Utslippssøknad PL 442 Liatårnet

(1)

Utslippssøknad PL 442 Liatårnet

25/2-20 Liatårnet

1.0 05.04.2019 Final A. Fjellså I. Collin-

Hansen Rune

Torstensrud

01 01.04.2019 Draft A. Fjellså E. Nysted

Rev. Date Reason for Issue Prep. Checked Accepted

Title

Søknad om tillatelse til virksomhet etter Forurensningsloven for boring av letebrønn 25/2-20 Liatårnet i lisens PL 442

System Area Document number Revision

NA NA PL442-AKERBP-D-1638 – Utslippssøknad for

letebrønn 25/2-20 Liatårnet i PL 442 1.0

Contract No. Rev. date No. of pages

NA

(2)

Innholdsfortegnelse

1 Sammendrag 1

2 Forkortelser 3

3 Overordnet ramme for aktiviteten 4

4 Generell informasjon 5

4.1 Generelt om lisensen 5

4.2 Geografisk lokasjon 6

4.3 Borerigg 8

5 Aktivitetsbeskrivelse 9

5.1 Boreplan 9

5.2 Boreprogram 10

6 Utslipp til sjø 12

6.1 Valg og evaluering av kjemikalier 12

6.2 Sammendrag av omsøkte utslipp til sjø 12

6.3 Borekjemikalier 13

6.4 Sementeringskjemikalier 13

6.5 Hjelpe-/riggkjemikalier 14

6.5.1 Riggvaskemiddel 14

6.5.2 BOP væske 15

6.5.3 Gjengefett 15

6.5.4 Kjemikalier i lukket system 15

6.5.5 Kjemikalier i brannvannsystemer 16

6.6 Rensing og utslipp av oljeholdig vann 16

6.7 Borekaks 16

6.8 Sanitærvann og organisk kjøkkenavfall 17

6.9 Beredskapskjemikalier 17

7 Utslipp til luft 18

8 Avfallshåndtering 19

9 Operasjonelle miljøvurderinger 20

9.1 Borevæske og borekaks 20

9.2 Sementeringskjemikalier 20

9.3 Riggspesifikke kjemikalier 21

9.4 Utslipp av oljeholdig vann 21

10 Miljørisiko og beredskap 22

10.1 Akseptkriterier 22

10.2 Inngangsdata for analysene 22

10.2.1 Lokasjon og tidsperiode 22

10.2.2 Egenskaper til oljen 24

10.2.3 Definerte fare- og ulykkessituasjoner 24

10.3 Naturressurser som er inkludert i miljørisikoanalysen 25

10.4 Drift og spredning av olje 25

10.5 Miljørisiko knyttet til aktiviteten 28

10.6 Beredskap mot akutt forurensning 28

10.6.1 Analyse av dimensjoneringsbehov på havet 29

(3)

10.6.2 Analyse av dimensjoneringsbehov ved kysten 30

10.6.3 Beredskapsstrategi 30

10.6.4 Forslag til beredskap mot akutt forurensning 31

10.6.5 Systemer for å oppdage utslipp 31

11 Risikoreduserende tiltak 33

11.1 Kjemikalier og substitusjon 34

12 Kontroll, måling og rapportering 35

13 Referanser 36

14 Vedlegg 37

14.1 Kjemikalietabeller 38

14.2 Oversikt over beredskapskjemikalier 42

(4)

1 Sammendrag

I henhold til Aktivitetsforskriften §66 og Forurensningsforskriften kapittel 36, søker Aker BP om tillatelse til virksomhet etter Forurensningsloven for boring og tilbakeplugging av letebrønn 25/2-20 Liatårnet i utvinningstillatelse PL 442. Brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare boreriggen Deepsea Stavanger og tidligste oppstart for leteboringen er 20. juli 2019.

Formålet med brønnen er å undersøke hydrokarbonpotensialet i Skadeformasjonen (midtre tertiær).

Gjeldende søknad gir en oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier planlagt benyttet under operasjonen, samt utslipp til luft, miljørisiko og oljevernberedskap for operasjonen. Brønnen er planlagt boret med tre hullseksjoner til et totalt dyp på ca. 1350 m MD RKB. Det skal benyttes sjøvann og bentonitt som borevæske i 36" og 12 1/4" hullseksjonene, og vannbasert borevæske i 8 1/2" reservoarseksjon når BOP og stigerør er installert. Brønnen vil bli permanent plugget og forlatt. Borekaks med vedheng av vannbasert borevæske vil bli sluppet til sjø.

Totalt søkes det om utslipp av 40 tonn gule kjemikalier og 888 tonn grønne kjemikalier. Gul andel utgjør ca. 4,3 % av det totale planlagte utslippet til sjø. I tillegg er det planlagt med bruk av et rødt kjemikalie i gjengefett på connector, med et teoretisk beregnet utslipp på 2 kg. En oversikt over omsøkte utslipp til sjø er beskrevet i søknadens Kapittel 6.

Utslipp til luft kommer fra kraftgenerering om bord på riggen. En oversikt over omsøkte utslipp til luft er vist i søknadens Kapittel 7.

Lisensen er lokalisert i den sentrale delen av Nordsjøen, ca. 36 km nord for Heidrun. Korteste avstand til land er 142,5 km (Austevoll kommune). Vanndypet på lokasjonen er ca. 110 m og sjøbunnen består hovedsakelig av siltig sand. PL 442 er ikke underlagt noen fiskeri- eller miljøvilkår som begrenser boreaktiviteten.

Det er gjennomført en helårlig miljørettet risikoanalyse for letebrønnen, basert på

oljedriftsimuleringer med Grane råolje som referanse olje. Utblåsningstudien viser svært lave utblåsningsrater, noe som skyldes at forventet reservoarvæske for letebrønnen er en

grunnereliggende versjon av den viskøse Frigg Gamma oljen som ligger 900 m dypere i Frigg Formasjonen (1900 m). Olje migrert fra Frigg til Skade Formasjonen forventes å være betydelig mer viskøs (48 cP). Ytterligere forhøyet viskositet på flere 100 cP er imidlertid forventet på grunn av biodegrasjon, noe som også er observert på britisk sokkel. Grane råolje er den oljen med egenskaper som mest ligner forventet olje, og derfor valgt som referanseolje for Liatårnet. Dette vil gi lave rater i en vertikal letebrønn.

Den miljørettede risikoanalysen viser at risikoen tilknyttet den planlagte boreaktiviten er svært lav for alle VØK-grupper og bestander. For sjøfugl på åpent hav og kyst, sel og fisk er det ikke beregnet sannsynlighet for bestandstap over 1 % og miljørisiko for alle bestander i disse gruppene er dermed null. For strandhabitat er det beregnet miljørisiko på opptil 1 % av akseptkriteriet for skadekategori mindre og moderat. Dette gjelder en strandrute i Solund kommune i alle sesonger, øvrige berørte strandruter har miljørisiko på under 0,5 %.

En beredskapsanalyse er gjennomført for letebrønnen. Analysen viser behov for ett NOFO-system i barriere 1 og ett NOFO-system i barriere 2. De to systemene vil være operative innen 24 timer. En oppsummering av resultatene fra miljø- og beredskapsanalysen er gitt i søknadens Kapittel 10.

1 av 42 1 Sammendrag

(5)

Aker BP vurderer miljørisikoen ved boring av letebrønnen på Liatårnet til å være akseptabel.

2 av 42 1 Sammendrag

(6)

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

DP Dynamic Positioned

GOR Gas Oil Ratio

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 IMO International Maritime Organisation

IR Infrarød

MD Measured Depth/Målt Dyp

MIRA Metode for Miljørettet Risikoanalyse MSL Mean Sea Level (havoverflaten) NINA Norsk Institutt for Naturforskning

NOFO Norsk oljevernforening for operatørselskap NOROG Norsk Olje og Gass

OSD Oil Spill Detection

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 RKB Rotary Kelly Bushing (referansedyp fra boredekk)

ROV Remotely Operated Underwater Vehicle (fjernstyrt undervannsfarkost) SVO Særlig verdifulle områder

TD Total Depth

TVD Total Vertical Depth

Tabell 2.1 Forklaring av forkortelser

3 av 42 2 Forkortelser

(7)

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.

4 av 42 3 Overordnet ramme for aktiviteten

(8)

4 Generell informasjon

I henhold til norsk lovverk søker Aker BP om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven om boring og tilbakeplugging av letebrønn 25/2-20 Liatårnet i utvinningstillatelse PL 442. Brønnen skal bores med boreriggen Deepsea Stavanger.

Gjeldende søknad er utarbeidet i henhold til aktivitetsforskriften, forurensningsloven med tilhørende forskrifter, HMS-forskriftene for petroleumsvirksomheten og Miljødirektoratet sine retningslinjer for søknad om tillatelse til virksomhet. Søknaden omfatter følgende:

• Forbruk og utslipp av kjemikalier - borevæske, sementkjemikalier, riggspesifikke kjemikalier, kjemikalier i lukket system og slopbehandlingskjemikalier, i tillegg til utboret kaks.

• Utslipp til luft - avgasser i forbindelse med kraftgenerering.

• Avfallshåndtering - generelt avfall (næringsavfall), borerelatert avfall og eventuelt farlig avfall på Deepsea Stavanger.

• Miljøvurdering av planlagte utslipp - en overordnet vurdering av utslippene.

• Miljørisiko og oljevernberedskap - miljørisiko for natur- og miljøressurser og anbefalt beredskapsløsning og -krav.

• Risikoreduserende tiltak - oversikt over forbruks- og utslippsreduserende tiltak.

• Kontroll, måling og rapportering - rutiner og verktøy for måling og rapportering av forbruk og utslipp.

Utvinningstillatelsen PL 442 i Nordsjøen ble tildelt 15.06.2007 (TFO 2006), og en oversikt over lisenshaverne er vist i Tabell 4.1. Det foreligger ingen spesielle vilkår eller restriksjoner i utvinningstillatelsen eller i forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak, som er relevant for søknaden (Olje- og Energidepartementet, 2007, Miljøverndepartementet, 2013).

4.1 Generelt om lisensen

Selskap Andel (%)

Aker BP ASA 90,26

Lotos E&P Norge 9,74

Tabell 4.1 Lisenshavere i PL 442.

5 av 42 4 Generell informasjon

(9)

4.2 Geografisk lokasjon

Lisens PL 442 er lokalisert sentralt i Nordsjøen og planlagt borelokasjon for letebrønn Liatårnet ligger ca. 36 km nord for Heimdal og ca. 72 km sør for Oseberg B. Figur 4.1 og Figur 4.2 viser henholdsvis brønnens plassering i forhold til beredskapsressurser og omkringliggende lisenser.

Havdyp og andre relevante avstander fra Liatårnet lokasjonen er oppsummert i Tabell 4.2, og koordinatene for brønnlokasjonen er vist i Tabell 4.3.

Figur 4.1 Lokasjon av letebrønn 25/2-20 Liatårnet i Nordsjøen.

6 av 42 4.1 Generell informasjon

(10)

Figur 4.2 Kart som viser PL 442 med Liatårnetprospektet, samt omkringliggende lisenser.

Lokalisering Havdyp og Avstander

Havdyp 110 m

Avstander til land 145 km til nærmeste landområde (Austevoll kommune i

Hordaland), 161 km til Bergen lufthavn

Nærmeste innretninger 36 km til Heimdal, 43 km til Alvheim FPSO

Tabell 4.2 Havdyp og avstander fra 25/2-20 Liatårnet.

ED50 UTM Zone 31

Breddegrad 59° 52' 27,05" N Nord/sørkoordinat 6637680 m

Lengdegrad 02° 27' 29,23" E Øst/vestkoordinat 469660 m

Tabell 4.3 Koordinater for letebrønn 25/2-20 Liatårnet.

En borestedskartlegging ble utført av Fugro i området rundt borelokasjonen i august 2018. Et område på ca. 25 km² i blokk 25/2 ble kartlagt.

Undersøkelsene inkluderte kartlegging av havbunnen ved hjelp av ekkolodd og sidesøkende sonar. Resultatene fra havbunnsundersøkelsen viser ingen tegn til skipsvrak eller andre

kulturminner i nærområdet rundt brønnen. Nærmeste infrastruktur er Oseberg gassrørledningen som krysser det sørvestlige hjørnet av undersøkelsesområdet (ca. 2,5 km fra borelokasjon).

Letebrønnen er planlagt boret i et kjent område med mye tidligere boreaktivitet, og det er ikke påvist sårbar bunnfauna i området. Borestedsundersøkelsen viser at området er dekket av 20-50 cm tykt lag med svært løs sand som overligger enten Vikingbankformasjonen (løs til fast sand) der

(11)

den finnes eller direkte sandig leire (Ferderformasjonen). Aker BP vurderer at den planlagte aktiviteten ikke vil ha vesentlige negative konsekvenser rundt borelokasjonen og havområdet forøvrig.

Brønnen vil bli boret med den halvt nedsenkbare 6. generasjons boreriggen Deepsea Stavanger (Figur 4.3), som eies og opereres av Odfjell Drilling. Deepsea Stavanger ble bygget i 2010 og har DNV som klasseselskap. Riggen ble tildelt samsvarsuttalelse (SUT) 16.04.2017.

4.3 Borerigg

Figur 4.3 Boreriggen Deepsea Stavanger.

(12)

5 Aktivitetsbeskrivelse

Primært formål med letebrønn 25/2-20 Liatårnet er å påvise hydrokarboner i Skadeformasjonen av midtre tertiær alder, prognosert til 1025 m TVD RKB (fra boredekk).

Liatårnetprospektet ligger i Fensal sub-bassenget mellom det nedstengte Øst Friggfeltet og funnene Frigg Gamma og Frigg Delta. Prospektet er i Skadeformasjonen av miocen alder, på ca.

1000 m dyp. Forventet temperatur i reservoaret er ca. 30 grader C, basert på beregninger fra nærmeste brønn (25/2-10S) og områdeerfaring. Trykket er beregnet til ca. 100 bar basert på trykkinformasjon fra 25/2-10S brønnen. Forventet reservoarvæske for letebrønnen er en grunnereliggende versjon av Frigg Gamma oljen som ligger 900 m dypere i Frigg Formasjonen (1900 m), som er en relativt viskøs olje. Olje migrert fra Frigg til Skade Formasjonen forventes imidlertid å være betydelig mer viskøs (48 cP). Ytterligere forhøyet viskositet på flere 100 cP er forventet på grunn av biodegrasjon, noe som også er observert på britisk sokkel (Skipper, Captain, Marineer, Kraken feltene). Grane råolje er den oljen med egenskaper som mest ligner forventet olje, og derfor valgt som referanseolje for Liatårnet. Dette vil gi lave rater i en vertikal letebrønn.

Brønnen vil bli boret til en totaldybde på ca. 1350 m TVD RKB. Det er planlagt permanent tilbakeplugging av brønnen før den forlates.

Varighet av operasjonen er estimert til 16 dager ved tørr brønn og 5 dager ekstra ved funn,

inkludert prøvetaking. Tilsammen utgjør dette 21 dager, inkludert ikke-operasjonell tid og "venting på vær" (15 %). Tidligste planlagte borestart er 20. juli 2019.

Program for boring av letebrønn 25/2-20 Liatårnet vil bli sendt til Petroleumstilsynet som vedlegg til samtykkesøknaden.

5.1 Boreplan

Brønnen er planlagt boret som en vertikal brønn. En skisse av brønnbanen er vist i Figur 5.1.

9 av 42 5 Aktivitetsbeskrivelse

(13)

Figur 5.1 Brønnskisse for letebrønn 25/2-20 Liatårnet.

Letebrønnen planlegges boret i følgende sekvens:

5.2 Boreprogram

• 36" hullseksjon - bores fra sjøbunn til 218 m TVD RKB. Seksjonen bores med sjøvann og polymer sweeps. Tyngre vannbasert borevæske plasseres i hullet før 36" x 30" lederør installeres og støpes med sement. Borekaks, polymer sweeps, vannbasert borevæske og overskytende sement slippes ut på havbunnen nær brønnhodet.

• 12 1/4" hullseksjon - bores fra 218 m til 1015 m TVD RKB. Seksjonen bores med sjøvann og polymer sweeps. Tyngre vannbasert borevæske plasseres i hullet før 9 5/8" fóringsrør installeres fra havbunn ned til 1012 m TVD RKB og støpes med sement. Borekaks, polymer sweeps, vannbasert borevæske og overskytende sement slippes ut på havbunnen nær brønnhodet. 9 5/8" fóringsrør vil være krysset over til 20" nær havbunnen, som fundament for 18 3/4" brønnhode. Deretter installeres BOP på brønnhodet med stigerør fra BOP opp til riggen.

10 av 42 5.1 Aktivitetsbeskrivelse

(14)

• 8 1/2" hullseksjon - bores fra 1015 til 1350 m MD/TVD RKB. Seksjonen bores med

vannbasert borevæske. Borekaks med vedheng av vannbasert borevæske pumpes opp til riggen, separeres fra borevæsken og slippes til sjø.

• Permanent plugging av brønnen (P&A) - 8 1/2" åpenhullseksjon plugges tilbake med sement inn i foregående 9 5/8’’ fóringsrør. Det settes deretter en environmental plugg/overflate plugg i overgangen mellom 9 5/8" og 20" fóringsrør. Overskudd av skillevæske (spacer) og sement fra brønnen blir sluppet til sjø for alle seksjoner som er boret med vannbasert borevæsker.

Ved funn er det planlagt datainnsamling i form av kablellogging og kjerneprøvetaking. Følgende operasjoner vil finne sted dersom det påtreffes hydrokarboner i reservoarseksjonen:

• Det vil bli tatt 2 stk. kjerneprøver i 8 1/2" hullseksjonen, fra ca. 1030 til 1060 m MD RKB

• Det vil bli tatt sideveggskjerner på kabel i sandholdige sekvenser som ikke er dekket av konvensjonell kjernetaking

• Det er planlagt å utføre «zero offset borehole seismic»

• Det vil bli tatt trykkprøver og fluidprøver (olje/gass/vann) på kabel

• Annen kabelbasert datainnsamling.

Oppsummering av planlagte hullseksjoner og seksjonslengder vist i Tabell 5.1

Hullseksjon Borevæskesystem Fra dyp m (MD/TVD RKB) Til dyp m (MD RKB) Seksjonslengde (m)

36" Vannbasert borevæske 140 218 88

12 1/4" Vannbasert borevæske 218 1015 797

8 ½” Vannbasert borevæske 1015 1350 335

Tabell 5.1 Oversikt over hullseksjoner og lengder.

11 av 42 5.2 Aktivitetsbeskrivelse

(15)

6 Utslipp til sjø

6.1 Valg og evaluering av kjemikalier

Klassifiseringen av kjemikalier og stoffer i kjemikalier er gjort i henhold til gjeldende forskrifter og dokumentert i databasesystemet Nems Chemicals.

Det er lagt vekt på å etablere boreplaner og benytte kjemikalier som, innen tekniske og kostnadsmessige forsvarlige rammer, har minimalt potensiale for negativ miljøpåvirkning. I henhold til substitusjonsplikten (Produktkontrolloven) vil Aker BP, i samarbeid med våre leverandører, jobbe for substitusjon av helse og miljøfarlige kjemikalier.

For boring av letebrønn 25/2-20 Liatårnet søkes det om utslipp til sjø av følgende:

6.2 Sammendrag av omsøkte utslipp til sjø

• Bore- og brønnkjemikalier (borevæske og sementeringskjemikalier)

• Riggkjemikalier (hjelpekjemikalier som riggvaskemiddel, gjengefett og BOP væske)

• Borekaks

• Andre utslipp (oljeholdig drenasjevann, sanitærvann og organisk kjøkkenavfall)

• Kjemikalier i lukket system

• Beredskapskjemikalier

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 og miljøkategori for letebrønnen er vist Tabell 6.1.

Tabell 6.1 Totaloversikt over forbruk og utslipp av omsøkte kjemikalier per bruksområde og miljøkategori for letebrønnen.

12 av 42 6 Utslipp til sjø

(16)

6.3 Borekjemikalier

Letebrønn 25/2-20 Liatårnet er planlagt boret med følgende hullseksjoner; 36", 12 1/4" og 8 1/2".

Tabell 6.2 viser hvilket borevæskesystem som blir benyttet i de ulike seksjonene.

Hullseksjon Borevæskesystem Kakshåndtering

42" x 36" Sjøvann og polymer sweeps, vannbasert borevæske

Utslipp til sjø

12 1/4" Sjøvann og polymer sweeps, vannbasert

borevæske

Utslipp til sjø

8 1/2" Vannbasert borevæske Utslipp til sjø

Tabell 6.2 Borevæskesystem i de ulike hullseksjonene for 25/2-20 Liatårnet.

Halliburton er leverandør av borevæskekjemikalier.

36" og 12 1/4" hullseksjonene er planlagt boret med sjøvann som borevæske, men hullet vil periodevis vaskes med høyviskøse polymer sweeps som kun inneholder kjemikalier i grønn/

PLONOR miljøklasse, ihht. Aktivitetsforskriftens §63. Det er videre planlagt å plassere tyngre vannbasert borevæske i hullet før foringsrør installeres. Denne borevæsken består av kjemikalier i grønn/PLONOR og gul miljøklasse.

Før boring av 8 1/2" seksjonen installeres BOP og stigerør. Ved boring av 8 1/2" seksjonen vil det bli benyttet vannbasert borevæske av typen KCl polymer glycol. Den valgte borevæsken er det borevæskesystemet med miljømessig minst skadelig effekt som samtidig tilfredsstiller behovet for slamvekt i forhold til formasjonstrykk, samt inhibitering av forventet reaktiv leire.

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 etter lasting/lossing av båt og fra lagringstanker på rigg.

Tabell 14.1, i Vedlegg 14.1 Kjemikalietabeller viser oversikten over planlagt forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier med tilhørende miljøkategori for letebrønnen.

Det planlegges sementjobber i forbindelse med setting av 36" x 30" lederør og 20" x 9 5/8"

fóringsrør. I tillegg er det planlagt bruk av sement for permanent tilbakeplugging (P&A) av brønnen.

6.4 Sementeringskjemikalier

Etter hver sementjobb spyles rørlinjer og sementutstyr, og vaskevannet med sementrester vil gå til utslipp. Siden rester av sement kan herde i tanker og rør er det ikke ønskelig å samle opp dette i sloptanker om bord etter endt sementeringsjobb. Vaskevann fra sementenheten vil derfor slippes ut til sjø etter endt sementoperasjon. Estimert volum er 300 liter vaskevann per sementjobb.

Doseringsutstyr installert på Deepsea Stavanger gjør at overskudd av sementblanding

13 av 42 6.2 Utslipp til sjø

(17)

minimaliseres og dermed reduseres innholdet av sementkjemikalier i vaskevannet som går til utslipp. Før sementering tilsettes en skillevæske (spacer) som gjør at borevæske og sement ikke blandes.

Halliburton er leverandør av sementkjemikalier. Samtlige kjemikalier i sementblandingene er klassifisert som grønne eller gule.

På grunn av forventet utvasking i forbindelse med boring av topphullseksjonene og øvrige seksjoner, beregnes følgende tilleggsmengder på forbruk av sement:

• Sementering av 36" x 30" lederør: 300 % av teoretisk ringromsvolum

• Sementering av 9 5/8" fóringsrør: 100 % av teoretisk ringromsvolum til planlagt topp av sement

• Permanent tilbakeplugging av brønnen: 30 % av teoretisk volum ved "åpent hull" plugger og 0-10 % for sementplugger i fóringsrør

På ringromvolumet er det for topphullsseksjonene estimert et utslipp basert på at den borede hullstørrelsen er fullstendig uten avvik fra topp til bunn.

• For conductor - 50 % av ringromsvolum.

• For surface casing - 25% av ringromsvolum

Tabell 14.2 i Vedlegg 14.1 Kjemikalietabeller viser oversikten over planlagt forbruk og utslipp av sementkjemikalier med tilhørende miljøkategori for letebrønnen.

Odfjell har utarbeidet et riggspesifikt måleprogram med beskrivelse av de tekniske systemene som medfører utslipp til sjø og luft, i tillegg til en liste over de mest brukte kjemikaliene som går til utslipp til sjø, med tilhørende utslippsfaktorer (Odfjell, 2017).

6.5 Hjelpe-/riggkjemikalier

Riggkjemikalier i bruk på Deepsea Stavanger omfatter følgende funksjoner:

• Riggvaskemiddel

• BOP-væske

• Gjengefett (borestreng og fóringsrør)

• Kjemikalier i lukket system

• Brannskum

Mengden kjemikalier som planlegges forbrukt og sluppet ut fra Deepsea Stavanger er estimert ut fra faktiske operasjoner og boreriggens tekniske utstyr.

Tabell 14.3 i Vedlegg 14.1 Kjemikalietabeller gir en detaljert oversikt over beregnet forbruk og utslipp av hvert enkelt hjelpekjemikalie for letebrønnen. Smøremidler som ikke medfører utslipp, og som dermed ikke har krav til HOCNF ihht § 62 i aktivitetsforskriften, er ikke inkludert.

Vaske- og rengjøringskjemikalier brukes til rengjøring av dekk og utstyr som er dekket med olje eller fett. Rengjøringskjemikalier er overflateaktive stoffer som har til hensikt å øke løseligheten av olje i vann.

6.5.1 Riggvaskemiddel

(18)

Vaskemiddelet som benyttes på Deepsea Stavanger er Microsit Polar (gul miljøkategori). Estimert forbruk er ca. 3000 liter. Vaskevannet samles opp i lukket dren og renses før det går til utslipp. Det er konservativt antatt at hele forbruket av riggvaskemiddel slippes til sjø.

BOP væske benyttes ved trykktesting og aktivering av ventiler og systemer på BOP

(utblåsningsventil). I forbindelse med BOP-testing vil BOP-kontrollvæske bli sluppet til sjø ut fra sikkerhetsventil og ved tømming av slanger.

6.5.2 BOP væske

Erifon HD 603 HP (gul Y1) brukes ved aktivering av ventiler og systemer på BOP. Væsken tilsettes frostvæske ved behov (Erifon Stack Glycol). Hovedsystemet testes i henhold til NORSOK

standard D-010.

Gjengefett benyttes som smøring ved sammenkobling av borestreng, fóringsrør og marine stigerør for å beskytte gjengene, og for å sikre korrekt sammenkobling slik at farlige situasjoner unngås.

Valg av gjengefett foretas etter vurdering av beste tilgjengelige teknologi (BAT), inkludert tekniske egenskaper, helsemessige aspekter og miljøfare.

6.5.3 Gjengefett

For boring av letebrønnen planlegges det å bruke gjengefettet Jet-Lube NCS-30 ECF, kategorisert som gult med hensyn til miljøpåvirkning. 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.

Gjengefett benyttes også ved sammenkobling av brønnhode og BOP. Leverandør av connector har spesifisert bruk av et produkt i rød miljøkategori, Jet-Lube Alco 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 er på plass, vil connector ikke lenger være i kontakt med sjøvann.

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).

6.5.4 Kjemikalier i lukket system

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

Basert på forbruk av hydraulikkvæsker de siste årene er det identifisert 3 kjemikalier som benyttes i lukkede systemer på Deepsea Stavanger hvor forbruket kan overstige 3000 kg per år. De

15 av 42 6.5.1 Utslipp til sjø

(19)

aktuelle kjemikaliene er hydraulikkoljene Castrol HYSPIN AWH-M 46 og Castrol HYSPIN AWH-M 32, samt Castrol Alpha SP 150 som benyttes i forbindelse med thrustere, alle tre er kategorisert som svarte kjemikalier.

En oppsummering er gitt under i Tabell 6.3. Utskiftning av kjemikalier i lukkede systemer vil vanskelig kunne forutses, men de omsøkte mengdene er basert på riggens erfaring med normalt forbruk (månedlig gjennomsnitt av anslått årsforbruk). 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. Ved årsrapportering vil Aker BP levere informasjon om faktiske forbrukte mengder.

Kjemikalie Forbruk aktuell

operasjonsperiode (kg)

System Miljøkategori

Castrol HYSPIN AWH-M 46 233,9 Hydraulikkolje Svart

Castrol HYSPIN AWH-M 32 696,2 Hydraulikkolje Svart

Castrol Alpha SP 150 203,3 Thrustere Svart

Tabell 6.3 Kjemikalier i lukkede systemer på Deepsea Stavanger med estimert forbruk > 3000 kg/år/

installasjon.

Kjemikalier i brannvannssystem er ikke søknadspliktige (aktivitetsforskriften § 62), men det er krav til HOCNF. Deepsea Stavanger benytter brannskum av typen RF-1 (rød kategori) som

brannslukkemiddel i brannvannsystemene ombord.

6.5.5 Kjemikalier i brannvannsystemer

Deepsea Stavanger har to vannrenseanlegg. En maskinromsvannseparator, IMO sertifisert, som renser vann til <15 mg/l for utslipp og returnerer vann utenfor spesifikasjon til oppsamlingstank.

Oljefasen pumpes til maskinrommets oljeslamstank. Separatoren er designet for kontinuerlig strøm og separerer emulgert og ren olje, og det benyttes ikke kjemikalier i enheten. Det er installert en online olje-i-vannmåler for kontinuerlig overvåking og styring.

6.6 Rensing og utslipp av oljeholdig vann

I tillegg har riggen et membranbasert system for rensing av slopvann og drenasjevann fra boredekk og dekkområder (Odfjell Drilling, 2017). Fra renseanlegget vil oljeholdig vann med en oljekonsentrasjon på mindre enn 30 mg/l bli sluppet til sjø. Resterende mengder som ikke kan behandles ombord vil ikke bli sluppet til sjø, men bli sendt i land for behandling som farlig avfall.

Dersom renseanlegget skulle være ute av drift, vil drenasjevann fra boredekk og andre skitne områder bli sendt til land for behandling.

Borekaks generert fra seksjoner boret med sjøvann og sweeps (36" og 12 1/4") vil bli sluppet til sjø rundt borehullet, mens borekaks generert fra 8 1/2" hullseksjonen, som blir boret med vannbasert borevæske, vil bli pumpet opp til riggen før utslipp til sjø.

6.7 Borekaks

En oversikt over mengde borekaks fra de ulike seksjonene er gitt i Tabell 6.4. Det er benyttet Norsk Olje og Gass sin omregningsfaktor (3,0 tonn kaks per m³ teoretisk utboret hullvolum).

16 av 42 6.5.4 Utslipp til sjø

(20)

Tabell 6.4 Beregnet mengde borekaks generert ved boring av 25/2-20 Liatårnet.

Vann fra sanitæranlegg vil bli renset og UV-behandlet før det blir sluppet til sjø. Organisk kjøkkenavfall vil bli kvernet og sluppet til sjø.

6.8 Sanitærvann og organisk kjøkkenavfall

Av sikkerhetsmessige årsaker kan beredskapskjemikalier komme til anvendelse i borevæsken, ved sementering og dersom det oppstår uventede situasjoner/spesielle problemer (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.

6.9 Beredskapskjemikalier

Beredskapskjemikaliene er vurdert og godkjent i henhold til interne krav og HOCNF er tilgjengelig i NEMS Chemicals. En oversikt over beredskapskjemikalier for borevæsker og sement er vist i Tabell 14.4 i Vedlegg 14.2 Oversikt over beredskapskjemikalier.

(21)

7 Utslipp til luft

Utslipp til luft i forbindelse med boring av letebrønn 25/2-20 Liatårnet vil kun være avgasser fra kraftgenerering i form av forbrenning av diesel med lavt svovelinnhold. Kraft genereres ved hjelp av dieseldrevne motorer. Det er planlagt at riggen skal ankres opp på borelokasjon, noe som minimerer bruken av DP.

Den planlagte boreoperasjonen har en total estimert varighet på 21 dager inkludert kjerneprøvetaking og kabellogging ved funn av hydrokarboner.

Deepsea Stavanger har et forventet dieselforbruk på 37,6 tonn per dag når riggen er ankret opp.

Beregnet utslipp til luft fra kraftgenerering under boreoperasjonen er vist i Tabell 7.1. Oversikten inkluderer ikke utslipp som følge av maritim drift av boreriggen, som er regulert gjennom

internasjonale maritime avtaler (IMO krav). Tetthet til diesel er satt til 0,865 tonn/m³, og det skal benyttes diesel med lavt svovelinnhold.

Norsk olje og Gass sine anbefalte utslippsfaktorer er benyttet som grunnlag for å beregne utslipp til luft (Norsk Olje og Gass, 2018). Utslippsfaktorene er som følger:

• CO²: 3,17 (tonn/tonn diesel)

• NOx: 0,053 (tonn/tonn diesel)

• nmVOC: 0,005 (tonn/tonn diesel)

• SOx: 0,001 (tonn/tonn diesel)

Aktivitet Dager Diesel (tonn) CO2 (tonn) NOX (tonn) nmVOC (tonn) SOX (tonn)

Boreoperasjonen 21 790 2503 42 3,9 0,8

Tabell 7.1 Beregnet utslipp til luft ved boring av 25/2-20 Liatårnet.

18 av 42 7 Utslipp til luft

(22)

8 Avfallshåndtering

Avfallshierarkiet vil bli fulgt, i prioritert rekkefølge blir reduksjon av avfallsmengde oppnådd ved gjenbruk, resirkulering, energigjenvinning og deponering. Et system for avfallsbehandling er implementert for å sikre maksimal gjenbruk og gjenvinning. Dette oppnås ved god planlegning av arbeidet ombord, reduksjon av innpakningsmateriale, 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 handtering av avfall fra offshore til land og videre håndtering på land.

Avfall og farlig avfall vil bli håndtert og deklarert i henhold til forskrift om gjenvinning og behandling av avfall (avfallsforskriften kapittel 11) og levert til godkjent avfallsmottaker.

19 av 42 8 Avfallshåndtering

(23)

9 Operasjonelle miljøvurderinger

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/sweeps, vannbasert displacement borevæske og borekaks slippes ut på havbunnen. Nærbrønnsområdet vil bli dekket med kaks iblandet noen kjemikalier, hovedsakelig salt. Det er ikke påvist sårbar bunnfauna i området. 8 1/2'' seksjon vil bli boret med vannbasert borevæske med retur til riggen, før utslipp til sjø. Borekaks og annet tungt materiale vil spres og fordeles lokalt i området rundt borelokasjonen avhengig av

partikkelstørrelse, strømstyrke og strømretning, og vil sedimenteres raskt. Sedimentering av borekaks på havbunnen vil kun ha påvirkning på bunnfaunaen i et begrenset område nær brønnen, i en begrenset periode.

9.1 Borevæske og borekaks

Erfaringer fra tilsvarende utslipp ved boring med sjøvann/sweeps og 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 brønnen 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.

9.2 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 tynnes raskt ut i vannmassene, mens rester av sementen vil synke ned på bunnen over et større område og vil ikke påvirke bunnlevende organismer i nevneverdig grad. Konsekvensene av et slikt utslipp vil være neglisjerbare. Sementeringskjemikaliene vil slippes ut i flytende form, før sediment herdes i ledningene, noe som fører til at vannløselige fraksjoner i sementblandingen vil lekke ut og raskt fortynnes av omkringliggende vannmasser. Områder hvor det i en kort periode kan

forekomme påvirkning av marine organismer vil være svært begrenset.

20 av 42 9 Operasjonelle miljøvurderinger

(24)

9.3 Riggspesifikke kjemikalier

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 som er estimert til utslipp er lav og vil fordeles i vannsøylen, og utslippet vil ha minimal miljøpåvirkning.

Komponentene i gjengefett vil brytes ned over tid og er miljømessig akseptable i henhold til kriterier i aktivitetsforskriften. Gjengefett som følger med utslippene av borekaks fra brønnhodet/

topphullene vil ha mindre mengder fettfraksjoner som løses opp i sjøvann. Utslippet av gjengefett er lavt, og er vurdert til å ha en neglisjerbar miljøpåvirkning.

Vannrensesystemet på riggen vil sørge for at oljeinnholdet i vannet som slippes ut ikke overstiger 30 mg/l. Oljeholdig vann som ikke lar seg rense til under 30 mg/l oljeinnhold (gjennomsnitt/mnd), vil bli sendt til land for destruksjon.

9.4 Utslipp av oljeholdig vann

Utslipp av oljeholdig vann fra riggen vil være så lavt at det ikke vil ha påvirkning for organismer i vannsøylen.

21 av 42 9.3 Operasjonelle miljøvurderinger

(25)

10 Miljørisiko og beredskap

Acona (2019) har utført en helårlig miljørettet risikoanalyse og beredskapsanalyse for brønn 25/2-20 Liatårnet i Nordsjøen i tråd med styringsforskriften §§ 16-17. Miljørisikoanalysen er

gjennomført iht. MIRA-metodikken med sesongvis oppløsning (OLF 2007). Beredskapsanalysen er gjennomført i henhold til NOROGs veileder for miljørettede beredskapsanalyser (Norsk olje og gass 2013).

Brønnen er definert som en normal letebrønn og er planlagt boret med den halvt nedsenkbare boreriggen Deepsea Stavanger. Forventet reservoarvæske er en tung og viskøs olje. Valgt

referanseolje for analysene er Grane råolje (SINTEF 1997). Det er forventet relativt lav permeabilitet i reservoaret. Denne kombinasjonen av reservoaregenskaper gir lave utblåsningsrater i en vertikal letebrønn.

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 5 felt innen regionen, 2 installasjoner per felt, og 10 operasjoner per installasjon per år. Miljøskadefrekvenser for ulike skadekategorier vurderes opp mot Aker BPs akseptkriterier for miljørisiko (Aker BP 2018) som er vist i Tabell 10.1

10.1 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 10.1 Aker BPs operasjonsspesifikke akseptkriterier for forurensning, uttrykt som akseptabel grense for miljøskade innen gitte miljøskadekategorier.

Miljørisikoanalysen er basert på inngangsdata gitt i Tabell 10.2 og letebrønnens lokasjon er vist i Figur 10.1

10.2 Inngangsdata for analysene

10.2.1 Lokasjon og tidsperiode

22 av 42 10 Miljørisiko og beredskap

(26)

Figur 10.1 Lokasjon til letebrønn 25/2-20 Liatårnet i PL 442.

Analysen er gjort som helårlige analyse. Leterbrønnen er planlagt med oppstart i Q3 2019.

Koordinater for modellerte scenarier Breddegrad: 59° 52`27,05” N, Lengdegrad: 02° 27`29,23” Ø, (UTM 31: 6637680 N, 469660 Ø)

Vanndybde 110,5 meter

Avstand til nærmeste kystlinje Ca.145 km (Austevollkommune)

Referanse oljetype Grane råolje

Riggtype Deepsea Stavanger - Halvt nedsenkbar flyterigg

Utblåsningsrater Høyeste rate overflate: 14,7 Sm3/døgn

Høyeste rate sjøbunn: 7,8 Sm3/døgn

Vektet varighet Overflateutblåsning: 6 dager

Sjøbunnsutblåsning: 7,8 dager

GOR (Sm3/Sm3) 16,3

Tid for boring av avlastningsbrønn 42 døgn

Tabell 10.2 Inngangsdata og basisinformasjon for letebrønn 25/2-20 Liatårnet.

23 av 42 10.2.1 Miljørisiko og beredskap

(27)

Aktivitet Leteboring

Type scenario Utblåsning (overflate/sjøbunn)

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 25/2-20, og det er valgt å benytte Grane råolje som referanseolje da denne har egenskaper tilsvarende de man forventer for oljen i brønnen ved funn.

10.2.2 Egenskaper til oljen

Grane er en tung råolje med tetthet på 0.942 g/ml. Oljen inneholder lite lette komponenter, er asfaltenrik og har et relativt lavt voksinnhold sammenlignet med andre norske råoljer. Grane har et svært lavt stivnepunkt som øker lite ved forvitring på sjø. Oljen danner ustabile emulsjoner de første timene og dagene etter et søl, men emulsjonene vil stabilisere seg over tid. Oljen har et predikert vannopptak på 65% etter de første timene på sjøen.

Oljen er godt egent for mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering. Oljen er svært viskøs og vil nå nedre grense for optimal mekanisk oppsamling (1000cP) allerede etter 1 time på sjøen og etter en tid på sjøen er det nødvendig med høyviskositetsoljeoppsamler.

Flammepunktet for Graneoljen er aldri under sikkerhetsgrensen på 60 °C for væsker som skal oppbevares på tanker om bord, og det er ikke eksplosjonsfare ved havoverflaten selv med helt fersk olje.

Definert fare- og ulykkeshendelse for miljørisikoanalysen er en utblåsning. Sannsynligheten for en utblåsning fra aktiviteten er estimert til å være 1,20 x 10-4 (Lloyds Register 2017).

10.2.3 Definerte fare- og ulykkessituasjoner

Forventet reservoarvæske er en grunnereliggende versjon av Frigg Gamma-oljen som ligger 900 m dypere i Friggformasjonen (1900 m), som er en relativt viskøs olje. Olje migrert fra Frigg- til

Skadeformasjonen forventes å være betydelig mer viskøs (48 cP). Ytterligere forhøyet viskositet på flere 100 cP er forventet på grunn av biodegrasjon, noe som også er observert på britisk sokkel (feltene Skipper, Captain, Marineer og Kraken). Grane er den oljen med egenskaper som mest ligner forventet olje, og denne derfor valgt som referanseolje. Dette vil gi lave rater i en vertikal letebrønn.

AddEnergy (2019) har gjennomført en utblåsningsstudie med risikovurdering av oljeutblåsning fra 25/2-20 der det er beregnet utblåsningsrater og –varigheter med tilhørende

sannsynlighetsfordeling. Det er estimert 42 dagers varighet for å bore en avlastningsbrønn.

Vektet rate for overflateutblåsning er 6,1 Sm³/døgn, og 4,9 Sm³/døgn for sjøbunnsutblåsning.

Vektet varighet for overflateutblåsning er 6 døgn, mens tilsvarende verdi for sjøbunnsutblåsning er 16 døgn. Rate-/varighetsmatrisen som er lagt til grunn for oljedriftsmodelleringen og

miljørisikoanalysen for letebrønn 25/2-20 er presentert i Tabell 10.3. Utblåsningsstudien fra AddEnergy er basis for matrisen, men siden ratene er svært lave er det konservativt valgt å kun modellere med den høyeste raten for henholdsvis overflate- og sjøbunnsutblåsninger.

(28)

Tabell 10.3 Rate- og varighetsfordeling lagt til grunn for letebrønn 25/2-20. Fordeling overflate/sjøbunn er hentet fra Lloyd’s Register (2018).

For modellering av sjøbunnsutblåsning benyttes ulik utslippsdiameter for utblåsning gjennom åpent hull (open) versus delvis åpent hull (restricted), i henhold til Beste praksis for oppsett av OSCAR (Acona et al. 2016). Ratene representert ved de respektive utslippsdiameterne er oppgitt i tabellen som henholdsvis R (restricted) og O (open).

Bestandsdataene anvendt for denne rapporten omfatter 12 arter sjøfugl i åpent hav datasett, 41 sjøfuglarter i kystdatasett, to arter sjøpattedyr (sel) og 13 fiskebestander. Habitatdataene omfatter 12 ulike strandhabitater.

10.3 Naturressurser som er inkludert i miljørisikoanalysen

Følgende datasett er benyttet i miljørisikoanalysen:

Datasett Utgiver Dato

Sjøfugl - Åpent hav SEAPOP 01.09.2013, re-publisert i 2015

Sjøfugl - Kyst NINA 26.11.2018

Gyteområder HI 18.05.2018

Fiskelarver og -egg HI 2005

Sjøpattedyr (sel) MRDB 02.09.2010

Strandhabitat MRDB 02.09.2010

Tabell 10.4 Datasett benyttet i miljørisikoanalysen.

For sjøfugl er det benyttet to datasett tilrettelagt i SEAPOP (NINA) der artene er tildelt månedlige bestandsandeler. Datasettet for åpent hav er delt inn i tre regioner (Barentshavet, Norskehavet og Nordsjøen) og kystdatasettet er basert på nasjonale andeler. Kystdatasettet er tilrettelagt iht.

anbefalinger fra en nasjonal arbeidsgruppe satt ned av NOROG.

Det er gjennomført spredningsmodellering av akutte oljeutslipp med bruk av SINTEFs OSCAR modell v. 10.01. 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. Modellen er satt opp iht. til NOROG sitt best praksis dokument for oljedriftsimuleringer (Acona et al. 2016).

10.4 Drift og spredning av olje

(29)

Influensområder for olje på sjøoverflaten for sommer- og høstsesongen er vist i Figur 10.2 for overflateutblåsning og i Figur 10.3 for sjøbunnsutblåsning. Figurene viser områder som har mer enn 5 % sannsynlighet for mer enn 1 tonn olje i en 10x10 km sjørute. Oljedriftsimuleringene gir små influensområder for overflate, og influensområde for strandlinje dekker kun én 10x10 km kartrute (se Figur 10.4 ). Det er ikke beregnet influensområde i vannkolonne (dvs. dette er null) for noen sesonger eller utslippsdyp.

Figur 10.2 Forventede treff av oljemengder (≥ 5 % treff av > 1 tonn olje) i 10×10 km sjøruter gitt en

overflateutblåsning fra letebrønn 25/2-20 i sommer- og høstsesongen. Sannsynlighet for treff av olje er gitt i ulike fargekoder.

Figur 10.3 Forventede treff av oljemengder (≥ 5 % treff av > 1 tonn olje) i 10×10 km sjøruter gitt en

sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 25/2-20 i sommer- og høstsesongen. Sannsynlighet for treff av olje er gitt i ulike fargekoder.

26 av 42 10.4 Miljørisiko og beredskap

(30)

Figur 10.4 Forventede treff av oljemengder (≥ 5 % treff av > 1 tonn olje) i 10×10 km strandlinjeruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 25/2-20 i sommer- og høstsesongen. Sannsynlighet for treff av olje er gitt i ulike fargekoder.

Korteste ankomsttid til land og største strandingsmengder av emulsjon (95-persentil) gir 7 tonn oljeemulsjon langs kystlinjen og korteste drivtid på 12,8 døgn i høstsesongen. Ett av NOFOs eksempelområder for oljevern, Ytre Sula, har mer enn 5 % sannsynlighet for stranding. NOFO eksempelområder langs kysten innenfor brønnen er vist i Figur 10.5 .

Figur 10.5 Lokasjon av eksempelområder som har mer enn 5%

sannsynlighet for å bli truffet av olje ved en utblåsning fra letebrønn

25/2-20. Det er kun Ytre Sula som har strandingssannsynlighet på mer enn 5%.

(31)

10.5 Miljørisiko knyttet til aktiviteten

Det er gjennomført en helårlig miljørisikoanalyse for Liatårnet for VØK-gruppene sjøfugl fra datasett for åpent hav, sjøfugl fra datasett for kyst, sel, fisk og strandhabitat. Analysen viser at risikoen tilknyttet den planlagte boreaktiviteten er svært lav for alle VØK-grupper og bestander (se Figur 10.6.).

Figur 10.6 Beregnet sesongvis sannsynlighet for miljøskade og miljørisiko for alle VØK-grupper. Verdiene er oppgitt som prosent av Aker BPs operasjonsspesifikke akseptkriterier. Det er ingen bestander som har bestandstap over 1%. Strandlinje som har opptil 12 % sannsynlighet for miljøskade og høyeste risiko beregnet er 1 % av akseptkriteriene. Høyre akse viser rute-id for berørte strandruter. Disse ligger i kommunene Solund, Øygarden og Flora.

For sjøfugl på åpent hav og kyst, sel og fisk er det ikke beregnet sannsynlighet for bestandstap over 1% og miljørisiko for alle bestander i disse gruppene er dermed null.

For strand er det beregnet miljørisiko på opptil 1 % av akseptkriteriet for skadekategori Mindre (restitusjonstid 0,1–1 år) og Moderat (restitusjonstid 1–3 år). Dette gjelder en strandrute i Solund kommune i alle sesonger, øvrige berørte strandruter har miljørisiko under 0,5 %.

Analysen viser at risikoen knyttet til boring av 25/2-20 ligger innenfor Aker BPs akseptkriterier.

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

10.6 Beredskap mot akutt forurensning

(32)

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 (Norsk olje og gass 2013).

Det vil bli utarbeidet en spesifikk oljevernberedskapsplan for brønnen før borestart.

Det er gjennomført en beredskapsanalyse for boreoperasjonen (Acona 2019). Dimensjonerende hendelse er en overflateutblåsning på 14,7 Sm3 olje/døgn. Hendelsen er beregnet fra høyeste utblåsningsrate. Ut fra oljens forvitringsegenskaper, vær- og vindforhold i de ulike årstidene, og krav til oljevernfartøy på norsk sokkel er det beregnet et beredskapsbehov som vist i Tabell 10.5 .

10.6.1 Analyse av dimensjoneringsbehov på havet

Tabell 10.5 Beregnet systembehov for overflateutblåsning fra letebrønn 25/2-20. Beregningene for barriere 1 er basert på den oljemengden som, basert på forvitringsegenskapene til Grane olje, tilflyter barrieren. For barriere 2 er det beregnet systembehov på samme måte, men gitt at barriere 1 er operativ.

Behovet for havgående beredskap er beregnet til to NOFO-systemer igjennom hele året.

Det følger av standard metodikk for beregning av systembehov at man alltid runder opp til nærmeste heltall. Ett system i hver barriere er dermed minste teoretiske systembehov for mekanisk oppsamling på havet. Opptakskapasiteten til NOFO-systemene er betraktelig høyere enn tilflytsraten inn til barrierene og to NOFO-systemer gir en stor overkapasitet i barrierene på åpent hav.

NOFO-systemene skal mobiliseres raskest mulig og senest innen minste drivtid til land eller til sårbare miljøressurser. Beredskapsanalysen viser at første NOFO system kan være operativt innen 10 timer ved bruk av slepefartøy fra Redningsselskapet i Haugesund. To NOFO-systemer, med slepefartøy, kan være operative innen 24 timer. Dette er den raskest mulige løsningen med systemer basert på normal plassering av OR-fartøy slik disse er definert i NOFO sitt planverk.

For å øke robustheten i beredskapsoppsettet er det listet opp fire systemer som alle møter kravet om fullt utbygd barriere innen korteste drivtid til land (12,8 døgn) (Tabell 10.6 ).

(33)

Tabell 10.6 Beregninger av responstider for oljevernfartøy til brønn 25/2-20 for OR- og slepefartøy. RS = Redningsskøyte fra Redningsselskapet. Seilingstidene rundes opp til nærmeste hele time ved beregning av total responstid.

1. Spesifikk mobiliseringstid for områdefartøy og basefartøy inkluderer frigivelsestid fra

operatør (2-6 timer), mobilisering fra base (10-30 timer) og tid for utsetting av lense (1 time).

Beregningene av systembehov for kystbarrieren (barriere 3) er basert på 95-persentilen av strandet mengde emulsjon langs hele kystlinjen og strandingsperiode for den dimensjonerende hendelsen. Systembehovet er ett kystsystem gjennom hele året.

10.6.2 Analyse av dimensjoneringsbehov ved kysten

Tilflytsratene til barrieren er mindre enn den nominelle systemkapasiteten på 120 Sm³/d for kystsystemer. Det er kun ett NOFO eksempelområde (Ytre Sula) som har mer enn 5%

sannsynlighet for stranding. I en reell utslippssituasjon vil oljeflak kunne drive inn på ulike steder langs kysten og kystberedskapen må organiseres basert på faktiske drivbaneberegninger for utslippet.

Hovedstrategi for bekjempelse av et eventuelt oljeutslipp fra brønn 25/2-20 er mekanisk opptak.

Dette er en letebrønn og oljetypens egenskaper er ukjent, men det forventes en oljetype som er lik Grane olje. Referanseoljen er godt egent for mekanisk oppsamling, men oljen oppnår raskt høy viskositet og etter en tid på sjøen er det nødvendig med høyviskositetsoljeoppsamler.

10.6.3 Beredskapsstrategi

Tabell 10.7 viser at Grane er også godt egnet for kjemisk dispergering og dette vil være et aktuelt beredskapsalternativ under forhold der mekanisk oppsamling er utfordrende. Kjemisk

dispergering vil planlegges og utføres i samråd med fagmiljøer for fisk og sjøfugl.

(34)

Tabell 10.7 Potensiale for mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering for Grane råolje (https://www.nofo.

no/planverk/datasett/oletyper-og-egenskaper/nokkelegenskaper)

Strandingsstatistikken gir en indikasjon på at en utblåsning kan berøre deler av kysten. Ved en hendelse vil det gjøres en vurdering av allokering av ressurser for bekjempelse i kyst- og strandsonen basert på geografisk spredning av olje til sårbare områder.

Basert på anbefalinger i beredskapsanalysen er Aker BPs foreslåtte havgående beredskap som vist under:

10.6.4 Forslag til beredskap mot akutt forurensning

• Første system innen 10 timer

• Fullt utbygd barriere innen 24 timer

Akutt forurensning skal detekteres så raskt som mulig. Kravet ivaretas av OSD-radar på rigg, og implementerte systemer og rutiner om bord.

Ett kystnært system skal være operativt for bekjempelse i kystsonen innen 12,8 døgn. Ytterligere detaljering av systemer og ressurser for beredskap i kyst- og strandsonen vil fremgå av

oljevernplanen som ferdigstilles før oppstart av boreoperasjonen.

System for deteksjon av utslipp vil være basert på visuell overvåking fra rigg, båter og helikoptre.

Det er etablert løsning med OSD radar som kontinuerlig monitorerer havoverflaten rundt riggen og

10.6.5 Systemer for å oppdage utslipp

(35)

gir alarm ved bølgedemping som kan skyldes olje. Visuelle observasjoner fra rigg og fartøy/

helikopter kommer i tillegg. Detaljer for overvåkingsutstyr og rutiner vil beskrives i oljevernplanen og prosedyrer for mannskap om bord på rigg.

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).

(36)

11 Risikoreduserende tiltak

Under planlegging av letebrønn 25/2-20 Liatårnet 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.

Brønnen skal designes ihht kravene i NORSOK standard D-010 og selskapsinterne kriterier (BMS).

Dette innebærer blant annet at den skal kunne drepes med én avlastningsbrønn.

Utblåsningsratene skal være akseptable ut fra miljø- og beredskapsmessige kriterier.

Deepsea Stavanger vil være oppankret under boring av letebrønnen, noe som reduserer

dieselforbruket og derved utslipp til luft. Det benyttes lavsvovelholdig diesel. Dieselen som skal leveres til riggen vil ha et svovelinnhold på inntil 0.05 % mot standard marin diesel som har 0.14 %.

Aker BP gjennomførte en tett rigg verifikasjon i forbindelse med inntak av riggen høst 2017 (Lloyds Register 2017). I forbindelse med re-inntaket av Deepsea Stavanger i 2019 gjennomføres en kvalitetsikring av lukkede aksjoner etter verifikasjonen. Odfjell har i tillegg hatt sitt eget prosjekt hvor de har inspisert alle slanger hvor det er potensiale for utslipp direkte til sjø, og skiftet ut slanger med rør der det har vært mulig.

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.

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.

Øvrige tiltak for å redusere miljøpåvirkningen under operasjonen er vist nedenfor, disse vil bli fulgt opp i den detaljerte planleggingen og gjennomføringen av boreoperasjonen.

• Det vil være høyt fokus på gjenvinning og gjenbruk av borevæsker under operasjonen

• Riggen er delt inn i åpne og lukkede områder, med begrensninger for hvilke aktiviteter som tillates i de ulike sonene. Risiko for søl av olje og kjemikalier skal minimeres.

• Regn- og drensvann fra områder med risiko for forurensning skal samles opp og renses eller sendes til land for videre behandling. Regnvann fra områder uten risiko for kontaminering av olje eller kjemikalier slippes direkte til sjø.

• Visuell overvåkning av bulkoperasjoner som kan forårsake forurensning til sjø.

• Riggen er utstyrt med oljedetekterende system, for å detektere og overvåke eventuell oljeforurensning på havoverflaten.

33 av 42 11 Risikoreduserende tiltak

(37)

11.1 Kjemikalier og substitusjon

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.

Vannbaserte borevæsker og sementeringskjemikalier består utelukkende av grønne og gule kjemikalier. Den valgte borevæsken for boring av 8 1/2" hullseksjonen (KCl polymer glycol) er det borevæskesystemet med miljømessig minst skadelig effekt som samtidig tilfredsstiller behovet for slamvekt i forhold til formasjonstrykk, samt inhibitering av forventet reaktiv leire.

Det benyttes svart hydraulikkolje i lukkede systemer som ikke går til utslipp.

34 av 42 11.1 Risikoreduserende tiltak

(38)

12 Kontroll, måling og rapportering

All rapportering av forbruk og utslipp av kjemikalier i forbindelse med leteboringen 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 brønnen. Rapportering av borevæske, sementkjemikalier, 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.

35 av 42 12 Kontroll, måling og rapportering

(39)

13 Referanser

Acona (2019). Stokastisk oljedriftsimulering, miljørisikoanalyse og beredskapsanalyse for letebrønn 25/2-20 Liatårnet (PL 442).

Acona, Akvaplan-niva og DNV GL (2016). Oljedriftsmodellering for standard miljørisikoanalyser- beste praksis. Driverdata, inngangsdata og innstillinger. A. Bjørgesæter, P. Lindersen, A. Rudberg, C. Stephansen og G. M. Skeie. Technical report.

Add Energy (2019). Blowout and Kill Simulation Study, Liatårnet Exploration well in PL442.

Technical report rev 0, 09 January 2019.

Aker BP (2018). Risk Acceptance Criteria. Doc. no.: 80-000139.

Lloyd’s Register Consulting (2017). Report of Environmental Review Deepsea Stavanger. LRDIS Refernce: UK2506.3.

Lloyd’s Register Consulting (2018). Blowout and well release frequencies based on SINTEF

offshore blowout database 2017. Report no: 19101001-8/2018/R3. Rev: Final. Date 20 april 2018.

Miljøverndepartementet (2013). Helhetlig forvaltning av det marine miljø i Nordsjøen og Skagerrak (forvaltningsplan).

NOFO planverk. https://www.nofo.no/planverk/

Norsk olje og gass (2013). Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser, Rev. dato: 16.08.2013.

Odfjell Drilling (2017). Rig Specific Measurement Program - DSS, L4-MODU-DSS-E-MA, 15.04.2017.

Olje-og energidepartement (2007). Utvinningstillatelse nr. 442 for petroleumsvirksomhet, 15. juni 2007.

OLF (2007). Metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA). Revisjon 2007.

Norsk Olje og Gass (2018). Retningslinje 044 – Anbefalte retningslinjer for utslippsrapportering.

Datert 02.01.2018, revisjon 16.

SINTEF, 1997. Forvitringsegenskaper på sjøen og kjemisk dispergerbarhet for Grane råolje.

Rapportnummer STF66 F98038. 1997-11-14.

Odfjell (2017). Rig Specific Measurement Program - DSS, L4-MODU-DSS-E-MA, 5.4.2017.

36 av 42 13 Referanser

(40)

14 Vedlegg

37 av 42 14 Vedlegg

(41)

14.1 Kjemikalietabeller

38 av 42 14.1 Vedlegg

(42)

Tabell 14.1 Forbruk og utslipp av vannbasert borevæske.

(43)

Tabell 14.2 Forbruk og utslipp av sementkjemikalier.

(44)

Tabell 14.3 Forbruk og utslipp av riggkjemikalier.

(45)

Tabell 14.4 Beredskapskjemikalier for borevæsker og sement.