen, vil væskeinnholdet inne i DST-strengen fortrenges med baseolje (Escaid 120 ULA) for å generere et underbalansert trykk over reservoarintervallet. Denne oljen vil bli faklet ved brønnoppstart etter reservoaret er perforert. MEG vil bli injisert inn i brønnstrømmen under den tidlige delen av hver strømningsperiode for å forhindre dannelse av hydrater. Nærmere beskrivelse av prosessen er gitt i kap. 2.1.2.
En oppsummering av forbruk og utslipp av brønntestekjemikalier gitt i Tabell 3-4. For detaljer se Vedlegg A Tabell 12-4 og beredskapskjemikalier i Vedlegg B Tabell 13-2.
Tabell 3-4: Utslipp av brønnopprensings- og brønntestekjemikalier under boring av Canela.
AKTIVITET FORBRUK
(TONN)
Utslipp av grønne stoffer (tonn)
Utslipp av gule stoffer (tonn)
Brønnopprensning og testing 55 0 0
3.5 Riggkjemikalier (hjelpekjemikalier)
Forbruk og utslipp av riggkjemikalier på Island Innovator omfatter BOP-væske, vaskemidler og gjengefett.
I tillegg brukes det kjemikalier i lukkede systemer, brannslukkemiddel og rensekjemikalier.
En oppsummering av anslåtte mengder forbruk og utslipp til sjø av riggkjemikalier er vist i Tabell 3-5.
Tabell 12-8 (hovedbrønn) og Tabell 12-9 (alle sidesteg) i Vedlegg A gir detaljert oversikt over beregnet forbruk og utslipp av riggkjemikalier, samt oversikt over andelen av grønne og gule stoffer. Beregningen
av mengde kjemikalier som planlegges forbrukt og sluppet ut er estimert ut ifra erfaringstall fra faktiske operasjoner om bord på riggen siste 12 måneder, samt lengste varighet av operasjonen på 120 dager.
Lengste varighet inkluderer 6 dager med logging og kjerneprøver, 18 dagers DST og 22 dagers operasjon på hvert sidesteg. Informasjon om beredskapskjemikalier er gitt i Vedlegg B.
Tabell 3-5: Estimert forbruk og utslipp av riggkjemikalier ved boring av 6507/7-16 S Canela.
AKTIVITET FORBRUK
(TONN)
Utslipp av grønne stoffer (tonn)
Utslipp av gule stoffer (tonn)
Boring av hovedbrønn inkl. DST 10 9 0,6
Boring av sidesteg A, B og C 14 12 1,9
Totalt 24 21 2,5
Nærmere forklaring og begrunnelse for bruk av disse kjemikaliene er beskrevet i det etterfølgende.
3.5.1 BOP - kontrollvæske
BOP-væske benyttes ved trykksetting, aktivering og testing av ventiler og systemer på BOP. Det planlegges for bruk av Pelagic 50 BOP Fluid Concentrate, kategorisert som gult Y1. Pelagic Stack Glycol blir bruk sammen med Pelagic 50 og fungerer også som frostvæske. Dette kjemikaliet er kategorisert som grønt.
Alt forbruk av disse kjemikaliene vil slippes til sjø.
3.5.2 Vaskemidler
Vaske- og rengjøringsmidler brukes til rengjøring av gulvflater, dekk, tanker, olje/fettholdig utstyr etc. Ren- gjøringskjemikaliene er overflateaktive stoffer som har til hensikt å øke løseligheten av olje i vann. Det vil bli brukt Greencare Synergy (grønn miljøkategori) til rengjøring ombord på Island Innovator. Alt brukt vaskemiddel vil slippes til sjø etter vannet er renset i renseanlegget (se kap. 3.5.4).
3.5.3 Gjengefett
Gjengefett benyttes ved sammenkoblinger av borestrengen og foringsrør for å beskytte gjengene og for å sikre korrekt sammenkobling slik at farlige situasjoner unngås. Valg og bruk av gjengefett tas på grunnlag av vurderinger av teknisk ytelse, driftstekniske erfaringer, helsemessige aspekter og miljøvurderinger. Ved boring med vannbasert borevæske vil en del av gjengefettet bli sluppet ut til sjø sammen med kaks. Ved eventuell boring av oljebasert borevæske (sidestegene) vil overskytende gjengefett følge kaks til rigg og bli sendt til land. Det vil dermed ikke være utslipp av gjengefett ved boring med oljebasert borevæske.
Borestreng
På borestreng planlegges det å bruke Jet Lube NCS-30 ECF, kategorisert som gult Y1. Overskytende gjengefett vil bli sluppet ut til sjø sammen med borevæsken som vedheng til kaks. DNO bruker 15 % som utslippsfaktor under boring med VBB. Under boring med OBB vil ikke noe gjengefett bli sluppet til sjø.
Foringsrør
Under operasjon på Canela skal det brukes gjengefettfrie foringsrør. Dvs. intet forbruk og utslipp av gjengefett når foringsrør settes.
3.5.4 Rensing av oljeholdig spillvann
Oljeholdig vann fra sloptank vil bli renset og sluppet til sjø. Renseanlegget på Island Innovator er av typen Soiltech Slop Treatment Technology (STT).
Anlegget er basert på mekanisk separasjon og det brukes ikke kjemikalier i prosessen. Væsken blir pumpet inn i STT som er et lukket system. Væsken går først gjennom en to-fase separasjon hvor alt som har høyere egenvekt enn vann går gjennom en transportskrue som går i en mudskip og væske føres gjennom partikkelfiltre som tar ut finere partikler. Videre går væsken gjennom en tre-fase separator som deler væsken i tre deler etter egenvekt: vann, olje og fine partikler. Oljen som er lettere enn vann går til oljepod for gjenbruk. Partikler som er tyngre enn vann går til skip.
Det rensede vannet blir kontrollert og dersom oljeinnholdet er under 15 ppm går vannet gjennom et filter før det slippes til sjø. Dersom vannfasen har høyere oljeinnhold enn 15 ppm, blir vannet rutet tilbake for ny prosess. STT-kontaineren er laget med lukket dobbelt bunn som skal kunne håndtere hele volumet i enheten dersom en lekkasje skulle oppstå.
3.5.5 Kjemikalier i lukkede system
Det er gjort en vurdering av hvilke hydraulikk væsker/oljer i lukkede systemer som omfattes av Aktivitetsforskriften § 62 og kravet om HOCNF ut fra et forventet årlig forbruk høyere enn 3000 kg per år per innretning, inkludert første oppfylling samt utskiftning av all væske i systemet.
Ombord på Island Innovator er det to kjemikalier som kommer innunder dette kravet. Houghto-Safe 273 CTF, som er kategorisert som et rødt kjemikalie. Kjemikaliet benyttes som stigerørsspenningsvæske og som borestrengskompensatorvæske, og vil ikke bli sluppet ut. Det er 8 stigerørstanker som inneholder dette kjemikaliet med et totalt volum på 4568 liter, mens borestrengskompensator rommer 3200 liter. I tillegg rommer Hydraulic Power Unit (HPU) 45 000 liter, og her benyttes hydraulikkoljen MOBIL DTE 10 Excel 46. Denne oljen er kategorisert som svart.
Det er vanskelig å forutsi utskiftning av kjemikalier i lukkede system, men det vil være mulighet for utskiftning på riggen i løpet av et år. Ved årsrapporteringen vil DNO gi informasjon om faktiske forbrukte mengder av navngitte produkter. Det jobbes med å finne mer miljøvennlige erstatninger for de nevnte kjemikalier.
3.5.6 Kjemikalier i brannvannsystemer
Kjemikalier i brannvannsystemet inngår som beredskapskjemikalier på riggen. Island Innovator bruker Solberg Scandinavia RE-HEALING RF3 3% LV FP F som brannslukkemiddel i brannvannsystemene ombord. I tillegg finnes Arctic Foam 201 AF AFFF 1% og Arctic Foam 203 AFFF 3% ombord. Det skal ikke søkes om utslippstillatelse for beredskapskjemikalier, men produktet er vurdert og godkjent iht.
interne krav og Aktivitetsforskriften § 62 og 64.
Skummene innehar HOCNF hvor RE-HEALING RF3 og AFFF-produktene er klassifisert som hhv. røde og svarte. AFFF-produktene inneholder fluorsulfonater og skal ikke benyttes under boringen av Canela (se kap. 1.7.1).
4.0 Utslipp til luft
Under operasjonene på Canela vil det være utslipp til luft som følge av kraftgenerering under normal drift ved boring, samt ved eventuell brønntest. Total mengde utslipp til luft er vist i Tabell 1-2.
4.1 Utslipp ved kraftgenerering
Utslipp til luft vil hovedsakelig være avgasser fra forbrenning av diesel i forbindelse med kraftgenerering og bruk av kjeler. Beregnet utslipp til luft under boring er vist i Tabell 4-1. Forventet forbruk av diesel for Canela under normal drift er totalt ca. 2190 tonn over 120 dager, inkl. motorer og dieselbrennere på kjelene.
For beregning av utslipp til luft er Norsk olje og gass’ standardfaktorer er benyttet for estimering av utslipp, med unntak av NOX som er riggspesifikk, ref. /8/. For kjelene er kun utslipp av NOX oppgitt. Faktor er basert på §3-19-9 i Forskrift om særavgifter, ref. /9/.
Tabell 4-1: Estimert utslipp til luft under normal drift ved boring av 6507/7-16 S Canela.
DIESELFORBRUK (TONN) CO2 (tonn) NOX (tonn) nmVOC (tonn) SOX (tonn)
Utslippsfaktorer motorer (diesel) tonn/tonn 3,17 0.05328/0.0036 0,005 0,001
Hovedbrønn (36 dager) 621,59 1970,42 33,12 3,11 0,62
Drift under testing (18 dager) 310,79 985,21 16,56 1,55 0,31 Sidesteg A, B og C (66 dager) 1139,57 3612,44 60,72 5,70 1,14
Kjeler (120 dager) 118,28 374,93 0,43 0,59 0,12
Totalt (normal drift) 2190,23 6568,08 110,82 10,36 2,07
4.2 Utslipp ved brønntesting
Den forventede brønnstrøm under testing er 2000 Sm3/d olje og 486.000 Sm3/d gass (GOR 243 Sm3/Sm3) i Garn Fm. Det er ikke forventet vann i brønnstrømmen.
Operasjonen vil bli planlagt og styrt på en måte som gjør at man får best mulig forbrenning av brønnstrømmen for å minimalisere utslipp til luft og sjø. Den totale produksjonstiden under oljetesten er beregnet til 48 timer. Dette omfatter initiell opprenskning og hovedstrømningsperioden. Estimerte produserte mengder for brønntesten samt utslipp til luft i forbindelse med brønntesten er vist i Tabell 4-2.
Utslippsfaktorer anbefalt av Norsk olje og gass er benyttet i søknadsfasen (Tabell 4-3), med unntak av SOX som er spesifikk i forhold til forventet oljetype.
Tabell 4-2: Utslipp til luft i forbindelse med brønntesting av Canela.
UTSLIPP AV Mengde (Sm3)
CO2 (tonn)
NOx (tonn)
nmVOC (tonn)
SOx
(tonn)
PAH (tonn)
PCB (tonn)
Dioksiner (tonn)
Naturgass 486000 1137,24 5,83 0,03 0,003 - - -
Olje 2000 5350,96 6,25 5,57 5,74 0,0203 0,0004 0,0000
Baseolje 50 129,97 0,15 0,14 0,14 0,0005 0,0000 0,0000
Totalt - 6618,17 12,23 5,73 5,88 0,0207 0,0004 0,0000
Tabell 4-3: Utslippsfaktorer for brønntesting.
ENERGIVARE CO2 NOx nmVOC SOx PAH PCB Dioksiner Naturgass 2,34
kg/Sm3
0,012 kg/Sm3
0,00006 kg/Sm3
0,000007
kg/Sm3 - - -
Olje/diesel 3,17 tonn/tonn
0,0037 tonn/tonn
0,0033 tonn/tonn
0,0034
tonn/tonn 12 g/tonn 0,22 g/tonn 0,00001 g/tonn DNO vil tilstrebe å innhente utstyrs-, olje- og gass-spesifikke utslippsfaktorer for brønntest utført ved et eventuelt funn på Canela. Endelige utslippsfaktorer som skal benyttes ved rapportering vil bli utarbeidet i samarbeid med leverandør.
5.0 Kvantifisering av sot og oljenedfall under brønntesting
Utslipp av sot og oljenedfall kvantifiseres basert på estimert forbruk av gass, olje og baseolje i forbindelse med brønntest på brønnen.
Sot er definert som en masse av urene karbonpartikler som oppstår ved ufullstendig forbrenning av hydrokarboner, med en størrelse på 5 til 30 mikrometer. Om sotpartikler kan legge seg på havoverflaten, og dermed ha en innvirkning på sjøfugl, er en problemstilling som er i ferd med å evalueres.
Generering av sot fra naturgass er beregnet av Carbon Limits AS i forbindelse med Miljødirektoratets
«Fakkelprosjekt 2012» og strekker seg fra 0,167 til 0,684 g sot/Sm3 gass (refs. /10/ og /11/). Data er sparsomme for sot generert fra råolje. Den eneste tilgjengelige utslippsfaktoren er på 25 g sot/kg forbrent olje og stammer fra 1994 (ref. /12/). Denne utslippsfaktoren er svært konservativ og anses ikke å være representativ for dagens brennerteknologi. Til sammenligning bruker Maritim sektor 0,35 g sot/kg brennstoff som faktor for kontrollert forbrenning i motorer, ref. /13/.
Erfaringer fra brønntesteoperasjon på 31/7-2 S Brasse Appraisal viste at det ble dannet litt sot i initiell fase ved brenning av baseolje. Det er ikke uvanlig, og indikerer ufullstendig forbrenning av oljen. Det varte i ca. ett minutt, inntil lufttilførselen til brenneren ble justert ved tilsetning av flere luftkompressorer.
Mengden sot ble ansett som neglisjerbar. I det videre ble ingen sotdannelse registrert, ref. /14/.
På vegne av BASEC har SINTEF foretatt målinger på innholdet av i sot i utslippene fra en formasjonstest på brønn 16/1-28 S, ref. /15/. I målingsforsøket ble en drone med måleutstyr fløyet inn i røyksøylen fra formasjonstesten. Ettersom oljefakkelen er plassert over gassfakkelen blir målinger gjort av begge hydrokarbonstrømmene. Vindretningen var av en slik verdi at en ikke kan utelukke at eksos fra riggens dieselforbrenning blandet seg inn med røyken fra faklene. Dersom en konservativt skal anta at alt utslipp fra sot kom fra forbrenningen av olje, vil de målte utslippene tilsvare ca. 1 g sot pr kg olje forbrent. Denne faktoren er i størrelsesorden som faktoren for dannelse av sot ved en kontrollert forbrenning i motorene.
Av dette kan en konkludere med at faktoren som har vært benyttet til de konservative estimatene av utslipp av sot fra forbrenning av olje er særdeles konservative, og at de reelle utslippene vil være nærmere det lave estimatet. Den ferdigstilte rapporten benytter utslippsfaktorer på 0,35 (lav) og 1 (høy) g sot/kg forbrent olje for å estimere sotutslippene fra formasjonstesten.
For beregning av oljenedfall til sjø er en standardfaktor på 0,05 % beregnet for brønntesting en standard faktor (ref. /12/). Denne faktoren ble utarbeidet for enn helt annen brennerteknologi enn hva som vil benyttes under testen på Canela. Denne faktoren anses å være konservativ, da informasjonen innhentet fra utstyrsleverandøren opererer med en nedfallsfaktor på <0,007 %.
I tillegg til å måle innholdet av sot i utslippene fra formasjonstesten av brønn 16/1-28 S overvåket SINTEF også havoverflaten under brennerne i forhold til oljenedfall på sjø. Overvåkningen inkluderte både observasjon fra broen på supplybåten som ble benyttet under oppdraget, inspeksjon av havoverflaten ved hjelp av MOB båt samt høyoppløselige dronebilder. Det ble i løpet av de tre dagene sotmålingene pågikk ikke observert oljenedfall på havoverflaten. Dette bekrefter at oljenedfallet er lavt når testen utføres ved normale operasjonsbetingelser, ref. /15/. Det ble heller ikke registrert noe oljenedfall under testing av vår brønn 31/7-2 S Brasse Appraisal, ref. /14/.
I Tabell 5-1 er resultatene for dannelse av sot og oljenedfall presentert som et område med et lavt anslag basert på de laveste verdiene i de foregående avsnitt, og et konservativt anslag med de høyeste verdiene.
Faktoren generert fra SINTEFs målinger under testen av brønn 16/1-28 S er benyttet som høy faktor for generering av sot under forbrenning av baseolje og råolje, ref. /15/.
Tabell 5-1: Estimat på utslipp av sot og oljenedfall under testing av Canela.
Komponent Enhet Estimert mengde
Sot (tonn) Lavt til konservativt
anslag
Ufullstendig forbrent olje (tonn)
Lavt til konservativt anslag
Naturgass m3 486000 0,08-0,33 -
Olje tonn 1688 0,59-1,69 0,118-0,844
Baseolje tonn 41 0,01-0,04 0,003-0,021
Totalt - 0,68-2,06 0,12-0,87
