1 Sammendrag 1
2 Innledning 2
2.1 Generelt om lisensen, målsetning med boringen og søknadens omfang 2
2.2 Forkortelser 4
3 Overordnet ramme for aktiviteten 5
3.1 Geografisk lokasjon 5
3.2 Havbunnsundersøkelser og sårbar bunnfauna 6
4 Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier 8
4.1 Sammendrag av omsøkte utslip til sjø 8
4.2 Boring, brønndesign og borekjemikalier 8
4.3 Sementeringskjemikalier 10
4.4 Brønntestkjemikalier 11
4.4.1 Begrunnelse av behov for brønntest 11
4.4.2 Vasketog/brønnopprensingskjemikalier 11
4.4.3 Testkjemikalier 11
4.5 Hjelpe-/riggkjemikalier 12
4.5.1 Riggvaskemiddel 12
4.5.2 BOP væske 12
4.5.3 Gjengefett 12
4.5.4 Kjemikalier i lukket system 13
4.5.5 Kjemikalier i brannvannsystemer 13
4.6 Beredskapskjemikalier 13
4.7 Andre forbruk og utslipp 14
4.7.1 Rensing og utslipp av oljeholdig vann 14
4.7.2 Sanitærvann og organisk kjøkkennavfall 14
5 Utslipp til luft 15
5.1 Utslipp til luft fra kraftgenerering 15
5.2 Utslipp til luft fra brønntesting 15
6 Avfallshåndtering 16
7 Miljøvurdering av planlagte utslipp 17
7.1 Borevæske og kaks 17
7.2 Sementeringskjemikalier 17
7.3 Riggspesifikke kjemikalier 17
7.4 Utslipp av oljeholdig vann 18
8.2 Inngangsdata for analysene 19
8.2.1 Lokasjon og tidsperiode 19
8.2.2 Egenskaper til oljen 20
8.2.3 Definerte fare- og ulykkessituasjoner 20
8.3 Naturressurser som er inkludert i miljørisikoanalysen 21
8.4 Drift og spredning av olje 23
8.5 Miljørisiko knyttet til aktiviteten 25
8.6 Beredskap mot akutt forurensning 26
8.6.1 Analyse av dimensjoneringsbehov 26
8.6.2 Beredskapsstrategi 27
8.6.3 Forslag til beredskap mot akutt forurensning 28
8.6.4 Systemer for å oppdage utslipp 28
9 Miljøforbedrende tiltak 29
9.1 Kjemikalier og substitusjon 29
9.2 Spillvann og slopvann 29
9.3 Utslipp til luft 29
9.4 Logistikk 29
10 Kontroll, måling og rapportering 30
11 Referanser 31
12 Vedlegg 32
12.1 Kjemikalietabeller 32
12.2 Oversikt over beredskapskjemikalier 37
2.2 Boreriggen Deepsea Stavanger ... 3
3.1 Lokalisering av letebrønn Svanefjell i Barentshavet ... 5
3.2 Bilde av havbunnen med stein og Geodia spp svamp... 7
3.3 Sedimentstasjoner og rekkefølge av prøvetaking; bilde av sediment... 7
4.1 Skjematisk oversikt over brønnen uten potensielle sidesteg. ... 9
8.1 Lokasjon til letebrønn 7221/12-1 i utvinningstillatelse PL 659 i midtre Barentshavet... 20
8.2 Forventede treff av oljemengder (≥ 5 % treff av > 1 tonn olje) i 10×10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønn 7221/12-1 i vår- og sommersesongen... 23
8.3 Forventede treff av oljemengder (≥ 5 % treff av > 1 tonn olje) i 10×10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 7221/12-1 i vår- og sommersesongen. ... 24
8.4 Lokasjon av eksempelområdene langs Norskekysten. Letebrønn 7221/12-1 Svanefjell er merket med gul stjerne. ... 24
8.5 Beregnet sesongvis miljørisiko for alle VØK-kategoriene lagt til grunn i analysen for letebrønn 7221/12-1 Svanefjell. Verdiene er oppgitt som prosent av Aker BPs operasjonsspesifikke akseptkriterier. ... 25
2.2 Forklaring av forkortelser ... 4
3.1 Havdyp og avstander fra Svanefjell ... 5
3.2 Koordinater for Svanefjell ... 5
3.3 Forekomst av svamp (dekningsgrad) [9] ... 6
4.1 Oversikt over omsøkte kjemikalier per bruksområde og fargekategori... 8
4.2 Oversikt over brønnseksjoner, planlagt borevæske, seksjonslengder og massebalanse for borevæske og kaks ... 10
4.3 HOCNF-pliktige kjemikalier i lukket system på Deepsea Stavanger... 13
5.1 Utslipp til luft fra kraftgenerering og brønntesting ... 15
8.1 Aker BPs operasjonsspesifikke akseptkriterier for forurensning, uttrykt som akseptabel grense for miljøskade innen gitte miljøskadekategorier ... 19
8.2 Inngangsdata og basisinformasjon for letebrønn 7221/12-1 ... 19
8.3 Rate- og varighetsfordeling med tilhørende sannsynligheter for overflate- og sjøbunnsutblåsning for letebrønn 7221/12-1 [19]. Fordeling overflate/sjøbunn er hentet fra Lloyd’s [18]. ... 21
8.4 Utvalgte VØKer sjøfugl for miljørisikoanalysen for letebrønn 7221/12-1 [22-24] ... 22
8.5 Beregnet systembehov for overflateutblåsning fra letebrønn 7221/12-1. Beregningene for barriere 1a er basert på den oljemengden som, basert på forvitringsegenskapene til Wisting Central råolje, tilflyter barrieren. For barriere 1b er det beregnet systembehov på samme måte, men gitt at barriere 1a er operativ. ... 26
8.6 Beregninger av responstider for oljevernfartøy til brønn 7221/12-1 i PL659 for OR- og slepefartøy 27 12.1 Oversikt over forbruk og utslipp av vannbasert borevæske... 33
12.2 Oversikt over forbruk og utslipp av sementkjemikalier ... 34
12.3 Oversikt over forbruk og utslipp fra brønntesting... 35
12.4 Oversikt over forbruk og utslipp av hjelpekjemikalier... 36
12.5 Oversikt over beredskapskjemikalier ... 37
1 Sammendrag
Aker BP søker om tillatelse til virksomhet i forbindelse med boring av en letebrønn i PL 659 i midtre del av Barentshavet ca. 170 km nord for Hammerfest. Brønn navnet er Svanefjell 7221/12-1, og den ligger om lag 93 km nord for ENIs Goliat-felt. Vanndypet i området er om lag 350 m.
Formålet med brønnen er å undersøke hydrokarbonpotensialet i sandstein av tris alder.
Brønnen er planlagt boret med et pilothull etterfulgat av tre seksjoner til et totalt dyp (MD) på ca. 554 m. Det skal benyttes sjøvann og bentonitt i pilothullet og i topphull-seksjonene uten installert stigerør og vannbasert borevæske i den nederste seksjonen. Brønnen vil bli permanent plugget og forlatt. Dersom man finner hydrokarboner vil det bli vurdert å gjennomføre en brønntest. Tidligste planlagte borestart er 15. mars 2018.
Søknaden omfatter utslipp av totalt 134 tonn gule kjemikalier og 1879 tonn grønne kjemikalier. Gul andel utgjør ca. 6,6 % av det totale planlagte utslippet til sjø. I tillegg er det planlagt med bruk av et rødt gjengefett på connector og et teoretisk utslipp av 6 kg av dette.
Aker BP har vurdert det totale utslippet av kjemikalier til å ha minimal påvirkning på det ytre miljø.
Kjemikaliene vil spres og fortynnes i vannsøylen, og vil være nedbrutt etter relativt kort tid. Ingen av kjemikaliene som vil gå til utslipp har bioakkumulerende egenskaper. Oppsummering av kjemikalier som inngår i søknaden fremgår av kapittel 4. En total oversikt over planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier er vist i tabellene i Vedlegg 12.1.
Total mengde generert borekaks er beregnet til ca. 778 m3, og dette vil bli sluppet til sjø.
Det er utført borestedsundersøkelse rundt lokasjonen i 2016. Havbunnen består av leire, sand, grus og noe grovere material samt større steiner. Ingen sårbar bunnfauna som koraller er observert. Noen svamper forekommer spredt som enkeltindivider.
Det er gjennomført en miljørettet risiko- og beredskapsanalyse for Svanefjell. Anbefalt
beredskapsløsning er 2 NOFO-system i barriere 1a og 1b (felt/hav) med krav til 9 timer responstid for første system og fullt utbygd barriere innen 24 timer (alle sesonger). NOFO disponerer 10
oljevernsystemer for kyst som er tilgjengelige innen 5 døgn.
Aker BP vurderer miljørisikoen ved boring av letebrønnen på Svanefjell til å være akseptabel.
1 of 37 1 Sammendrag
2 Innledning
2.1 Generelt om lisensen, målsetning med boringen og søknadens omfang
I henhold til norsk lovverk søker Aker BP om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven ved boring av letebrønnen Svanefjell. Svanefjell ligger i lisens PL 659, og brønnen er lokalisert 93 km nord for Goliatfeltet i midtre del av Barentshavet. Nærmeste sted på land er Hammerfest som ligger omlag 172 km sørover. Primært formål med letebrønnen er å påvise hydrokarboner i Svanefjell-prospektet, i sandstein av tris alder. Svanefjell-prospektet er definert av en 4-veis lukning med en mulig stratigrafisk komponent. Dersom en olje-vannkontakt ikke påvises i hovedbrønnen (7221/12-1), vil en nedflanks avgrensningsbrønn (7222/10-1) bli vurdert boret for å påvise en mulig olje-vannkontakt. For
avgrensningsbrønnen vil det bli sendt inn en separat søknad.
Utvinningstillatelse 659 ble tildelt 3.2.2012 (TFO2011), og en oversikt over lisenshaverne er vist i Tabell 2.1. Det foreligger ingen spesielle vilkår i tildelingslisensen som er relevant for søknaden [1].
Et områdekart for den planlagte brønnen sammen med andre referansebrønner er vist i Fig. 2.1. Aker BP (tidligere Det norske) gjennomførte i 2014 en leteboring i samme området, på Langlitinden.
Det er utført borestedsundersøkelse av Fugro sommeren 2016 [12]. Havbunnen bestod av leire, sand, grus og noe grovere material samt større steiner, som også beskrevet i kap. 3.2. Ingen sårbar bunnfauna som koraller ble observert. Spredt forekomst av enkelte svamp ble sett, og dette er nærmere beskrevet i kap. 3.2. Undersøkelsen har også vist at det er lav sannsynlighet for å påtreffe grunn gass der.
Selskap Andel (%)
Aker BP ASA 50,00
Petoro 30,00
Lundin 20,00
Tabell 2.1 Lisenshavere i PL 659
Brønnen vil bli boret med den halvt nedsenkbare 6. generasjons boreriggen Deepsea Stavanger, se Fig.
2.2. Riggen, som eies og opereres av Odfjell Drilling, ble bygget i 2010 og er klasset i DNV.
Denne søknaden er utarbeidet i henhold til aktivitetsforskriften, forurensningsloven med tilhørende forskrifter, HMS-forskriftene for petroleumsvirksomheten og Miljødirektoratet sine retningslinjer for søknad om tillatelse til virksomhet. Den omfatter:
• Forbruk og utslipp av kjemikalier. Omfatter borevæske, sementkjemikalier, brønntesting, riggspesifikke kjemikalier og kjemikalier i lukket system, samt slopbehandlings- og ROV- kjemikalier. Kapitlet omfatter også utboret kaks fra boring med vannbasert borevæske i topphullseksjonene.
• Utslipp til luft. Omfatter avgasser i forbindelse med kraftgenerering.
• Avfallshåndtering. Omfatter generelt avfall (næringsavfall), borerelatert avfall og eventuelt farlig avfall på Maersk Interceptor.
• Miljøvurdering av planlagte utslipp. Omfatter en overordnet vurdering av utslippene.
• Miljørisiko og beredskap (oljevern). Omfatter miljørisiko for natur- og miljøressurser og anbefalt beredskapsløsning og -krav.
• Miljøforbedrende tiltak. Omfatter oversikt over forbruks- og utslippsreduserende tiltak som er
2 of 37 2 Innledning
etablert om bord på Maersk Interceptor.
• Kontroll, måling og rapportering. Omfatter rutiner og verktøy for måling og rapportering av forbruk og utslipp.
Fig. 2.1 Kart som viser PL 659 med Svanefjell prospektet og andre referansebrønner.
Fig. 2.2 Boreriggen Deepsea Stavanger
3 of 37 2.1 Innledning
2.2 Forkortelser
ALARP As Low As Reasonably Practicable (så lavt som praktisk mulig) BAT Best Available Technology (beste tilgjengelige teknologi) BOP Blow-out Preventer (utblåsningsventil)
DNV GL Det Norske Veritas Germanischer Lloyd
DST Drillstem test
FPSO Floating, production, storage and offloading unit (innretning) Hi-Vis High Viscocity skimmer (for oljer med høy viskositet)
Hi-Wax High Wax skimmer (for oljer med høyt voksinnhold) HOCNF Harmonised Offshore Chemical Notification Format
IR Infrarød
IUA Interkommunale utvalg mot akutt forurensning
MD Measured Depth
MEG Monoetylenglykol
MIRA Metode for Miljørettet Risikoanalyse MSL Mean Sea Level (havoverflaten) NINA Norsk Institutt for Naturforskning
NOFO Norsk oljevernforening for operatørselskap NOV National Oilwell Varco
OBM Oil Based Mud (oljebasert borevæske)
OR-Scanner Systemer for oljeoppsamling, med DNV "Oil Recovery" klasse
OSCAR Oil Spill Contingency And Response Model (SINTEF oljedriftsimuleringsmodell P&A Plug and Abandon (permanent tilbakeplugging)
PL Produksjonslisens
PLONOR Pose Little or No Risk to the Marine Environment PPM Parts Per Million
RKB Rotary Kelly Bushing (referansedyp fra boredekk)
ROV Remotely Operated Underwater Vehicle (fjernstyrt undervannsfarkost) SVO Særlig verdifulle områder
TD Total Depth
THC Total Hydrocarbons
TVD Total Vertical Depth
WBM Water Based Mud (vannbasert borevæske) Tabell 2.2 Forklaring av forkortelser
4 of 37 2.1 Innledning
3 Overordnet ramme for aktiviteten
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 så langt mulig. Prinsippene for risikoreduksjon sier at risikoen for miljøskade deretter skal reduseres ytterligere så langt det er mulig.
Aker BPs miljøpolitikk er en del av det overordnede styringssystemet for selskapet. Viktigste miljømål er å unngå skade på miljøet gjennom å integrere hensynet til miljø i alle selskapets aktiviteter. For
boreaktivitetene er det også etablert operasjonsspesifikke akseptkriterier for miljørisiko knyttet til større oljeutslipp i samsvar med etablert praksis blant operatører på norsk sokkel. Slike større oljeutslipp er dimensjonerende hendelser som danner grunnlaget for analyse av behov for oljevernberedskap.
Letebrønnen Svanefjell er lokalisert i Barentshavet ca. 172 km nordvest for Hammerfest. Nærmeste produserende felt er Snøhvit, som ligger 68 km sør for Svanefjell. Andre installasjoner i nærheten er Goliat plattformen 93 km i sørlig retning. Havdyp og avstander fra Svanefjell er oppsummert i Tabell 3.1, og koordinatene for Svanefjell er vist i Tabell 3.2. Fig. 3.1 viser lokasjonen i et kartutsnitt.
3.1 Geografisk lokasjon
Lokalisering Havdyp og Avstander
Vanndyp 350 m
Avstand til land 172 km til Hammerfest, 193 km til Honningsvåg Nærmeste innretninger 68 km til Snøhvit, 93 km til Goliat
Avstand til nærmeste SVO 100 km til SVO kys Tabell 3.1 Havdyp og avstander fra Svanefjell
ED50 UTM Zone 34
Breddegrad 72º 08’ 18.679’’ N Nord/sørkoordinat 8 004 848.18 m Lengdegrad 21º 55’ 50.315’’ E Øst/vestkoordinat 531 860.03 m Tabell 3.2 Koordinater for Svanefjell
Fig. 3.1 Lokalisering av letebrønn Svanefjell i Barentshavet
5 of 37 3 Overordnet ramme for aktiviteten
3.2 Havbunnsundersøkelser og sårbar bunnfauna
Havbunnen i nærområdet av Svanefjell har vært undersøkt ved to tidligere leteboringer. Statoil har utført to kartlegginger i sammenheng med boring av Caurus i 2008 [2-4]. Det norske har utført en kartlegging i forkant av boring av Langlitinden i 2014 (Caurus ligger ca 6 km sørvest for Langlitinden).
Undersøkelsen ble gjennomført av Fugro [5], og resultatene er beskrevet i utslippssøknaden for
Langlitinden [6]. Kort oppsummert, så ble 4 transektlinjer rundt spudlokasjonen undersøkt, og i tillegg 2 transektlinjer ca 600 m nordøst for spudlokasjonen i et område hvor sonar/ekkolodd indikerte
forekomst av hardere bunnsubstrat. Resultatene fra undersøkelsen til Fugro samsvarer med det som ble funnet i den visuelle kartleggingen av DNV for Caurus-lokasjonen. Det er i all hovedsak mudder/fin sand, med spredte forekomster av stein (enkelte steinblokker). Det ble funnet sparsom og sporadiske forekomster av svamp, noe Geodia på bløtbunn og noen forekomster innen slekten Phakelia og Mycale som sitter fast på stein. Det ble funnet kun få steinblokker spredt her og der.
I tillegg til undersøkelsene av Fugro ble det gjennomført en studie av DNV av all foto- og
videodokumentasjonen som ble samlet inn [7]. DNV foretok en kvantifisering av forekomstene av svamp i henhold til NOROG sin veiledning [8]. Resultatene fra DNVs gjennomgang bekreftet
resultatene fra Fugros rapport om svært begrensede forekomster av svamp. Koraller ble ikke registrert.
Letebrønnen Svanefjell ligger ca 25 km vest for Langlitinden. Her ble det foretatt en
habitatsundersøkelse i 2016, også av Fugro [9]. I kartleggingen ble det brukt ROV for filming og fotografering av bunnfauna og arbeidet ble gjennomført etter standard metode [10]. I henhold til det euopeiske systemet for klassifisering av habitat (EUNIS) ble havbunnen beskrevet som bestående av leirholdig sediment med noe tilstedeværelse av grovere material som grus og stein (habitat kompleks nivå 3 = dypbhavsleire, A6.5). Et bilde av havbunnen er vist i Fig. 3.2.
Det ble utført tilsvarende kvantitativ analyse av bildemateriale som allerede gjort for Langlitinden, og etter samme NOROG veiledning. Resultatene er vist i Tabell 3.3. Forekomsten av svamp er lav, og ingen av de undersøkte områdene kan karakteriseres som svampansamlinger i henhold til OSPAR. Det ble ikke observert koraller og heller ikke sjøfjær.
Område Ingen forekomst / enkelte svamp (<1%)
Liten forekomst / få svamp (1-5%)
Vanlig forekomst (5-10%)
Høy forekomst (>10%)
Svanefjell 67,5% 32,5% 0% 0%
Tabell 3.3 Forekomst av svamp (dekningsgrad) [9]
Svanefjell inngikk i årets grunnlagsundersøkelse. Den endelige rapporten foreligger ikke, men toktrapporten viser til at stasjonsdypet på Svanefjellet varierte fra 350 til 351 m, og sedimentet ble hovedsakelig beskrevet som leire. Stasjonsplassering er vist i Fig. 3.3 hvor også sediment er avbildet.
Prøvetaking ble utført i henhold til programmet uten nevneverdige problemer [11].
6 of 37 3.2 Overordnet ramme for aktiviteten
Fig. 3.2 Bilde av havbunnen med stein og Geodia spp svamp
Fig. 3.3 Sedimentstasjoner og rekkefølge av prøvetaking; bilde av sediment.
7 of 37 3.2 Overordnet ramme for aktiviteten
4 Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier
4.1 Sammendrag av omsøkte utslip til sjø
For boring av Svanefjell vil utslipp til sjø bestå av:
• Bore- og brønnkjemikalier (vannbasert borevæske- og sementeringskjemikalier)
• Riggkjemikalier (hjelpekjemikalier som riggvaskemiddel, gjengefett, BOP væske)
• Kjemikalier relatert til potensiell brønntest
• Andre utslipp (drenasjevann, borekaks, sanitærvann og organisk kjøkkenavfall)
Riggen drives med kjemikalier i grønn, gul, rød og svart kategori. Kjemikalier i svart kategori benyttes i lukkede systemer og vil ikke gå til utslipp.
De kjemikaliene som er valgt for bruk er vurdert ut fra tekniske kriterier og HMS-egenskaper.
Kjemikaliene som er planlagt sluppet ut i forbindelse med boreoperasjonen er vurdert å ha miljømessig akseptable egenskaper i grønn eller gul kategori. Et gjengefett som inneholder stoff i rød kategori er påført connector som kobles til BOP. Det er ikke planlagt med utslipp av dette produktet, men siden connector vil være i kontakt med sjøvann er det konservativt satt opp et utslipp på 10 % av
forbruksmengden. Totalt omsøkt forbruk og utslipp av grønne, gule og røde kjemikalier per bruksområde er vist i Tabell 4.1.
Tabell 4.1 Oversikt over omsøkte kjemikalier per bruksområde og fargekategori.
Søknaden omfatter forbruk og utslipp av kjemikalier for boring av hovedbrønn, kjerneprøvetaking og brønntesting. Det vil bli tatt en fast kjerne uavhengig om det blir påvist hydrokarboner eller ikke. Det er planlagt å permanent plugge brønnen før den forlates. Varighet av operasjonen er estimert til opp mot 40 dager, og det inkluderer da boring og prøvetaking samt brønntesting. Tidligste planlagte borestart er 15. mars 2018.
4.2 Boring, brønndesign og borekjemikalier
Brønnen planlegges boret i følgende sekvens:
• 9 7/8'' pilot hull
• Bore 42'' x 36" seksjonen
• Sette 36" og 30'' lederør
• Bore 17 1/2" seksjonen
• Sette 20'' x 13 3/8" foringsrør
• Installere brønnhode og BOP
• Bore 8 1/2" seksjonen
• Utføre kjerneprøvetaking og datainnsamling (wireline logging) i brønnen inklusive en mulig brønntest
• Permanent plugging av brønnen.
8 of 37 4 Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier
Svanefjell er planlagt boret med bruk av sjøvann og bentonittpiller. Det bores først et pilothull og deretter topphullseksjonen. Lederør settes og neste seksjon bores før så neste lederør settes. Deretter installeres BOP på havbunnen, og den siste seksjonen bores. Boringen av siste seksjon gjennomføres med borevæskesystemet Performatrol, en vannbasert borevæske. Performatrol gir lavere risiko for
hullproblemer og sikrer hullstabilitet og inhibering av leire.
Utslipp av vann og bentonittpiller, tilsatt grønne og to gule borevæske-kjemikalier, samt kaks vil foregå på havbunnen i et begrenset geografisk område. Utslipp av kaks fra 8 1/2'' seksjonen vil være fra riggen.
Informasjon om forbruk og utslipp av borevæske er basert på beregninger av teoretiske volumer og erfaringsdata fra tidligere brønner. I beregningene tas det hensyn til at mengden borevæske blir større enn teoretisk beregnet, på grunn av forhold som:
• Borevæske tapes til formasjonen
• Vedheng på utboret kaks
• Slop med rester av borevæske etter sementjobber
• Utvasking av borehull
• Annet poretrykk i formasjonen enn prognosert
• Rester igjen etter lasting til/fra båt og fra lagringstanker på rigg
Oversikt over brønndesign er vist i Fig. 4.1, mens Tabell 4.2 gir en oversikt over brønnseksjoner, planlagt borevæske, seksjonslengder og massebalanse for borevæske og kaks.
Det er planlagt med et totalt forbruk av 1565 tonn kjemikalier og for utslipp av 1441 tonn. Utslippet består av 92 % grønne og 8 % gule kjemikalier. Ingen røde kjemikalier vil bli brukt.
Oversikt over planlagt forbruk og utslipp av vannbasert borevæske samt polymer sweeps er vist i Tabell 12.1 i Vedlegg 12.1.
Fig. 4.1 Skjematisk oversikt over brønnen uten potensielle sidesteg.
9 of 37 4.2 Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier
Hullseksjon /''
Dybde (MD) fra-til /m
Seksjonslengde /m
Type borevæske Utslipp borevæske / m3
Kaks / m3
Kaks / tonn
Kakshåndtering
9 7/8 374-570 196 Sjøvann med
polymer sweeps
56 5,5 15 Utslipp til
sjø, på havbunnen
36 374-428 54 Sjøvann med
polymer sweeps
193 48 135 Utslipp til
sjø, på havbunnen
17 1/2 428-570 142 Sjøvann med
polymer sweeps
92 17,2 48 Utslipp til
sjø, på havbunnen
8 1/2 570-732 162 Vannbasert
borevæske
137 17 47 Utslipp til
sjø, fra riggen
P&A 0 Vannbasert
borevæske
300 0 0 Utslipp til
sjø, på havbunnen
Totalt 554 778 87,7 245
Tabell 4.2 Oversikt over brønnseksjoner, planlagt borevæske, seksjonslengder og massebalanse for borevæske og kaks
Etter hver sementjobb spyles rørlinjer og sementutstyr, og vaskevannet med sementrester vil gå til utslipp. Estimert volum er 300 liter vaskevann per sementjobb. Doseringsutstyr installert på Deepsea Stavanger gjør at overskudd av sementblanding minimaliseres og dermed reduserer innholdet av
sementkjemikalier i vaskevannet som går til utslipp. Før sementering tilsettes en skillevæske (spacer) som gjør at borevæske og sement ikke blandes.
4.3 Sementeringskjemikalier
Det planlegges for følgende sementjobber:
• Sementere 36’’ x 30" lederør
• Sementere 20’’ x 13 3/8" foringsrør
• Permanent plugging av brønnen
Dersom det blir funn vil følgende operasjoner potensielt gjøres i tillegg:
• Sementere 7" foringsrør
På grunn av forventet utvasking i forbindelse med boring av topphullseksjonene, beregnes følgende mengder overskudd på forbruk av sement for sementering:
• Sementering av fóringsrør: 50 % av teoretisk ringromsvolum
• P&A: 30 % av teoretisk volum ved "åpent hull" plugger og 10 % for sementplugger i fóringsrør Estimert mengde forbruk av sementkjemikalier er 733 tonn og utslipp er 10 tonn, hvorav 98 % av utslippene er grønne kjemikalier. Øvrige kjemikalier er i gul kategori. Tabell 12.2 i Vedlegg 12.1 viser oversikten over planlagt forbruk og utslipp av sementkjemikalier med tilhørende miljøkategori.
10 of 37 4.2 Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier
4.4 Brønntestkjemikalier
Dersom det skulle bli funn på Svanefjell kan det bli aktuelt å gjennomføre en brønntest med avbrenning av brønnstrøm. Ved eventuell brønntest vil det bli kjørt og sementert 7" foringsrør.
Formålet med brønnen er å undersøke hydrokarbonpotensialet i en sandsteinsformasjon. Per i dag foreligger kun estimater på reservoaregenskaper, basert på seismiske undersøkelser, nærliggende brønner og antatt liknende reservoar. Det er ikke mulig å kartlegge tykkelsen og utstrekningen av det prognoserte reservoaret basert på seismiske data.
4.4.1 Begrunnelse av behov for brønntest
I senere år har det i mange brønner blitt kjørt såkalte mini-DST'er på kabel. Fordelen med slike tester er minimalt med utslipp og lite brenning av hydrokarboner på dekk. Imidlertid vil en slik mini-DST kun kartlegge en relativt begrenset del av området rundt brønnen (radius på 30-50 m), mens en fullskala DST vil kunne kartlegge flere 100 m inn i reservoaret, avhengig av reservoarkvaliteten. På Svanefjell vil det bli gjennomført en full DST.
Dersom brønntest gjennomføres vil man for å sikre renest mulig brønn før kjøring av testestreng, føre et skrapeverktøy ned. Dette sørger for at 7" forlengelsesrør er fri for sement og lignende. Deretter pumpes det ned et vasketog for å rense hullet tilstrekkelig. I dette vasketoget vil det bli benyttet overflateaktive kjemikalier og brine. Vasketoget vil gå i retur til riggen og videre til land for destruksjon.
4.4.2 Vasketog/brønnopprensingskjemikalier
Før kjøring av testestreng vil brønnvolumet som består av vannbasert borevæske og rester av vasketoget bli fortrengt til en saltoppløsning (natriumklorid). Etter brønntesten vil brønnvolumet bli fortrengt tilbake til vannbasert borevæske, og saltoppløsningen vil gå i retur til riggen. En del av blandingen (mellomfase mellom spacer og brine) vil gå som slop og sendes til land for destruksjon om ikke rensegraden på riggen oppnås. Det er estimert et utslipp av mellomfase på 20 %.
For å skape undertrykk i testestrengen i forhold til reservoartrykket før perforering, pumpes baseolje (gul kategori) inn i testestrengen og fortrenger saltoppløsningen som er i strengen. Baseolje vil bli forbrent sammen med brønnstrømmen. Baseolje som ikke blir forbrent vil bli sendt til land for destruksjon.
4.4.3 Testkjemikalier
Til brønnstrømmen kan det bli aktuelt å tilsette kjemikalier for å unngå prosessproblemer.
Dersom den produserte oljen blir vanskelig å håndtere i testanlegget vil skumdemper og/eller emulsjonsbryter bli benyttet.
Under brønntesten kan monoetylenglykol (MEG) bli injisert som hydratinhibitor. MEG vil bli injisert kontinuerlig, direkte i brønnstrømmen og vil bli samlet opp i en tank på riggen for ilandføring, eller gå sammen med brønnstrømmen til forbrenning. MEG vil også bli blandet med vann i forholdet 50/50 under trykktesting i forbindelse med klargjøring av testeutstyr og testestreng, dette for å redusere faren for hydratdannelse under selve brønntesten. Estimert mengde til forbrenning er 10 % av forbruket. Ved hydratdannelse kan det bli aktuelt å tilsette metanol. Den totale mengden metanol som forbrukes vil gå sammen med brønnstrømmen til forbrenning.
11 of 37 4.4 Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier
Ved oppstart av brønnstrømming går produsert væske gjennom en separator i testanlegget og blir deretter samlet opp i en tank. Den delen av væsken som er brennbar (hydrokarboner) brennes og den delen som består av en væskeblanding som ikke kan brennes samles opp og sendes til land for
destruksjon. Væsken som ikke brennes er typisk blanding mellom reservoarvæske og
saltvannsoppløsning. Totalt er det estimert med et forbruk av 473 tonn og utslipp av 421,5 tonn brønntestekjemikalier. Hva forbruket angår, så er dette satt sammen av 87 % grønne og 13 % gule kjemikalier. Utslippet består hovedsakelig av brine.
En oversikt over kjemikalier som er planlagt brukt er gitt i Tabell 12.3 i Vedlegg 12.1.
Odfjell har utarbeidet et riggspesifikt måleprogram hvor de tekniske systemene er beskrevet som
medfører utslipp til sjø og luft. Videre er en liste over de mest brukte kjemikaliene som går til utslipp til sjø satt opp med tilhørende utslippsfaktorer [13].
4.5 Hjelpe-/riggkjemikalier
Riggkjemikalier omfatter følgende funksjoner:
• Riggvaskemiddel
• BOP-væske
• Gjengefett (borestreng og fóringsrør)
• Kjemikalier i lukket system
• Brannskum
Totalt er det planlagt med forbruk av 9,2 tonn kjemikalier og utslipp av 9 tonn hvorav 82 % av utslippet utgjør kjemikalier i grønn kategori. Oversikt over estimert forbruk og utslipp er vist i Tabell 12.4 i Vedlegg 12.1.
For grovvask av dekk, gulvflater, olje- og fettholdig utstyr benyttes produktet Microsit Polar (gul
miljøkategori). Rengjøringskjemikalier er overflateaktive stoffer som har til hensikt å øke løseligheten av olje i vann. Estimert forbruk er ca. 3000 liter. Vaskevannet samles opp i lukket dren og renses før det går til utslipp. Utslipp til sjø er satt til lik forbruket.
4.5.1 Riggvaskemiddel
Erifon HD 603 HP (gul Y1) brukes ved aktivering av ventiler og systemer på BOP/sikkerhetsventil.
Væsken tilsettes frostvæske ved behov. Hovedsystemet testes i henhold til NORSOK standard D-010.
4.5.2 BOP væske
Gjengefett benyttes ved sammenkoblinger av borestreng for å beskytte gjengene. Valg av gjengefett er basert på tekniske egenskaper, helsemessige aspekter og miljøfare. Borestreng vil bli smurt med Jet-Lube NCS-30ECF (gul). Ved boring med vannbasert borevæske vil en del av gjengefettet bli sluppet ut til sjø sammen med borekaks. Utfra bransjestandard er utslipp til sjø av gjengefett estimert til 10 % av
forbruket.
4.5.3 Gjengefett
Gjengefett brukes også ved sammenkobling av brønnhode og BOP, det er påsmurt connector.
Leverandør av connector har spesifisert bruk av et produkt som er i rød miljøkategori, JetLube Alco
12 of 37 4.4.3 Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier
EP-73 Plus. Når connector monteres på brønnhode vil gjengefettet være eksponert for sjøvann, og det er derfor konservativt estimert et utslipp på 10 %. Når BOP så er satt, er connector ikke i kontakt med sjøvann lenger.
Med referanse til aktivitetsforskriften § 62 Økotoksikologisk testing av kjemikalier skal det foreligge HOCNF for kjemikalier i lukket system med forbruk på over 3 000 kg per innretning per år, inkludert første påfylling (systemvolum). Det er gjort en vurdering av riggens kjemikalier som dette kravet omfatter.
4.5.4 Kjemikalier i lukket system
Det er identifisert tre kjemikalier på Deepsea Stavanger med et årlig forbruk på over 3 000 kg. For operasjonen på Svanefjell vil forbruket være under 3 000 kg.
Forbruk av kjemikalier i lukket system er styrt av ulike behov og kan typisk være en funksjon av en eller flere av disse faktorene:
• Utskifting i henhold til et påkrevd intervall (eksempelvis utstyrspesifikke krav)
• Utskifting i henhold til målinger (oljeanalyser)
• Forebyggende vedlikehold
• Kritisk vedlikehold
Kjemikalieproduktene som benyttes i de lukkede systemene vil under normale omstendigheter ikke slippes ut. Avhending av disse produktene ved utskiftning gjøres i henhold til plan for avfallshåndtering og de spesifikke kravene som er gitt for avfallsbehandling. Tabell 4.3 viser estimert forbruk av
hydraulikkoljer i svart kategori.
Lukkede system Forbruk System Miljøkategori
Castrol HYSPIN AWH-M 46 2100 Hydraulikkolje Svart
Castrol HYSPIN AWH-M 32 2940 Hydraulikkolje Svart
Castrik Alpha SP 150 1440 Thrustere Svart
Tabell 4.3 HOCNF-pliktige kjemikalier i lukket system på Deepsea Stavanger
Kjemikalier i brannvannssystem er ikke søknadspliktige (ref. aktivitetsforskriften § 62), men det er krav til HOCNF. Det benyttes brannskum av typen RF-1 (rød kategori) på Deepsea Stavanger.
4.5.5 Kjemikalier i brannvannsystemer
Av sikkerhetsmessige årsaker kan beredskapskjemikalier komme til anvendelse i borevæsken, ved sementering og dersom det oppstår uventede situasjoner/spesielle problemer (ref. aktivitetsforskriften
§ 67). Slike situasjoner kan eksempelvis være ved fastsetting av borestreng, tap av sirkulasjon under boring eller ødelagte gjenger på borestreng eller foringsrør. Det er ikke planlagt for bruk av beredskapskjemikalier.
4.6 Beredskapskjemikalier
Beredskapskjemikaliene er vurdert og godkjent i henhold til interne krav og HOCNF er tilgjengelig i NEMS Chemicals. En oversikt over beredskapskjemikalier er vist i Tabell 12.5 i Vedlegg 12.2.
13 of 37 4.5.3 Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier
4.7 Andre forbruk og utslipp
4.7.1 Rensing og utslipp av oljeholdig vann
Deepsea Stavanger har to vannrenseanlegg, en maskinromsvannseparator som renser vann til < 15 mg/l før utslipp og returnerer vann utenfor spesifikasjon til oppsamlingstank. Oljefasen pumpes til
maskinroms oljeslamstank. Separatoren er designet for kontinuerlig strøm og separerer emulgert og ren olje. Det brukes ikke kjemikalier i enheten. Det er installert en online olje-i-vannmåler for kontinuerlig overvåking og styring.
I tillegg har Deepsea Stavanger et membranbasert system for rensing av slopvann og drenasjevann fra boredekk og dekkområder [13].
Vann fra sanitæranlegg vil bli renset og UV-behandlet før det blir sluppet til sjø. Organisk kjøkkenavfall vil bli kvernet og sluppet til sjø.
4.7.2 Sanitærvann og organisk kjøkkennavfall
14 of 37 4.7 Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier
5 Utslipp til luft
Utslipp til luft i forbindelse med boringen av Svanefjell letebrønn vil omfatte avgasser fra
kraftgenerering av dieseldrevne motorer og kjeler ombord. Det er planlagt at riggen skal posisjoneres dynamisk under boreoperasjonen.
Total operasjonstid er beregnet til ca. 40 dager inkludert eventuelle tilleggsoperasjoner som kjerneprøver, logging, og brønntest.
Det er benyttet Norsk Olje og Gass sine standardfaktorer for å estimere utslipp til luft. En oversikt over utslipp til luft er vist i Tabell 5.1.
Aktivitet CO2 (tonn)
NOX (tonn)
nmVOC (tonn)
CH4 (tonn)
SOX (tonn)
PAH (tonn)
PCB (tonn)
Kraftgenerering 6 505 10,9 10,3 0,0 2,1 0,0 0,0
Brønntest 2 844 4 3 0,1 0,0 0,0 0,0
Sum 9 349 14,5 13,1 0,1 2,1 0,0 0,0
Tabell 5.1 Utslipp til luft fra kraftgenerering og brønntesting
Deepsea Stavanger er utstyrt med dieselmotorer og kjeler. Disse fungerer også som nødgeneratorer. Når riggen ligger på dynamisk posisjonering, som den vil gjøre under operasjonen på Svanefjell, har den et estimert dieselforbruk på 60 m3/døgn (ca. 51 tonn/døgn). Tetthet til diesel er satt til 0,855 tonn/m3, og den diesel som leveres til riggen vil ha et lavt svovelinnhold (0,1 %). Det er beregnet et dieselforbruk på inntil 2052 tonn. Utslipp til luft er vist i Tabell 5.1 over.
5.1 Utslipp til luft fra kraftgenerering
Dersom det blir funnet hydrokarboner vil det bli vurdert å foreta en brønntest. Det vil bli benyttet brennerteknologi som maksimaliserer forbrenning og minimaliserer uforbrent nedfall. Estimert forbrent mengde er 24684 Sm3 naturgass og 650 Sm3 olje. Dette er basert på 12 timer opprenskning og 48 timer strømning.
5.2 Utslipp til luft fra brønntesting
I forbindelse med testen vil det bli forbrent inntil 17 m3 baseolje og inntil 20 m3 diesel til drift av anlegget. Disse volumene er inkludert i utslippsestimatene vist i Tabell 5.1.
Utslippsfaktorer anbefalt fra Norsk olje og gass er benyttet for utregning av avgasser i forbindelse med brønntest.
15 of 37 5 Utslipp til luft
6 Avfallshåndtering
Avfallshierarkiet vil bli fulgt, i prioritert rekkefølge blir reduksjon av avfallsmengde, gjenbruk, resirkulering, energigjenvinning og deponering strategien. Et system for avfallsbehandling er allerede implementert slik at maksimal gjenbruk og gjenvinning oppnås. Dette oppnås ved god planlegning av arbeidet ombord, ved reduksjon av innpakningsmateriale, ved god planlegging av kjemikaliebruk og ved å returnere overflødig materiale/kjemikalier til leverandøren.
Riggen sitt system for avfallshåndtering og avfallssortering vil være i overensstemmelse med retningslinjene utgitt av Norsk olje og gass, som regnes som bransjestandard.
For næringsavfall er det tilrettelagt for kildesortering ved utplassering av forskjellige containere ombord.
Ansvarlig for logistikk og basetjenester vil sørge for håndtering av avfall fra offshore til land og videre håndtering på land. Avfall fra byssa og generelt industrielt avfall vil bli sendt til et godkjent fyllplass.
Farlig avfall vil bli levert etter gjeldende regler til godkjent mottak.
Deklarering av farlig avfall skjer i henhold til avfallsforskriftens kapittel 11.
16 of 37 6 Avfallshåndtering
7 Miljøvurdering av planlagte utslipp
I henhold til aktivitetsforskriften § 64 er det utført en miljøvurdering av alle kjemikalier som skal brukes og/eller slippes ut, og det er gjort miljøvurderinger av alle planlagte utslipp. De største effektene kan forventes i nærområdet og representerer et begrenset areal. Med de kjemikalievalgene som er tatt, samt generelt høyt fokus på å redusere skadelige utslipp og tiltak som er beskrevet i denne søknaden, vurderer Aker BP at aktiviteten kan gjennomføres uten vesentlige negative konsekvenser på borestedet og
havområdet for øvrig.
Ved boring av topphullseksjonene vil sjøvann/bentonitt og borekaks slippes ut på havbunnen.
Nærbrønnsområdet vil bli dekket med kaks iblandet noen kjemikalier, i all hovedsak salt. Kaks fra den siste seksjonen (8 1/2'') vil bli sluppet ut fra riggen, og borekaks og annet tungt materiale vil spres og fordeles lokalt i området rundt borestedet avhengig av partikkelstørrelse, strømstyrke og strømretning, og vil sedimentere raskt. Sedimentering av borekaks på havbunnen vil kun ha påvirkning på
bunnfaunaen i et begrenset område nær brønnen, i en begrenset periode. Det er ikke påvist sårbar bunnfauna som koraller i området, og svamp forekommer stort sett som enkeltindivider og spredt.
7.1 Borevæske og kaks
Erfaringer fra tilsvarende utslipp ved boring med vannbasert borevæske har vist at det kun vil være en kortvarig og begrenset effekt på plankton og bunndyr, hvilket er bekreftet av de regionale
havbunnsundersøkelsene som er gjennomført på sokkelen. Alle kjemikaliene i utslippet fra boring av topphullseksjonene er i kategorien grønn og gul og er vurdert å ikke ha effekter på miljøet.
Alle sementkjemikalier som er planlagt benyttet er kategorisert som grønne eller gule.
7.2 Sementeringskjemikalier
Utslipp av sementeringskjemikalier vil forekomme ved utslipp av overskuddsement på sjøbunn fra foringsrør og lederør, samt fra noe vasking av sementutstyr.
Størsteparten av utslippet vil være til sjøbunn. Utslippet av sement med tilsetninger vil stivne langs bunnen rundt brønnhullet. Dette vil føre til en fysisk påvirkning av bunnforholdene, men herdet sement vil ikke ha toksiske effekter på bunnlevende organismer. Størsteparten av sementeringskjemikaliene er polymerer, som i liten grad vil kunne tas opp av biologiske organismer.
Sementeringskjemikaliene som slippes ut fra riggen som følge av rengjøring av sementenheten, vil synke til bunn. Grunnet det store dypet kan det forventes at disse spres over relativt store områder og ikke vil påvirke bunnlevende organismer i nevneverdig grad. Konsekvensene av et slikt utslipp vil være
neglisjerbare. Sementeringskjemikaliene vil slippes ut i flytende form, før det rekker å herde i
ledningene. Vannløselige fraksjoner i sementblandingen vil da lekke ut til omliggende vannmasser og raskt fortynnes av omkringliggende vann. Områder hvor det i en kort periode kan forekomme
påvirkning av marine organismer vil være svært begrenset.
Det benyttes et vannbasert gult riggvaskemiddel på Deepsea Stavanger. Alt vaskevann samles opp i lukket dren og vil bli renset før det går til utslipp. Mengden estimert til utslipp er lav og vil fordele seg i vannsøylen. Utslippet vil ha minimal miljøpåvirkning.
7.3 Riggspesifikke kjemikalier
17 of 37 7 Miljøvurdering av planlagte utslipp
Komponentene i gjengefett vil brytes ned over tid og er miljømessig akseptable i henhold til kriterier i aktivitetsforskriften. Gjengefett som følger med utslippene av kaks fra brønnhodet / topphullene vil ha mindre mengder fettfraksjoner som løses opp i sjøvann. Utslippet av gjengefett er lavt, og er vurdert å ha en neglisjerbar miljøpåvirkning.
Vannrensesystemet på riggen vil sørge for at oljeinnholdet i vannet som slippes ut ikke overstiger 15 mg/
l, noe som er godt under myndighetskravet på 30 mg/l. Oljeholdig vann som ikke lar seg rense til under 15 mg/l oljeinnhold, vil bli sendt til land for destruksjon.
7.4 Utslipp av oljeholdig vann
Utslipp av oljeholdig vann fra riggen vil være så lavt at det ikke vil ha påvirkning for organismer i vannsøylen.
18 of 37 7.3 Miljøvurdering av planlagte utslipp
8 Miljørisiko og beredskap
DNV GL har utført en miljørettet risikoanalyse og beredskapsanalyse for brønn 7221/12-1 Svanefjell i Barentshavet i tråd med styringsforskriften §§ 16-17. Miljørisikoanalysen er gjennomført ihht. MIRA metodikken med sesongvis oppløsning [15]. Beredskapsanalysen er gjennomført i henhold til NOROGs retningslinjer [16].
Aker BP har etablert akseptkriterier for miljørisiko som samsvarer med etablert praksis blant
operatørene på norsk sokkel. Prinsippet for etablering av akseptkriteriene er å sikre at sannsynligheten for en hendelse er så lav at hyppigheten av en hendelse i forhold til varigheten av miljøskadene skal være ubetydelig. Ubetydelig i denne sammenheng er satt til < 5 %. Akseptkriteriene er spesifisert i forhold til regioner, med fem felt innen regionen, to installasjoner per felt, og ti operasjoner per installasjon per år.
Miljøskadefrekvenser for ulike skadekategorier vurderes opp mot Aker BPs akseptkriterier for miljørisiko som er vist i Tabell 8.1.
8.1 Akseptkriterier
Miljøskade Varighet av skaden (restitusjonstid) Operasjonsspesifikke akseptkriterier
Mindre 1 mnd. – 1 år < 1 x 10-3
Moderat 1-3 år < 2,5 x 10-4
Betydelig 3-10 år < 1 x 10-4
Alvorlig >10 år < 2,5 x 10-5
Tabell 8.1 Aker BPs operasjonsspesifikke akseptkriterier for forurensning, uttrykt som akseptabel grense for miljøskade innen gitte miljøskadekategorier
Miljørisikonalysen er basert på inngangsdata gitt i Tabell 8.2, og letebrønnens lokasjon er vist i Figur 8.1.
8.2 Inngangsdata for analysene
8.2.1 Lokasjon og tidsperiode
Koordinater for modellerte scenarier Breddegrad: 72° 08`18,6318” N, Lengdegrad: 21° 55`50,2261” Ø
Vanndybde 345 meter
Avstand til nærmeste kystlinje Ca. 138 km (Ingøya, Måsøy kommune) Referanse oljetype Wisting Central olje (838 kg/m3)
Riggtype Deepsea Stavanger - Halvt nedsenkbar flyterigg
Utblåsningsrater Vektet rate overflate: 290 Sm3/døgn Vektet rate sjøbunn: 190 Sm3/døgn Vektet rate, sjøbunn: 5593 Sm3/døgn
Vektet varighet Overflateutblåsning: 9,8 dager
Sjøbunnsutblåsning: 10,2 dager
GOR (Sm3/Sm3) 106
Tid for boring av avlastningsbrønn 52 døgn
Aktivitet Leteboring
Type scenario Utblåsning (overflate/sjøbunn)
Tabell 8.2 Inngangsdata og basisinformasjon for letebrønn 7221/12-1
19 of 37 8 Miljørisiko og beredskap
Analysen er gjort som helårlig analyse. Letebrønn 7221/12-1 er planlagt med oppstart i mars/april 2018 med en varighet på inntil 40 dager for operasjonen.
Fig. 8.1 Lokasjon til letebrønn 7221/12-1 i utvinningstillatelse PL 659 i midtre Barentshavet
Både levetid til olje på sjø, grad av nedblanding i vannmassene og de tilhørende potensielle miljøeffektene vil avhenge av oljetype. Det samme gjelder egnetheten til og effekten av ulike typer oljevernberedskap (mekanisk og kjemisk bekjempelse). Det forventes å finne hydrokarboner i brønn 7221/12-1, og det er valgt å benytte Wisting Central råolje som olje i analysene for miljørisiko- og beredskap. Wisting Central råolje har egenskaper tilsvarende de man forventer for oljen i brønnen ved funn.
8.2.2 Egenskaper til oljen
Wisting Central oljen er kategorisert som en naftenisk råolje med middels tetthet (838 kg/m3) og lavt asfalten- (0,05 vekt %) og voksinnhold (0,72 vekt %), sammenliknet med andre norske råoljer. En høy initiell fordampning fører til økning i asfalten- og voksinnholdet, og det bidrar til en stabil vann i olje emulsjon. Wisting Central danner lavviskøse emulsjoner med relativt sakte vannopptak og med et lavt maksimum vanninnhold på 60 % [17].
Definert fare- og ulykkeshendelse for miljørisikoanalysen er en utblåsning fra innretningen.
Sannsynligheten for en utblåsning fra aktiviteten er estimert til å være 1,42 x 10-4 [18].
8.2.3 Definerte fare- og ulykkessituasjoner
For 7221/12-1 er det gjennomført en utblåsningsstudie med risikovurdering av oljeutblåsning fra brønnen. Det er beregnet mulige utblåsningsrater og –varigheter med tilhørende
sannsynlighetsfordeling [19]. Utblåsningsratene er spesifikke for brønn 7221/12-1. Det er antatt 52 dagers varighet for å bore en avlastningsbrønn [19].
20 of 37 8.2.1 Miljørisiko og beredskap
Rate-/varighetsmatrisen som er lagt til grunn for oljedriftsmodelleringen og miljørisikoanalysen for letebrønn 7221/12-1 er presentert i Tabell 8.3. Utblåsningsstudien fra AddEnergy [19] er basis for matrisen, men flere av ratene er vektet sammen for å få en mer komprimert matrise for modelleringen.
Vektet varighet for overflateutblåsning er 9,8 døgn, mens tilsvarende verdi for sjøbunnsutblåsning er 10,2 døgn. Vektet rate for overflateutblåsning er 290 Sm3/døgn, og 190 Sm3/døgn for
sjøbunnsutblåsning. For modellering av sjøbunnsutblåsning benyttes ulik utslippsdiameter for utblåsning gjennom åpent hull (open) versus delvis åpent hull (restricted), i henhold til Best Practice oppsett av OSCAR [20]. Ratene representert ved de respektive utslippsdiameterene er oppgitt i tabellen som henholdsvis R (restricted) og O (open).
Utblåsnings -lokasjon
Fordeling overflate/
sjøbunn Rate Sm3/d
Open (O)/
Restricted (R)
Varigheter (dg) og sannsynlighetsfordeling
Sannsynlighet for raten
2 5 15 35 52
Overflate 20 % 142 - 52,1% 18,7% 17,3% 6,0% 6,0% 3,6 %
672 - 92,8 %
1648 - 3,6 %
Sjøbunn 80 % 115 O 50,14% 18,9% 18,3% 6,5% 6,1% 3,6 %
442 O 25,2 %
443 R 67,5 %
976 O 3,6 %
Tabell 8.3 Rate- og varighetsfordeling med tilhørende sannsynligheter for overflate- og sjøbunnsutblåsning for letebrønn 7221/12-1 [19]. Fordeling overflate/sjøbunn er hentet fra Lloyd’s [18].
Tabell 8.4 viser oversikt over arter og habitater som er vurdert i miljørisikoanalysen. Fordeling av bestander av ulike arter er presentert i miljørisikoanalysen [21]. Det er benyttet de mest oppdaterte datasettene for region Barentshavet. Datasettene for pelagiske sjøfugl er fra [22] og for kystnære sjøfugl fra [23]. Det nye datasettet for kystnære sjøfugl fra Seapop inneholder både nasjonale data og regionale data.
8.3 Naturressurser som er inkludert i miljørisikoanalysen
Modellering av tapsandel av fiskeegg og larver gitt en utblåsning fra 7221/12-1 er utført for torsk og sild, og viser ingen sannsynlighet for tapsandelen over 0,5% i noen av sesongene. Mulige konsekvenser anses derfor som neglisjerbare, og fisk er derfor ikke med videre i miljørisikoberegningene [21].
21 of 37 8.2.3 Miljørisiko og beredskap
Navn Latinsk navn Rødlista Tilhørighet
Alke Alca torda EN Pelagisk sjøfugl – datasett Barentshavet
AlkekongeAlle alle -
Fiskemåke Larus canus NT Gråmåke Larus argentatus LC Havhest Fulmarus glacialis EN Havsule Morus bassanus LC Krykkje Rissa tridactyla EN
Lomvi Uria aalge CR
Lunde Fratercula arctica VU PolarlomviUria lomvia EN Polarmåke Larus hyperboreus - Svartbak Larus marinus LC
Alke Alca torda EN Kystnær sjøfugl– datasett Barentshavet (Datasett både regionalt og nasjonalt)
Fiskemåke Larus canus NT Gråmåke Larus argentatus LC Havhest Fulmarus glacialis EN Havsule Morus bassanus LC
Islom Gavia immer -
Krykkje Rissa tridactyla EN
Lomvi Uria aalge CR
Lunde Fratercula arctica VU MakrellterneSterna hirundo EN PolarlomviUria lomvia EN Polarmåke Larus hyperboreus - PraktærfuglSomateria spectabilis - RødnebbterneSterna paradisaea LC Siland Mergus serrator LC Sildemåke Larus fuscus LC Smålom Gavia stellata LC Storjo Stercorarius skua LC Storskarv Phalacrocorax carbo LC Svartbak Larus marinus LC
Teist Cepphus grylle VU
Toppskarv Phalacrocorax aristotelis
LC Ærfugl Somateria molissima NT
Havert Halichoerus grypus LC Marine pattedyr SteinkobbePhoca vitulina LC
Oter Lutra lutra VU
Torsk Gadus morhua LC Fisk
Sild Clupea harengus LC
Strandhabitat- - Strand
Tabell 8.4 Utvalgte VØKer sjøfugl for miljørisikoanalysen for letebrønn 7221/12-1 [22-24]
NT – Nær Truet, EN – Sterkt Truet, CR – Kritisk Truet, VU – Sårbar, LC – Livskraftig
22 of 37 8.3 Miljørisiko og beredskap
8.4 Drift og spredning av olje
Det er gjennomført spredningsmodellering av akutte oljeutslipp med bruk av SINTEFs OSCAR modell.
Dette er en tredimensjonal oljedriftsmodell som beregner oljemengde på havoverflaten, strandet og sedimentert olje, samt olje nedblandet i vannsøylen. Modellen tar hensyn til oljens egenskaper,
forvitringsmekanismer og meteorologiske data og brukes til å gi en statistisk oversikt over hvor oljen kan forventes å spres.
Forventet treff av oljemengder (≥ 5 % treff av tonn olje (sannsynlighet for treff x mengde olje gitt treff)) for høst- og vintersesongen er vist i Figur 8.2 for overflateutblåsning og i Figur 8.3 for
sjøbunnsutblåsning. Figurene viser også 5 % og 50 % treffsannsynlighet for olje (influensområde).
Resultatene viser at oljen i stor grad fordeles rundt utblåsningspunktet i sentrale deler av Barentshavet, men at oljen trekkes nordover og østover med strømmen uavhengig av sesong. Forventet treff av oljemengder er tilsvarende gitt en sjøbunn- enn en overflateutblåsning.
Det er ingen landruter som har ≥5 % sannsynlighet for stranding av mer enn 1 tonn olje per 10 × 10 km ruter i noen av sesongene hverken gitt en overflate- eller en sjøbunnsutblåsning fra brønnen.
Korteste ankomsttid til land og største strandingsmengder av emulsjon (95-persentil) gir 4 tonn
oljeemulsjon langs kystlinjen og korteste drivtid er 33,1 døgn, i hhv. sommersesongen og vintersesongen.
95-persentil av scenariene gir ingen treff i noen de definerte eksempelområdene langs Finnmarkskysten eller på Bjørnøya. Lokasjon av eksempelområdene er gitt i Figur 8.4.
Gjennomsnittlige konsentrasjoner av THC nedblandet i vannsøylen gitt en overflate- eller sjøbunnsutblåsning gir kun THC konsentrasjoner mindre enn 50 ppb. 58 ppb regnes som nedre effektgrense for skade på fiskeegg og – larver.
Fig. 8.2 Forventede treff av oljemengder (≥ 5 % treff av > 1 tonn olje) i 10×10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønn 7221/12-1 i vår- og sommersesongen.
23 of 37 8.3 Miljørisiko og beredskap
Fig. 8.3 Forventede treff av oljemengder (≥ 5 % treff av > 1 tonn olje) i 10×10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 7221/12-1 i vår- og sommersesongen.
Fig. 8.4 Lokasjon av eksempelområdene langs Norskekysten. Letebrønn 7221/12-1 Svanefjell er merket med gul stjerne.
24 of 37 8.4 Miljørisiko og beredskap
8.5 Miljørisiko knyttet til aktiviteten
Miljørisikoanalysen indikerer at risikoen tilknyttet den planlagte boreaktiviteten av 7221/12-1 vil være høyest for pelagisk sjøfugl. Høyeste utslag i miljørisiko for 7221/12-1 utgjør 5 % av akseptkriteriet for moderat miljøskade for lunde i høstsesongen (se Figur 8.5). Det høyeste risikonivået for kystnær sjøfugl, marine pattedyr og strandhabitat er ≤1 %.
Brønn 7221/12-1 har planlagt oppstart i april, og det vil derfor være vårsesongen (avhengig av boreoperasjonenes varighet) som vil være aktuell i forhold til miljørisiko. For denne sesongen er det fortsatt pelagisk sjøfugl som er dimensjonerende for risikonivået, og høyeste utslag er beregnet for alke og lunde med 3 % av akseptkriteriet for Moderat miljøskade. Det høyeste risikonivået for kystnær sjøfugl, marine pattedyr og strandhabitat er ≤1 % i vårsesongen.
Det ble også beregnet bestandstap på lysloggerdata for lomvi. Gitt en utblåsning fra brønn 7221/12-1 vil Hjelmsøya være den kolonien som vil bli mest berørt med inntil 23 % sannsynlighet for bestandstap i moderat miljøskade (1- 3 års restitusjonstid for kolonien), og inntil 2 % sannsynlighet for bestandstap i betydelig miljøskade (3-10 års restitusjonstid for kolonien), alle i høstsesongen. Det foreligger ikke lysloggerdata for vårsesongen.
Fig. 8.5 Beregnet sesongvis miljørisiko for alle VØK-kategoriene lagt til grunn i analysen for letebrønn 7221/12-1 Svanefjell. Verdiene er oppgitt som prosent av Aker BPs
operasjonsspesifikke akseptkriterier.
Analysen viser at risikoen knyttet til boring av 7221/12-1 ligger innenfor Aker BPs akseptkriterier.
Miljøsårbarheten er liten for dette området.
25 of 37 8.5 Miljørisiko og beredskap
Dimensjoneringen av oljevernberedskapen gjøres basert på de mengder olje/emulsjon som kan forventes ved en eventuell utblåsning som følge av beregnede utslippsrater for olje, og de ulike
forvitringsprosessene som påvirker den. Bekjempelsesfasen i en oljevernaksjon vil kunne bestå av ulike tiltak, hvor de vanligste er mekanisk opptak og kjemisk dispergering. Dimensjoneringen av beredskapen skal følge NOFOs og NOROGs anbefalte retningslinjer [16].
8.6 Beredskap mot akutt forurensning
Det vil bli utarbeidet en spesifikk oljevernberedskapsplan for brønnen før borestart.
Det er gjennomført en beredskapsanalyse for boreoperasjonen [21]. Dimensjonerende hendelse er et overflateutslipp på 290 Sm3 olje/døgn, med en varighet på 9,8 dager. Hendelsen er beregnet fra vektet rate og vektet varighet. Ut fra oljens forvitringsegenskaper [17], vær- og vindforhold i de ulike årstidene, og krav til oljevernfartøy på norsk sokkel er det beregnet et beredskapsbehov som vist i Tabell 8.5.
8.6.1 Analyse av dimensjoneringsbehov
Det er i analysen benyttet tradisjonelt opptaksutstyr (2400 Sm3/døgn) da oljens viskositet ikke overskrider øvre grense (15 000 cP) for effektiv oljeoppsamling før etter flere døgn på sjø.
Parameter Vår Sommer Høst Vinter
Vektet utblåsningsrate (Sm3/d) 290 290 290 290
Fordampning etter 2 timer på sjø 28 % 25 % 28 % 28 %
Nedblanding etter 2 timer på sjø 27 % 2 % 27 % 27 %
Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 131 212 131 131
Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 35 % 12 % 35 % 35 %
Viskositet etter 2 timer på sjø (cP) 306 93 306 306
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1a (Sm3/d) 201 241 201 201
Opptakskapasitet (Sm3/d) 2400 2400 2400 2400
Behov for NOFO-systemer i barriere 1a 0,1 (1) 0,1 (1) 0,1 (1) 0,1 (1)
Effektivitet av barriere 1a 57 % 70 % 48 % 35 %
Olje ut av barriere 1a 56 63 68 85
Fordampning etter 12 t (%) 31 % 30 % 31 % 31 %
Nedblanding etter 12 t (%) 49 % 6 % 49 % 49 %
Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) 58 % 38 % 58 % 58 %
Viskositet etter 12 timer på sjø (cP) 1430 393 1430 1430
Olje inn i barriere 1b 42 57 51 64
Opptakskapasitet (Sm3/d) 2400 2400 2400 2400
Emulsjonsmengde til barriere 1b (Sm3/d) 101 92 121 152
Behov for NOFO-systemer i barriere 1b 0,04 (1) 0,04 (1) 0,1 (1) 0,1 (1)
Effektivitet av barriere 1a+1b 69 % 81 % 60 % 46 %
Totalt systembehov barriere 1a og 1b 2 2 2 2
Tabell 8.5 Beregnet systembehov for overflateutblåsning fra letebrønn 7221/12-1. Beregningene for barriere 1a er basert på den oljemengden som, basert på forvitringsegenskapene til Wisting Central råolje, tilflyter barrieren. For barriere 1b er det beregnet systembehov på samme måte, men gitt at barriere 1a er operativ.
26 of 37 8.5 Miljørisiko og beredskap
For en overflateutblåsning er behovet beregnet til ett NOFO-system i barriere 1a og ett NOFO system i barriere 1b, totalt to NOFO-system i alle fire sesonger.
NOFO-systemene skal mobiliseres raskest mulig og senest innen minste drivtid til land eller til sårbare miljøressurser. Beredskapsanalysen viser at to NOFO-systemer, med slepebåter, kan være operative innen 24 timer (Tabell 8.6). Dette er den raskest mulige løsningen med systemer innenfor planforutsetningene.
For å øke robustheten i beredskapsoppsettet er det listet opp 6 systemer som alle møter kravet om fullt utbygd barriere innen korteste drivtid til land (33,1 døgn). Systemet fra Goliat vil ha anledning til å starte opp med Daughter Craft som slepefartøy for en begrenset periode for deretter å bli avløst av RS fartøy. NOFO vil deretter erstatte RS fartøy med fartøy fra egen pool av oljevernfartøy for sleping så fort som mulig.
System Seilingstid (t)
Tids- tillegg (t)1)
Samlet responstid NOFO-fartøy (t)
Slepefartøy Samlet responstid Slepefartøy (t)
Total responstid for komplett system (t)
Goliat 3,6 4 9 Sørvær
(Sørøya)
8 9
Hammerfest S1
6,9 10 18 NOFO
pool
24 24
Hammerfest S2
6,9 30 38 NOFO
pool
24 38
Haltenbanken 31,1 6 39 NOFO
pool
24 39
Sandnessjøen S1
29,9 20 51 NOFO
pool
24 51
Kristiansund S1
45,0 10 56 NOFO
pool
24 56
Tabell 8.6 Beregninger av responstider for oljevernfartøy til brønn 7221/12-1 i PL659 for OR- og slepefartøy
1. Spesifikk mobiliseringstid for områdefartøy og basefartøy inkluderer mobiliseringstid for NOFO (1 time), frigivelsestid fra operatør (2-6 timer), mobilisering fra base (10-30 timer) og tid for utsetting av lense (1 time).
Hovedstrategi for bekjempelse av et eventuelt oljeutslipp fra brønn 7221/12-1 er mekanisk opptak. Dette er en letebrønn og oljetypens egenskaper er ukjent, men det forventes en oljetype som er lik Wisting Central oljen.
8.6.2 Beredskapsstrategi
Wisting Central olje har et svært godt potensiale for bruk av kjemisk dispergeringsmidler. Ved
sommertemperatur og 5 m/s vindstyrke vil oljen være dispergerbar i 5 døgn etter at oljen kommer på sjø.
Også ved vindstyrke 15 m/s vil Wisting Central olje være dispergerbar 4 døgn etter at oljen kommer på sjø, og med redusert dispergerbarhet etter det. Ved vintertemperatur er oljen dispergerbar i 5 døgn for vindstyrker opp til 10 m/s, og en noe redusert dispergerbarhet etter 3 døgn på sjø med vindstyrke på 15 m/s [17].
Gitt en vedvarende oljevernaksjon vil bruk av dispergering vurderes ved en eventuell hendelse. Det gjøres da en avveining i forhold til konfliktpotensial med miljøressurser i området (faktisk påvist fugl samt kunnskap om fiskeutbredelse og gyting).
27 of 37 8.6.1 Miljørisiko og beredskap
8.6.3 Forslag til beredskap mot akutt forurensning
Basert på anbefalinger i beredskapsanalysen er Aker BPs foreslåtte havgående beredskap som vist under:
• Første system innen 9 timer
• Tredje system (og fullt utbygd barriere) innen 24 timer.
Akutt forurensning skal detekteres raskest mulig og senest innen 3 timer. Kravet ivaretas av oljedetekterende systemer på beredskapsfartøyet og implementerte rutiner om bord.
Kystnære systemer og strandrensesystemer skal innen 33,1 døgn være i stand til å håndtere 0,1 tonn emulsjon/døgn (vår). Ytterligere detaljering av systemer og ressurser vil fremgå av oljevernplanen som ferdigstilles før oppstart.
System for deteksjon av utslipp vil være basert på visuell overvåking fra rigg, båter og helikoptre.
8.6.4 Systemer for å oppdage utslipp
Boreriggen har dobbelt sett med overvåkningssensorer på volumkontroll av borevæsken. Dette overvåkes kontinuerlig av to uavhengige personer. Dersom man har indikasjoner på avvik i volumkontrollen settes ROV på sjøen for å sjekke om det er lekkasjer.
Når det gjelder en utblåsning vil den være enten gjennom borestreng, ringrom eller åpent hull. Et eventuelt brønnkontrollproblem vil være oppdaget lenge før oljen eventuelt kommer på sjøen gjennom riggens overvåkningssensorer (med back-up av boreslamloggingssystemene).
Følgende hjelpemidler vil bli vurdert gjort tilgjengelig:
• Satelittovervåkning NOFO vil varsle Aker BP om potensiell oljeutslipp
• OSD radar eller IR kamera på standby båt
• Visuell observasjon fra riggen – i dagslys
• Visuell observasjon fra stand-by båten – i dagslys
• Visuell observasjon fra forsyningsbåter
• Visuell observasjon fra helikoptertrafikk
28 of 37 8.6.3 Miljørisiko og beredskap
9 Miljøforbedrende tiltak
Under planlegging av letebrønnen på Svanefjell er det lagt vekt på risikoreduserende og utslippsreduserende tiltak. Aker BP vil spesielt tilstrebe å minimere miljøfarlige utslipp.
Odfjell sitt miljøstyringssystem er sertifisert i henhold til ISO 14001 standarden.
Wintershall gjennomførte i 2016 en tett rigg verifikasjon i forbindelse med inntak av riggen [14]. Alle funnene som ble gjort ble registrert i Odfjell sitt Synergi, og de er fulgt opp og aksjoner er lukket.
Det er kun planlagt bruk av mindre mengder av et rødt kjemikalie som hovedsakelig ikke vil gå til utslipp, men som i en kort periode vil være eksponert mot sjøvann. Aker BP har en dialog med boreriggen om mulig bytte av produktet til et mer miljøvennlig alternativ.
9.1 Kjemikalier og substitusjon
Vannbaserte borevæsker og sementeringskjemikalier består utelukkende av grønne og gule kjemikalier.
Det benyttes svart hydraulikkolje i lukkede systemer som ikke går til utslipp.
Det er installert renseanlegg for spillvann på Deepsea Stavanger for å redusere transport av spillvann til land for behandling. Renset spillvann blir analysert for oljeinnhold, som må være under 15 mg/l, før det går til utslipp. Dersom man ikke oppnår tilstrekkelig rensegrad ombord på riggen, vil spillvann bli sendt til land for videre behandling.
9.2 Spillvann og slopvann
Riggen har ingen åpne dreneringspunkter. Det opereres to separate lukkede dreneringssystemer, fra dekksområder og fra boreområder. Alle områder på riggen har dryppkanter og dreneringspunkter med oppsamling. Brensel, baseolje og smøreoljetanker har dryppkanter som kan håndtere et fullt volum og har overføringsmuligheter for å sikre forurensningsfri håndtering av eventuelt oppsamlet volum.
Det benyttes lavsvovelholdig diesel. Dieselen som skal leveres til Deepsea Atlantic vil ha et svovelinnhold på inntil 0.05 % mot standard marin diesel som har 0.14 %.
9.3 Utslipp til luft
Brønntest vil kun gjennomføres dersom det er funn og ikke gass kappe over oljen. En brønntest vil potensielt kunne spare en mulig avgrensingsbrønn ved et funn.
Ved valg av forsyningsfartøy er klassenotasjon «Clean Design» fra DNV vektet positivt. Dette innebærer reduksjon i utslipp til luft og sjø, og redusert fare for skader på skrog. Base er valgt med bakgrunn i totalleveranse. Det vil legges vekt på korteste avstand til land for å redusere utslipp til luft og sjø i forbindelse med båt- og helikoptertrafikk til og fra lokasjonen.
9.4 Logistikk
29 of 37 9 Miljøforbedrende tiltak
10 Kontroll, måling og rapportering
All rapportering av forbruk og utslipp av kjemikalier i forbindelse med leteboringen på Svanefjell vil bli gjort i henhold til myndighetskrav og interne retningslinjer. De samme krav vil også gjelde for
leverandører som leverer tjenester i forbindelse ved boring av brønnene. Rapportering av borevæske, sementkjemikalier, testkjemikalier, kaks og næringsavfall utføres av den enkelte leverandør. Rapportering av riggkjemikalier og forbruk av diesel utføres av boreentreprenør (riggen).
Alle kjemikalier som skal benyttes offshore skal være godkjente og tilgjengelige for Miljødirektoratet i NEMS Chemicals. Sikkerhetsdatablad vil være tilgjengelig for alle kjemikalier.
Aker BP evaluerer alle kjemikalier som er planlagt for bruk og utslipp i boring av brønnene. Ved eventuelle endringer vil det gjøres miljøvurderinger som sammen med endret forbruk/utslipp vil rapporteres i henhold til HMS-forskriftene for petroleumsvirksomheten.
Aker BP benytter miljøregnskapssystemet NEMS Accounter for rapportering og registrering av miljødata. Rapporteringen følges opp i henhold til tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven.
Ved utilsiktet utslipp vil disse bli rapportert i selskapets system for hendelsesrapportering (Synergi).
Rapporteringspliktige utslipp vil bli varslet og meldt i henhold til de krav som stilles i styrings- og aktivitetsforskriften.
30 of 37 10 Kontroll, måling og rapportering
