Søknad om oppdatering av rammetillatelse for utslipp og petroleumsvirksomhet på Åsgard ‐ inkludert tie‐in felt: Mikkel, Yttergryta, Morvin og Trestakk

(1)

Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2018‐12‐31 Side 1 av 47

Søknad om oppdatering av rammetillatelse for utslipp og petroleumsvirksomhet på Åsgard ‐ inkludert tie‐in felt: Mikkel,

Yttergryta, Morvin og Trestakk

(2)

(3)

Søknad om oppdatering av rammetillatelse for utslipp

og petroleumsvirksomhet på Åsgard ‐ inkludert tie‐in felt: Mikkel, Yttergryta, Morvin og Trestakk

Dok. nr.

Trer i kraft Rev. nr.

Innhold

1 Innledning ... 5

1.1 Omfang av søknaden ... 6

1.2 Ramme for aktiviteten ... 6

2 Generell informasjon ... 7

2.1 Beliggenhet og lisensforhold ... 7

2.1.1 Åsgard ... 7

2.1.1.1 Smørbukk Sør Extension ... 9

2.1.2 Mikkel ... 10

2.1.3 Yttergryta ... 10

2.1.4 Morvin ... 10

2.1.5 Trestakk ... 11

2.2 Biologiske ressurser ... 12

2.2.1 Plankton ... 12

2.2.2.1 Forekomster av koraller på Åsgard og tie‐in feltene ... 13

3 Korallkartlegging og risikoreduserende tiltak ... 15

3.1 Korallforekomster og kartlegging ... 15

3.2 Verdivurdering av korallforekomster ... 15

3.3 Potensiell påvirkning fra boreaktiviteter og risikoreduserende tiltak ... 16

3.3.1 Partikulære utslipp ... 16

3.3.2 Ankeroperasjoner ... 17

4 Forbruk og utslipp av kjemikalier og kaks ... 19

4.1 Valg og evaluering av kjemikalier ... 19

4.2 Kontroll, måling og rapportering av utslipp ... 20

4.3 Omsøkte mengder kjemikalie for årlig forbruk og utslipp ... 20

4.3.1 Omsøkte svarte kjemikalier ... 21

4.4 Omsøkte røde kjemikalier ... 24

4.4.1 Begrunnelse for bruk av røde kjemikalier ... 24

4.5 TEG holdig væske ... 28

4.6 Bytte av stigerør ... 29

4.7 RFO aktiviteter ... 30

4.8 CIP vaskekjemikalier ... 30

4.9 Bruk og utslipp av borevæske ... 30

4.9.1 Valg av borevæskesystemer ... 30

4.10 Utslipp av borekaks ... 32

4.11 Bruk og utslipp av sementeringskjemikalier ... 32

4.12 Utslipp av tørrbulk gjennom ventilasjonsliner ... 33

4.13 Oljeholdige brukte kjemikalier ... 33

4.14 Utslipp av kjemikalier etter endt operasjon ... 33

(4)

Dok. nr.

4.15 Olje på sand ... 33

4.16 Oljeholdig vann (produsert vann, drenasjevann etc.) ... 33

4.17 Drenasje‐ og oljeholdig vann fra flyterigger ... 35

5 Åsgard Subsea Kompresjon ... 36

5.1 Utslipp til luft – Åsgard Subsea kompresjon ... 37

5.2 Utslipp til sjø – Åsgard subsea kompresjon ... 37

6 Utslipp til luft ... 38

6.1 Utslippskilder for Åsgard og tie‐in felt ... 38

6.2 Hovedkilder til diffuse utslipp og utslippsfaktorer ... 40

6.3 Utslippsmengder ... 40

6.3.1.1 Utslipp til luft ved kraftgenerering for installasjonene Åsgard A, B og C ... 41

6.3.1.2 Utslipp til luft fra fakling fra installasjonene Åsgard A, B og C ... 41

6.3.2 Utslipp til luft fra flyterigger og LWI fartøy på Åsgard med tie‐in felt ... 42

6.3.2.1 Utslipp til luft fra kraftgenerering ... 42

6.3.2.2 Utslipp til luft fra brenneroperasjoner over brennerbom ... 43

6.4 Utslipp av NOx ... 44

6.5 Miljøkonsekvenser ved utslipp til luft ... 44

7 Avfallshåndtering ... 44

7.1 Håndtering av borekaks ... 45

7.2 Sanitærvann og organisk kjøkkenavfall ... 45

7.3 Annet avfall ... 45

9 Referanser ... 46

(5)

Dok. nr.

1 Innledning

Det vises til gjeldende utslippstillatelse for boring og produksjon på Åsgard, sist endret 7.17.2012.

Ref. 2011/62‐81 448.1.

Søknaden omfatter Åsgard, som består av Smørbukk, Smørbukk Sør, Smørbukk Sør Extensions (SSE ‐ ny templaten) og Midgard, samt tie‐in feltene Mikkel, Yttergryta og Morvin. I tillegg søkes det om å inkludere Trestikk som er ett planlagt nytt tie‐in felt til Åsgard de kommende årene.

Behovet for oppdatering er blant annet relatert til utvikling av Åsgardfeltet med nye og gamle tie‐in felt, oppstart av Åsgard Subsea kompresjon, coil tubing operasjoner, behov for nye kjemikalier og nye krav relatert til

korallforekomster. Det søkes om en oppdatering og utvidelse av gjeldende rammetillatelse for de neste fem årene, perioden 1. januar 2014 til 31. desember 2018.

Søknaden gir en oversikt over planlagt operasjoner, kjemikalieforbruk og utslipp i forbindelse med aktivitetene på Åsgard med tie‐in felt. For å ha størst mulig fleksibilitet, søkes det om en årlig ramme. For produksjonskjemikalier er forbruk beregnet ut fra erfaringstall og år med forventet høyest forbruk. Prognose for bore og brønn

operasjoner og riggkjemikalier er beregnet ut fra erfaringstall og snitt per brønn, og forventet riggaktivitet per år.

(6)

Dok. nr.

1.1 Omfang av søknaden

Søknaden omfatter følgende aktiviteter pr. år for 5‐årsperioden 2014‐2019:

 Produksjon fra Åsgard og tie‐in felt

 Normal drift og vedlikehold av installasjoner, rørledninger og brønner på Åsgard og tie‐in felt

 Testing av utstyr med utslipp av kjemikalier til sjø

 Lasting og lagring av råolje

 Boring av inntil 5 nye brønner + boring av sidesteg i eksisterende brønner

 P&A av produksjons‐, injeksjons og letebrønner på Åsgard og tie‐in felt

 Coiled Tubing operasjoner

 Inntil 40 brønnintervensjoner per år inkludert komplettering, wireline operasjoner, workover, rekomplettering og kjemikaliepumping

 Inntil 120 brønnoperasjoner med IMR fartøy

 Energiproduksjon fra motor og kjel

 Brenning av hydrokarboner over brennebom fra flyterigger

 RFO (klargjøring for operasjon)

 Oppdaterte mengder på forbruk og utslipp av kjemikalier

 Utslipp av vannbasert borekaks og overskudds borevæske

 Utslipp av produsertvann

 Utslipp av oljeholdig vann, drenasjevann og renset slopvann

 Utslipp til luft

 Vannstrøm fra opprenskning og/eller testing av brønn

 Utslipp av vannløselige bore og brønn kjemikalier lett kontaminert med olje(<30 ppm) fra oljebasert borevæske eller råolje

 Beredskap

1.2 Ramme for aktiviteten

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

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

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

(7)

Dok. nr.

2 Generell informasjon

2.1 Beliggenhet og lisensforhold

2.1.1 Åsgard

Åsgard ligger på Haltenbanken, 200 km fra kysten av Midt‐Norge og 50 km fra Heidrun. Feltet har en utstrekning på 60x20 km, med havdyp på 240 til 310 meter. Åsgardfeltet består av kondensat‐ og gassforekomstene

Smørbukk og Smørbukk Sør, og gassforekomsten Midgard. I løpet av 2014 planlegges utbygging av en ny template, Smørbukk Sør Extension (SSE), som har samme lisens som Åsgard. Det henvises til kapittel 2.1.1.1 for ytterligere informasjon om utbygging av Smørbukk SE.

Åsgard er bygget ut med havbunnskompletterte brønner som er knyttet til produksjons og lagerskipet Åsgard A som produserer og lagrer olje. Den flytende halvt nedsenkbare plattformen Åsgard B behandler gass og

kondensat. Til Åsgard B er det knyttet et lagerskip for kondensat mot Åsgard C. I tillegg til å behandle egen produksjon blir gassen fra Mikkel, samt kondensat fra Kristin og Tyrihans prosessert på Åsgard B. Væsken fra området blir eksportert med skip, mens gassen blir transportert gjennom Åsgard transport til Kårstø. Feltet ble påvist i 1981 og produksjonen startet i 1999. Tabell 2.1 viser lisensforhold på Åsgardfeltet.

Figur 2.1 Åsgardfeltet bestående av produksjonsskipet Åsgard A, halvt nedsenkbare plattformen Åsgard B og lagerskipet Åsgard C

(8)

Dok. nr.

Tabell 2.1 Lisensforhold for Åsgard (Smørbukk, Smørbukk Sør, Smørbukk Sør Extention og Midgard)

Eier Prosentvis andel

Petoro AS 35.69

Statoil Petroleum AS 34.57

Eni Norge AS 14.82

Total E&P Norge AS 7.68

ExxonMobil Exploration and Production Norway AS 7.24

Mikkel, Yttergryta og Morvin er tie‐in felt til Åsgard. Figur 2.2 viser en skjematisk oppbygning over Åsgard med tie‐

in feltene Morvin, Mikkel og Yttergryta. Trestakk er et mulig prosjekt som vurderes bygget ut, og knyttet til Åsgard som et tie‐in felt. Det henvises til kapittel 2.5.1 for ytterligere informasjon om Trestakkprosjektet.

Figur 2.2 Skjematisk oppbygging av Åsgardfeltet (Smørbukk, Smørbukk Sør inkludert Smørbukk Sør Extention og Midgard) med tie‐in feltene Morvin, Yttergryta, og Mikkel.

(9)

Dok. nr.

2.1.1.1 Smørbukk Sør Extension

Smørbukk Sør er en del av Åsgardfeltet i lisens PL 094, og ligger ca. 9 km sørøst for produksjonsskipet Åsgard A.

En utvidelse av feltet Smørbukk Sør, Smørbukk Sør Extension (SSE), planlegges bygget ut i løpet av 2014.

Eierforholdene på SSE er lik som for resten av Åsgard.

Per i dag er det ingen ledige brønnslisser på eksisterende bunnrammer på Smørbukk Sør, som fortsatt inneholder betydelige olje‐ og kondensatvolumer. Første fase av utbyggingen omfatter installasjon av en ny bunnramme PB med 4 brønnslisser, kombinerte produksjons‐ og injeksjons‐brønnhoder, én ny produksjonsbrønn med sidesteg, én ny injeksjonsbrønn, oppkobling mot bunnramme R (injeksjon) og bunnramme P (produksjon), samt ny kontrollkabel med utvidet kapasitet som erstatter eksisterende kabel fra Åsgard A. Dette systemet skal ha en levetid på 20 år og er markert i rødt.

Brønnstrøm fra SSE vil bli ledet til Åsgard A for produksjon og eksport. Produksjonsoppstart er planlagt til juli 2015, med en antatt produksjonsperiode fram til 2029. Realisering av SSE‐prosjektet forventes å medføre utvinning og produksjon av ca. 2,16 MSm³ oljeekvivalenter i fase 1 og 2,6 MSm³ oljeekvivalenter i fase 2, totalt 4,76 MSm³ oljeekvivalenter. Opprensking av brønner vil skje over flyterigg.

Figur 2.3 Skisse over Smørbukk Sør med utbygging av Smørbukk Sør Extension hvor template PB og nye rørledninger er markert i rødt

(10)

Dok. nr.

2.1.2 Mikkel

Mikkel er bygd ut med et undervannsanlegg hvor brønnstrømmen er knyttet til undervannsanlegget på Midgard.

Undervannsanlegget består av to brønner med til sammen tre produksjonsbrønner. Brønnstrømmen går til Åsgard B‐plattformen, og den separerte gassen sendes til Kårstø i Nord‐Rogaland gjennom rørledningen Åsgard transport.

Mikkelfeltet har produsert gass og kondensat siden 2003, og ligger 35 kilometer sør for Midgard.

Eierforholdene i Mikkel er fordelt mellom Statoil: 43,97%, Exxon Mobil: 33,48 %, Eni Norge 14,90% og Total:

7,65%

2.1.3 Yttergryta

Yttergryta er et gass‐ og kondensatfelt 33 kilometer øst for Åsgard B. Feltet er bygget ut med et enkelt undervannsanlegg på havbunnen og med rørledning til Åsgard B‐plattformen.

Feltet har produsert siden 2009, hovedsakelig gass med svært lavt CO2‐innhold. Yttergryta planlegges å stenges ned i løpet av vinteren 2013/14.

Eierforholdene i Yttergryta er fordelt mellom Statoil: 45,75%, Total: 24,50%, Petoro 19,95% og Eni Norge: 9,80%.

Yttergryta skal stenges ned og har ikke produsert siden sommeren 2013. Feltet vil bli permanent plugget tilbake i løpet av 2014.

2.1.4 Morvin

Morvin er et oljefelt, med noe assosiert gass i Norskehavet, og omfatter utbygging av brønnrammer på

havbunnen som er knyttet opp mot Åsgard B. Feltet ligger i produksjonslisens PL134B, blokk 6505/11, ca. 15 km nordvest for Åsgard A.

Morvin ble påvist i 2001 og er bygd ut med to havbunnsrammer og fire produksjonsbrønner som er knyttet opp mot plattformen på Åsgard B. Feltet kom i produksjon i 2010, og er en viktig bidragsyter for å opprettholde dagens produksjon frem mot 2024. Gass fra Morvin blir eksportert via Åsgard Transport rørledning til Kårstø, mens olje overføres til Åsgard C for videre eksport med skytteltanker.

Eierforholdene i Morvin er fordelt mellom Statoil: 64,0%, Eni Norge: 30,0% og Total 6,0%

(11)

Dok. nr.

2.1.5 Trestakk

Utbygging av Trestakk er et prosjekt som fortsatt er på beslutningsstadiet, med forhåpninger om boring i 2016 og produksjonsstart i andre kvartal 2017. Endelig beslutning om utbygging av feltet vil foretas i siste del av 2014.

Trestakkfeltet er lokalisert på Haltenbanken, 20 km sør for Smørbukk Sør, i produksjonslisens PL 091.

Feltet planlegges bygget ut som et tie‐in felt til Åsgard A, med to templater og boring av 3 produksjonsbrønner og 2 injeksjonsbrønner. Feltet er avhengig av gassløft for å produsere, hvor gass vil bli injisert gjennom en rørledning fra Smørbukk Sør R‐templaten. Injeksjon av kjemikalier vil skje fra Åsgard A. En skisse over hvordan Trestakk planlegges bygget ut er vist i Figur 2.4. Opprensking av brønner vil skje over flyterigg.

Figur 2.4 Skisse over utbygging av Trestakk med gassløft fra Smørbukk R og produksjon opp mot Åsgard A

Produksjon fra feltet vil være olje ved hjelp av gassinjeksjon frem til 2023. For å få depletert reservoaret

fullstendig, vil gassinjektorene omdannes til å produsere gass frem til 2025, som er Åsgards A forventede levetid.

Eierforholdene på Trestakk er fordelt mellom Statoil: 59,1%, Eni Norge: 33,0% og Exxon Mobil: 7,9%

(12)

Dok. nr.

2.2 Biologiske ressurser

Dette kapitlet omhandler biologiske ressurser i området. Når det gelder eventuell påvirkning av vår aktivitet på marine ressurser vises det til den Regionale Konsekvensutredningen for Petroleumsvirksomheten i Norskehavet [1].

2.2.1 Plankton

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

Planktonmateriale varierer sterkt i løpet av året, hvor biomassen er lav om vinteren, og øker til maksimalt i mai.

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

2.2.2 Kaldtvannskoraller

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

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

Utenfor Trønderlagskysten danner korallen sammenhengende rev eller banker opp mot 1 km lange og 35 meter høye. Rev kompleksene kan imidlertid bli mye lengre, for eksempel revet på Sularyggen som er omlag 14 km langt. Midtnorsk sokkel har de største kompleksene og høyeste tetthetene av Lophelia rev som er kjent. De fleste ligger på dyp mellom 200 og 350 m.

Revene er store biologiske konstruksjoner med en kompleks og romlig struktur som gjør dem til et egnet leveområde for mange fastsittende og frittlevende organismer. De store variasjonene i mikrohabitat gjør revene til et økosystem med høyt artsmangfold.

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

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

(13)

Dok. nr.

2.2.2.1 Forekomster av koraller på Åsgard og tie‐in feltene

Forekomster av koraller er identifisert flere steder på Åsgard og tie‐in feltene. Morvin er det feltet med de tetteste forekomstene og har rev i meget god kondisjon. Det er gjennomført flere studier om korallene på Morvin som har gitt oss god kunnskap om revene her. Statoil har ikke like god kjennskap til korallforekomster på de øvrig omsøkte felt. Mangel på informasjon skyldes at det ved utbygging av disse feltene ikke ble stilt krav til en like omfattende kartlegging av korallforekomster som i dag. Kun forekomster høyere enn 2,5 m og i nærmeste omkrets rundt bunnrammene ble identifisert. Kravene til kartlegging har gradvis blitt endret gjennom høyere fokus på koraller og forbedring av teknologi for kartlegging. Som en standard gjennomføres det på nye felt på Haltenbanken en detaljert korallkartlegging sammen med risikoreduserende tiltak for å redusere skader på korallforekomster. Statoil jobber kontinuerlig med å forbedre informasjonsgrunnlaget på eksisterende felt der denne er mangelfull, og søker å redusere og unngå skader på korallforekomster gjennom planlegging av operasjoner på både gamle og nye lokasjoner. Verktøyene Statoil benytter for risikoreduksjon er beskrevet i kapittel 3. Vedlegg 6 beskriver eksisterende kunnskap om koraller for omsøkte felt.

2.2.3 Svamp

Svamper (Porifera) er kolonidyr som danner et indre skjelett i form av små spikler av kisel eller kalk. De aller fleste svampene er fastsittende på underlaget og har liten eller ingen egenbevegelse. Svampene viser stor

formvariasjon, fra arter som danner overtrekk på underlaget til runde eller sylindriske former, og videre arter med opprett og forgrenet vokseform. Svampene lever vanligvis av små næringspartikler som filtreres fra vannet, men enkelte arter lever i symbiose med ulike mikroorganismer eller kan til og med være kjøttetere [8].

De fleste svampene er marine og finnes på hardbunn fra fjæresonen til ganske store dyp. Svampene deles i tre hovedgrupper hovedsakelig basert på materialet i skjelettet: kalksvamper (Calcarea), glass‐svamper

(Hexactinellida) og horn‐ og kiselsvamper (Demospongiae).

Det er kjent at svampområder er utbredt i Barentshavet, for eksempel på Tromsøflaket, spesielt i Snøhvitområdet og de vestlige delene som grenser til eggakanten. Det foreligger imidlertid ikke noen fullstendig oversikt over utbredelsen av svampsamfunnene.

2.2.4 Fiskeressurser

Sild, torsk og sei utgjør de tre kommersielt sett viktigste fiskebestandene i Norskehavet. Hyse, lange, brosme og uer er andre fiskearter der en stor andel av den samlede norske fiskefangsten tar i Norskehavet, men som volummessig betyr mindre enn de tre førstnevnte.

(14)

Dok. nr.

2.2.5 Sjøfugl og pattedyr

Innenfor influensområdet for oljeutvinningsaktiviteten i Norskehavet ligger mange viktige fuglefjell og

hekkeplasser for sjøfugl, for eksempel Røst, Værøy, Lovunden, Vega og Vikna. Mange områder brukes i sommer‐

og høstmånedene under myteperioden, og store områder, både ved kysten og ute i havet, brukes i vintermånedene. Det store artsmangfoldet, og det store antall hekkende par, gjenspeiler den svært rike biologiske produksjonen i området. De fleste sjøfuglarter har høy sårbarhet for oljeforurensning på individnivå.

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

(15)

Dok. nr.

3 Korallkartlegging og risikoreduserende tiltak

3.1 Korallforekomster og kartlegging

På gamle felt har kart fra tidligere havbunnsundersøkelser for dårlig oppløsning til å kunne identifisere koraller etter gjeldende krav. Kun i rørtraseer og i områder like rundt templatene finnes kart med tilstrekkelig oppløsning.

Kartlegging av koraller er derfor begrenset til disse områdene, samt i områder hvor dedikerte korallundersøkelser er gjennomført de senere år. En beskrivelse av eksisterende koralldata og kartgrunnlag med god nok oppløsning på Åsgard og tie‐in feltene er presentert i vedlegg 6. For de fleste områder er kartgrunnlaget for lite til å kunne operere etter gjeldende krav med hensyn på koraller. Det er derfor behov for nye undersøkelser for kartlegging av mulige korallstrukturer. Disse undersøkelsene gjennomføres fortløpende etter planlagt boreaktivitet.

Kriteriene for korallkartlegging er basert på de krav Statoil har fått av Miljødirektoratet de senere år ved operasjon i korallområder og de retningslinjer som gis gjennom NOROGs korallveileder:

 Hele influensområdet skal undersøkes, e.g. området hvor anker og kjettinger har touch‐down med havbunnen; vanligvis 4 km x 4 km rundt brønnlokasjon

 Området undersøkes med ROV montert Multi Beam Ekkolodd (MBES) og sidesøkende sonar

 Visuell identifikasjon av korallforekomster innenfor radius på 500 meter rundt brønnlokasjon og evt alternativt utslippsspunkt, dette med hensyn på utslipp av partikulære væsker

 Visuell identifikasjon av koraller vil bli gjennomført i ankertraseene, e.g. i 2 km utstrekning fra template, og 60 meter bredde for hver ankertrasé i tilfeller der dette er hensiktsmessig for videre operasjon

 Visuelle undersøkelser skal gjennomføres slik at korallforekomstene kan verdivurderes for risikovurdering for planlegging av operasjon

 Undersøkelsene skal generere kart basert på akustiske data med en oppløsning på 0,5 m x 0,5 m eller bedre. Dette for å identifisere strukturer på havbunnen høyere enn 1 meter. I tillegg skal kartene genereres i riktig format for gjennomføring av ankringsanalyser

3.2 Verdivurdering av korallforekomster

Potensielle koraller i 500 meter sonen rundt brønnlokasjon og eventuelt alternativt utslippspunkt inspiseres visuelt for å vurdere tilstanden av forekomstene. Basert på den visuelle inspeksjonen vil korallforekomsten bli vurdert etter «guideline for visuell kartlegging og verdivurdering» fra NOROG [2]. I enkelte tilfeller vil det være hensiktsmessig å gjennomføre verdivurdering av potensielle forekomster i ankertraseene. Prinsippene for verdivurderingen er vist i Figur 3.1.

2

(16)

Dok. nr.

Figur 3.1 Prinsipper for verdivurdering av koraller fra NOROGs guideline. Inkludert visuelle eksempler for hver enkelt verdikategori

3.3 Potensiell påvirkning fra boreaktiviteter og risikoreduserende tiltak

Boreaktivitet i områder der dypvanns koraller forekommer, representerer en potensiell trussel for korallrev.

Partikulære utslipp i nærheten av korallene kan påvirke forekomstene, enten ved sedimentering eller begraving av objektene, eller ved økte nivåer av suspenderte partikler i vannmassene. Fysisk skade på koraller pga kollisjon med anker, kjettinger eller annet utstyr er også en potensiell trussel for korallforekomstene.

3.3.1 Partikulære utslipp

Utslipp av partikler fra boreoperasjoner kommer fra utboret kaks og partikulære borevæsker. Risiko for påvirkning på koraller som følge av partikulære utslipp reduseres ved å minimere eksponering. Flere tiltak kan gjennomføres for å redusere partikkeleksponering på koraller:

 Gjennomføre spredningsanalyser for å simulere spredningsmønster på utslipp. Analysen angir også konsentrasjon og varighet av eksponering på korallforekomstene innenfor 500 meter sonen fra

brønnlokasjon. Resultatene fra analysen er et hjelpemiddel for å sette inn de riktige tiltak for å redusere risiko for påvirkning.

(17)

Dok. nr.

 Flytte utslippspunkt for topphullskaks og borevæske til et mer gunstig område med hensyn på koraller via et transportsystem for kaks, Cuttings Transport System (CTS)

 Reduksjon av utslipp fra topphullsseksjoner ved bruk av RMR med etterfølgende ilandsending av kaks

 Redusere utslipp av kaks fra 17 ½’’ seksjon ved ilandsending for henholdsvis deponering av avfall og gjenbruk i andre prosjekter. Det benyttes i slike tilfeller oljebasert borevæske

 Bruk av Brine for å redusere mengden partikler i sirkulasjonsvæsker som benyttes mellom boring og sementering. Ved krav om høy tetthet på væsken vil andre typer Brine enn NaCl benyttes. Disse er mer kostbare enn barite og er kun benyttet i tilfeller der simuleringer viser at bruk av Brine reduserer påvirkning i så stor grad at bruk av CTS slange kan unngås

Hvilke tiltak som settes i verk vurderes fra operasjon til operasjon. Alle utslipp som planlegges på Åsgard og tie‐in feltene vil vurderes separat for å redusere risiko til et akseptabelt nivå uten å skade korallforekomster.

3.3.2 Ankeroperasjoner

I forbindelse med operasjoner hvor risiko for fysisk skade på koraller kan forekomme av kollisjon med anker eller ankerkjettinger, kan følgende tiltak settes i verk for å redusere denne risikoen:

 ROV assistert pre‐legging og opptak av anker og kjettinger for å sikre +/‐ 5m leggenøyaktighet

 Øke ankervekt og/eller dimensjon på kjetting for å oppnå kortere kjedelengde og dermed redusere influensområdet i ytterkant av ankermønsteret

 Benytte fibertau med oppdrift for å øke avstanden fra riggen til potensielle touch down, og dermed redusere influensområde inn mot brønnlokasjon. Fibertau kan også benyttes over korallrev for å unngå kollisjon

 Gjennomføre Best‐Fit ankringsanalyse for å finne traseer hvor risiko for kollisjon med koraller er minst.

Dette er et hjelpemiddel for å finne det best egnede ankermønster med hensyn på koraller.

Før hver oppankring vil risikovurderinger gjennomføres for å redusere potensiell kollisjon med koraller. I tilfeller der koralltettheten er høy, vil en Best‐Fit ankringsanalyse gjennomføres for å identifisere de ankertraseer som gir lavest risiko for kollisjon. En Best‐Fit ankringsanalyse kan gjøres som en del av riggens endelig ankringsanalyse. I tilfeller der Best‐fit analysen er gjennomført tidlig i planleggingen vil mønsteret være utgangspunkt for den endelige ankringsanalysen. Dersom de utvalgte traseene i Best‐Fit analysen ikke kan velges pga ugunstig ankermønster for riggstabilitet, settes andre tiltak inn for å redusere risikoen for kollisjon.

I en Best‐Fit ankringsanalyse vil anker og kjettinger med en avstand på 25‐30 meter fra en korallforekomst få laveste risiko. I tilfeller hvor korallforekomstene er i et håndterbart antall, og en Best‐Fit analyse ikke er nødvendig, vil Statoil sikre at anker og kjettinger går klar av korallene med minimum 30 meter.

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

Sjøfartsdirektoratets ankringsforskrift §§6‐17. Alle korallrev og lokaliteter med korallskog vil ligge som hinder i denne analysen.

(18)

Dok. nr.

Det er av Statoils interesse å redusere antall ankeroperasjoner da disse er både ressurs‐ og tidskrevende. Flere årsaker ligger til grunn for at tradisjonelle ankeroperasjoner må gjennomføres i dag:

 Tilgjengelighet på rigger som kan operere på DP (Dynamisk Posisjonering). Generelt er ikke

riggtilgjengeligheten tilstrekkelig til at Statoil kan velge i rigger som er de best egnede for operasjonen, men velge mellom de som er ledige og kan operere på norsk sokkel

 Sikkerhetsmessige årsaker som operering på HTHP felt, grunne havdyp o.l. hvor tradisjonell oppankring reduserer risiko for utblåsning. Ved grunt vanndyp vil en liten avdrift være nok til at stigerøret knekkes, og en utblåsning kan skje. På større havdyp, hvor stigerøret er mye lengre, vil bevegelsen på overflaten ha mindre påvirkning. Figur 3.2 viser scenarioet hvor en DP rigg mister hovedkraft på relativt grunt vanndyp

Figur 3.2 viser en tiltenkt situasjon hvor en rigg har mistet hovedkraft og DP mens den er koblet til en brønn på 365 meters dyp. Etter 57 sekunder har riggen kommet så langt på avdrift at stigerøret har fått en vinkel på 7,6 grader, og kan knekke. Utfallet vil være en utblåsning hvis ikke riggen klarer å koble seg av i tide.

(19)

Dok. nr.

4 Forbruk og utslipp av kjemikalier og kaks

I henhold til gjeldende regelverk søkes det om tillatelse til forbruk av svarte kjemikalier, forbruk og utslipp av røde kjemikalier og utslipp av gule kjemikalier. Mengdene er beregnet ut fra andel svart, rødt og gult stoff i hvert av handelsproduktene.

4.1 Valg og evaluering av kjemikalier

Klassifiseringen av kjemikalier og stoff i kjemikalier er gjort i henhold til gjeldende forskrifter og dokumentert i databasen Nems.

I Nems‐databasen finnes HOCNF‐datablad for de enkelte kjemikalier der komponentene er klassifisert ut fra følgende egenskaper:

 Bionedbrytning

 Bioakkumulering

 Akutt giftighet

 Fysiske egenskaper

 Kombinasjoner av punktene over

Basert på stoffenes iboende egenskaper er de gruppert som følger:

 Svarte: Kjemikalier som det kun unntaksvis gis utslippstillatelse for (gruppe 1‐4)

 Røde: Kjemikalier som skal prioriteres spesielt for substitusjon (gruppe 5‐8)

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

 Grønne: PLONOR‐kjemikalier og vann

De ulike bruksområdene for kjemikaliene er oppsummert med hensyn til mengder av stoff i miljøklassene gule, røde og svarte stoffgrupper (ref. Aktivitetsforskriften).

Kjemikalier som benyttes innenfor aktivitetsforskriftens rammer skal miljø klassifiseres i henhold til HOCNF og vurderes for substitusjon etter iboende fare og risiko ved bruk. Kjemikalier som har svart, rød, Y3 og/eller Y2 miljøfare skal identifiseres og inngå i selskapets substitusjonsplaner. Bruk av slike produkter kan forsvares i tilfeller der utslipp til sjø er lavt, produktet er kritisk for drift eller integritet til et anlegg og/eller det ut fra en helhetlig vurdering av et anlegg ser at det er en netto miljøgevinst i å ta i bruk disse kjemikaliene. Årlig avholdes substitusjonsmøter mellom Statoil og leverandører/kontraktører. Her presenteres produktporteføljen og

bruksområder der HMS‐egenskapene er synliggjort. På møtene diskuteres behovet for de enkelte kjemikaliene og muligheten for substitusjon. Aksjoner for substitusjon vedtas og følges opp på kontraktsmøter gjennom året.

Statoil vil særlig prioritere substitusjonskandidater som følger vannstrømmen til sjø. Substitusjonsplanene er lett tilgjengelig for lokal miljøkoordinator samt andre relevante som er knyttet til drift eller kontrakter. Det vil også foregå et substitusjonsarbeid for enkelte grønne kjemikalier som har skadelige helseeffekter.

(20)

Dok. nr.

4.2 Kontroll, måling og rapportering av utslipp

Statoil har satt krav og retningslinjer til driftskontroll, utslippsmåling og rapportering i forbindelse med virksomheten på norsk sokkel slik at både myndighetskrav og interne krav blir ivaretatt. Disse kravene vil også gjelde for de leverandører som leverer tjenester i forbindelse med bore‐ og brønn operasjoner. Rapportering av forbruk og utslipp av riggkjemikalier utføres av boreentreprenør. Rapportering av forbruk og utslipp av

borevæsker og sementkjemikalier utføres av den enkelte væskeleverandør.

4.3 Omsøkte mengder kjemikalie for årlig forbruk og utslipp

Kjemikaliene som omsøkes er vurdert til å være de som ivaretar de produksjons‐ og miljømessige forholdene på en best mulig måte. Kjemikaliene er inndelt i produksjonskjemikalier, bore‐ og brønnkjemikalier og

rørledningskjemikalier. Det vises til vedlegg 1 for underlag over de omsøkte mengder og miljøklassifisering av de omsøkte kjemikaliene.

Prognoser for produksjonskjemikalier er basert på historiske væskerater og produksjonsprognoser, samt worst case doseringsrater. Det er brukt en sikkerhetsmargin på 25 % for produksjonskjemikalier.

Grunnlaget for beregning av bore‐ og brønnkjemikalier er beregnet ut fra høyeste estimerte aktivitet for Åsgard inklusiv tie‐in felt de kommende år. Riggkjemikaliene er beregnet ut fra estimert riggdøgn. En sikkerhetsmargin på 50% er benyttet for beregning av bore‐, brønn og riggkjemikalie. Antall bore‐ og brønnoperasjoner er vist i Tabell 4.1. En oversikt over estimert årlig totalforbruk og utslipp av borekjemikalier er gitt i tabell 2 i vedlegg 1.

Tabell 4.1 Antall Bore‐ og brønnoperasjoner for høyaktivitets år på Åsgard og tie‐in feltene

Bore- og brønnoperasjoner Antall ved høyaktivitetsår

Boring av nye brønner* 5

Komplettering 5

Coil Tube operasjoner 10

LWI og Wireline operasjoner 9

Workover 5

P&A operasjoner** 7

Pumpejobber 15

* i tillegg vil det være boring av sidested av allerede eksisterende brønner

** gjelder P&A av produksjons, ‐injeksjons‐ og letebrønner

En stor andel av kjemikalier som går til utslipp er PLONOR‐kjemikalier (Chemicals known to Pose Little Or No Risk to the environment). Dette er kjemikalier som er vannløselige, bionedbrytbare, ikke‐akkumulerende og/eller uorganiske, naturlig forekommende stoffer med minimal eller ingen miljøskadelig effekt. Kjemikalier med grønn miljøklassifisering er valgt med grunnlag i at de regnes som de mest miljøvennlige produktene. En beskrivelse av kjemikalier med svart, rød og gul og gul Y2 miljøklassifisering er gitt i etterfølgende kapitler.

(21)

Dok. nr.

Tabell 4.2 viser den totale stoff mengden det søkes om for hver fargekategori. Tallene er avrundet i forhold til tabell 1 i vedlegg 1. Y‐klassifisering av gule kjemikalier er vist i kapittel 3.1.4.

Tabell 4.2 Omsøkte årlige utslipps‐ og forbruksmengder av kjemikalier fordelt på bruksområde

Forbruk grønt

stoff (tonn)

Utslipp grønt

stoff (tonn)

Forbruk gult stoff

(tonn)

Utslipp gult stoff (tonn)

Forbruk rødt stoff (kg)

Utslipp rødt stoff (kg)

Forbruk svart stoff (kg)

Utslipp svart stoff (kg)

Bore‐ og brønnkjemikalier 31045 13572 6539 564 316356 0 0 0

Produksjonskjemikalier 5000 5000 276 230 2900 11 500 500

Rørledningskjemikalier 2000 2000 250 3,5 0 0 2,5 0

4.3.1 Omsøkte svarte kjemikalier

Det søkes om forbruk av kjemikalier i svart miljøkategori innen bruksområdene RFO aktiviteter, brønnbehandling, kjemikalier i lukkede systemer og sporstoff, samt forbruk og utslipp av trusterolje. Forbruk og utslipp av

kjemikalier med svart miljøklassifisering er summert i Tabell 4.3.

Tabell 4.3 Forbruk og utslipp av produkter med svart miljøklassifisering

Bruksområde Estimert årlig forbruk (kg) Estimert årlig utslipp (kg) Mengde produkt Svart stoff Svart stoff

Diesel 200 000 ‐

Kjemikalier i lukkede system 150 000 150 000 ‐

Loadway 150 EP* 3000 2250 500

Svart sporstoff 10 10 ‐

Statoil Marin Gassoil (Diesel)

Avgiftsfri Diesel benyttes i forbindelse med RFO aktiviteter og under brønnbehandling. I særs tilfeller kan også Diesel benyttes ved LWI operasjoner. Det vil ikke være utslipp til sjø av Diesel, da produktet tilbakeproduseres til produksjonsenhet. Avgiftsfri Diesel består av et lovpålagt fargestoff som viser svart miljøklassifisering. Andelen av svart komponent i produktet er 0,001%.

(22)

Dok. nr.

Kjemikalier i lukkede system

Det søkes om tillatelse til bruk av svarte kjemikalier i lukkede system med forbruk over 3000 kg/år per

installasjon. Statoil har gjort en vurdering av hvilke hydraulikkvæsker/oljer i lukkede system som omfattes av krav til økotoksikologisk dokumentasjon (HOCNF) i henhold til Aktivitetsforskriften § 62. Økotoksikologisk

dokumentasjon for de nevnte produkter i vedlegg 2 er registrert i NEMS Chemicals.

Forbruk av de omsøkte produktene er styrt av ulike behov og forbruket kan typisk være en funksjon av en eller flere av disse faktorene:

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

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

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

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

Utskiftning av kjemikalier i lukkede system vil vanskelig kunne forutses, og det vil være mulighet for flere større utskiftninger på innretningen i løpet av ett år. Avhending av kjemikalieproduktene ved utskifting gjøres ihht. plan for avfallsbehandling for den enkelte innretning og de spesifikke krav som er gitt for avfallsbehandling. Aktuell skjebne for utskiftede produktvolumer vil være avhengig av muligheter og tillatelser for den enkelte

innretning/det enkelte felt det opereres på.

De omsøkte produktene er innehold i lukkede systemer og vil ikke medføre utslipp til sjø. Ved årsrapportering vil Statoil levere informasjon om faktiske forbrukte mengder av navngitte produkter. Det jobbes for å finne mer miljøvennlige erstatninger av svarte kjemikalier.

Åsgard med tie‐in feltene har flere mobile innretninger inne på tidsavgrensede kontrakter. Disse innretningene kan operere på flere felt og for flere operatører i løpet av samme kalenderår. Produkter i vedlegg 2 søkes inn basert på produkter/volumer fra rigger som er inkludert i aktivitetsplanene på nåværende tidspunkt. I henhold til foreliggende aktivitetsplan vil det i snitt operere 3 flyttbare innretninger på feltet i løpet av et år. For at feltets rammetillatelse skal ha varighet ut over ett år, søkes det for flyttbare innretninger om tillatelse til forbruk av en mengde uspesifiserte kjemikalier i lukkede system. Det er rimelig å anta at rigger ut over de som står på

boreplanen pr i dag vil operere på feltet i årene fremover. Blant annet har Åsgard fått tildelt en rigg som pr dags dato er under bygging. Det er ikke mulig å forutsi hvilke svarte produkter i lukkede systemer disse riggene vil benytte i fremtiden. Mengdene som søkes inn for uspesifisert rigg er basert på mengdene som er oppgitt fra Transocean Spitsbergen da dette er en ny rigg med store hydrauliske systemer, noe som kjennetegner fremtidige rigger.

Det søkes dermed om en samlet mengde kjemikalier i svart miljøkategori tilknyttet lukkede systemer i tillegg til de spesifiserte produktene gitt i vedlegg 2. Disse kjemikaliene er satt til å være 100 % svarte ettersom det ikke er tilknyttet enkeltkjemikalier. Ved årsrapportering vil Statoil levere informasjon om faktisk forbrukte mengder av navngitte produkter.

(23)

Dok. nr.

Loadway EP 150

Loadway EP 150 er en hylstetningsolje som brukes på thrusterne på Åsgard. System for hylstetningsoljer har tidligere vært ansett som et lukket system, men har nå vist seg å gi utslipp til sjø ved Åsgard A. Utslippet er i følge leverandøren som forventet og må derfor anses som et operasjonelt utslipp. Det finnes et mer miljøvennlig alternativ, Castrol Biostat 150, som er tatt i bruk på Glitne og skal tas i bruk på Njord. I følge leverandør er det tekniske grunner til at den mer miljøvennlige oljen ikke kan tas i bruk på tetningsoljesystemet på thrusterne på Åsgard A. Den alternative oljen vil være aggressiv mot pakningsmaterialet når oljen blandes med vann, noe som vil ødelegge tetningsringene.

Utslipp til sjø er 1‐2 liter pr. døgn. Det er iverksatt en del risikoforebyggende tiltak for å redusere utslippet av Loadway EP 150. Thrusteren brukes når operasjonelle forhold tilsier det, men parkeres når det ikke er nødvendig å bruke samtlige thrustere. Thrusteren som har en lekkasje er den neste som skal byttes, men utfra forventet lekkasje er det ingen garanti for at lekkasjen blir mindre ved et bytte.

Loadway 150 EP består av baseoljer og additiver. Baseoljene er dels røde (23%) og dels svarte (77%) grunnet kombinasjon av lav nedbrytbarhet og høyt bioakkumuleringspotensiale.

Oljesporstoff

I enkelte brønner er det ønskelig å plassere kjemiske sporstoff i forskjellige deler av brønnen. Dette for å overvåke vann‐ og oljeproduksjonen av de ulike seksjonene. Ved å analysere brønnfluidene som kommer opp, kan

sporstoffene identifiseres og gi informasjon om hva som strømmer inn. Informasjonen benyttes til å sette inn tiltak for optimalisering av produksjon.

Plassering av sporstoffene skjer som oftest fra flyterigg i forbindelse med boring og komplettering av brønnen.

Analysene skjer ved prøvetaking på produksjonsplattformen.

Det forventes at minst 80% av svarte sporstoff vil bli forbrent i forbindelse med opprensking av brønnen. De resterende sporstoffene vil følge brønnstrømmen tilbake til rigg, og vil over tid følge produksjonsstrømmen når brønnen settes i produksjon. Det vil dermed ikke være utslipp til sjø av oljesporstoff. Oljeløselige sporstoff har godkjent HOCNF og viser svart miljøklassifisering. Omsøkte mengder av oljesporstoff er vist Tabell 4.4.

Tabell 4.4 Omsøkte mengder oljesporstoff pr. år for Åsgard med tie‐in felt

Oljesporstoff Maks forbruk per brønn (kg) Maks forbruk per år (kg) RGTO-001 A-Z

2 10 RGTO-002 A-Z

RGTO-003 A-Z RGTO-004 A-Z RGTO-005 A-Z RGTO-008 A-Z RGTO-009 A-Z RGTO-0013 A-Z RGTO-0015 A-Z

(24)

Dok. nr.

4.4 Omsøkte røde kjemikalier

Det søkes om tillatelse til bruk av rødt stoff innen bruksområdene produksjonskjemikalier, subsea

hydraulikkvæsker, oljebasert borevæske, riggkjemikalier og sporstoff. Omsøkte mengder forbruk og utslipp av kjemikalier med rød miljøklassifiering er gitt i

Tabell 4.5. Røde kjemikalier i oljebasert mud er skilt ut fra de øvrige bore‐ og brønnkjemikaliene.

Tabell 4.5 Omsøkte mengder over forbruk og utslipp av kjemikalier i rød miljøkategori Bruksområde

Estimert årlig mengde forbruk (kg) Estimert årlig mengde utslipp (kg)

Mengde produkt (kg) Rødt stoff (kg) Mengde produkt (kg) Rødt stoff (kg)

Bore‐ og brønnkjemikalier 342 268 0 0

Oljebasert borevæske 316088 316088 0 0

Produksjonskjemikalier 105000 2900 95000 11

Rørledningskjemikalie 0 0 0 0

4.4.1 Begrunnelse for bruk av røde kjemikalier Produksjonskjemikalier

Forbruk og utslipp av røde kjemikalier er lavt på Åsgardfeltet. Det er imidlertid behov for røde kjemikalier innenfor områdene skumdemper, barrierefluid, hydraulikkolje og algehemmer.

Amerel 2000

Amerel 2000 er en skumdemper i aminanlegget på Åsgard B. Det er ikke identifisert noe alternativ til denne.

Kjemikalets miljøegenskap er klassifisert som rød grunnet lav biologisk nedbrytbarhet. Silikoner av denne typen er ikke biologisk nedbrytbare. Kjemikalet er biologisk inert og dermed ikke akutt giftig eller akkumulerende. Utslipp til sjø vil være minimalt siden kjemikaliet i all hovedsak vil følge oljefasen. Dersom kjemikalie slippes til sjø, vil det ikke volde akutt skade, men fortynnes og oppholde seg i det marine miljø i lang tid.

Irgatreat Cl740

Irgatreat Cl740 er en korrosjonshemmer/algehemmer som blir tilsatt vannet kontinuerlig inn på dampkjelen på Åsgard B for å hindre algevekst og korrosjon i systemet. Kjemikalie er vannbasert og lett vil blandes og fortynnes i marint miljø, men består av en liten andel rød polymer. Giftigheten av dette produktet er lav og det er ikke noe potensiale for bioakkumulering slik at utslipp ikke vil medføre hverken lang‐ eller korttidseffekter på resipienten.

Biologisk nedbrytbarhet i sjø vurderes imidlertid som sakte. Åsgard tar i bruk ny dampkjel i 2013 og leverandøren av denne dampkjelen har en garanti knyttet til bruk av dette kjemikaliet. Vi vil jobbe med substitusjon av dette kjemikaliet for å ha et alternativ når garantitiden er ute om 3 år.