Brønn: 7220/11-T-5 S

(1)

PL 609

Søknad om tillatelse etter

forurensningsloven for prøveutvinning av brønn 7220/11-T-5 S i lisens 609

Brønn: 7220/11-T-5 S

Rigg: Leiv Eiriksson

Februar 2018 | Document number: 005131

(2)

Søknad om tillatelse etter forurensningsloven for prøveutvinning av brønn 7220/11-T-5 S i lisens 609

7220/11-T-5 S PL 609

Date:

02.02.2018

Document no.:

005131

Version:

01

Side 2 av 59

Title: Lundin Norway AS

Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for prøveutvinning av brønn 7220/11-T-5 S i lisens 609

PL 609

Well 7220/11-T-5 S Document no. 005131

Document date 02.02.2018 Version no. 01

Document status Final

Authors: Name: Signature:

Axel Kelley,

Environmental Advisor

Verified: Name: Signature:

Astrid Pedersen, Environmental Advisor

Approved: Name: Signature:

Geir Smaaskjær,

Drilling Operations Manager

(3)

7220/11-T-5 S PL 609

Date:

02.02.2018

Document no.:

005131

Version:

01

Side 3 av 59

Innholdsfortegnelse

Innholdsfortegnelse... 3

1 Sammendrag ... 5

2 Forkortelser og definisjoner ... 7

3 Innledning ... 8

3.1 Rammer for aktiviteten ... 8

4 Generelt om brønnen ... 10

5 Plan for prøveutvinning ... 11

5.1 Grunnlag for prøveutvinning... 11

5.2 Redegjørelse for alternative prøveutvinningsløsninger ... 12

5.3 Valgt løsning for prøveutvinning ... 14

2.3.6 Prosjektplan ... 14

5.4 Beskrivelse av testanlegget ... 15

5.5 Eksportrør... 17

2.3.5 Tankfartøy ... 18

5.6 Gjennomføring av prøveutvinning ... 19

6 Utslipp til sjø ... 21

6.1 Vurdering av kjemikalier og utslipp ... 21

6.2 Forbruk og utslipp av kjemikalier ... 21

6.2.1 Produksjonskjemikalier ... 21

6.2.2 Riggkjemikalier ... 22

6.3 Oljeholdig vann og sanitærvann... 23

6.4 Kjemikalier i lukket system ... 23

6.5 Oversikt over beredskapskjemikalier ... 23

6.6 Samlet forbruk og utslipp av kjemikalier ... 24

7 Utslipp til luft ... 25

7.1 Utslipp fra kraftgenerering under prøveutvinning ... 25

7.2 Utslipp fra prøveutvinning av brønn 7220/11-T-5 S ... 25

7.3 Utslipp fra bøyelasting ... 26

7.4 Samlede utslipp fra prøveutvinningen av brønn 7220/11-T-5 S ... 26

7.5 Utslipp av sot og oljenedfall fra prøveutvinningen ... 26

8 Avfall ... 28

9 Operasjonelle miljøvurderinger ... 29

9.1 Naturressurser i influensområdet ... 29

9.2 Miljøvurdering av utslippene ... 31

10 Miljørisiko... 32

10.1 Etablering og bruk av akseptkriterier ... 32

10.2 Inngangsdata for analysene ... 32

10.2.1 Metode for miljørettet risikoanalyse ... 32

10.2.2 Lokasjon og tidsperiode ... 33

10.2.3 Oljens egenskaper ... 33

(4)

7220/11-T-5 S PL 609

Date:

02.02.2018

Document no.:

005131

Version:

01

Side 4 av 59

10.2.4 Definerte fare og ulykkessituasjoner ... 33

10.3 Drift og spredning av olje ... 34

10.4 Naturressurser inkludert i miljørisikoanalysen ... 39

10.5 Miljørisiko knyttet til prøveutvinning ... 42

10.6 Samlet miljørisiko for hele prøveutvinningskampanjen ... 44

11 Beredskap mot akutt forurensning ... 46

11.1 Krav til oljevernberedskap ... 46

11.2 Analyse av dimensjoneringsbehov ... 46

11.3 Dispergering ... 47

11.4 Foreslått beredskap for deteksjon og overvåkning av utslipp ... 48

11.5 Forslag til beredskap mot akutt forurensning ... 48

12 Utslipps- og risikoreduserende tiltak ... 50

12.1 Testanlegget ... 50

12.2 Vurderinger knyttet til eksport av olje til tankfartøy... 51

13 Referanseliste ... 53

14 Vedlegg ... 55

14.1 Oppsummering av forbruk og utslipp av kjemikalier ... 55

14.2 Planlagt forbruk og utslipp av produksjonskjemikalier benyttet i prøveutvinningen ... 56

14.3 Planlagt forbruk og utslipp av riggkjemikalier unde,r prøveutvinning ... 56

14.4 Samlede forbrukstall og utslipp ti luft og sjø for prøveutvinningskampanjen. ... 57

(5)

7220/11-T-5 S PL 609

Date:

02.02.2018

Document no.:

005131

Version:

01

Side 5 av 59

1 Sammendrag

I henhold til aktivitetsforskriften § 66 og forurensningsforskriften kapittel 36, søker Lundin Norway AS (Lundin) om tillatelse etter forurensningsloven for prøveutvinning av brønn 7220/11-T-5 S i utvinningstillatelse PL 609. Prøveutvinningen vil gjennomføres som en utvidet formasjonstest av Alta-funnet. Testen skal gjennomføres fra boreriggen Leiv Eiriksson. Tidligste oppstart for boreoperasjonen er i april 2018, med forventet oppstart av prøveutvinningen i juni samme år.

Prøveutvinningen er en videreføring av tidligere omsøkt aktivitet knyttet til boring og komplettering av brønn 7220/11-5 S i PL 609 (Lundin Norway AS, 2018). Brønnen byttet navn til 7220/11-T-5 S idet sandskjermene ble installert i reservoarseksjonen.

Denne søknaden gir en oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier som planlegges benyttet under selve prøveutvinningen, samt utslipp til luft, miljørisiko og foreslått oljevernberedskap for aktiviteten. Det er ikke planlagt utslipp av røde eller sorte kjemikalier til sjø under aktiviteten.

Samtlige kjemikalier som benyttes er i kategori grønn eller gul ihht Aktivitetsforskriften § 63. En oversikt over omsøkte mengder grønne og gule kjemikalier er vist i Tabell 1-1.

Tabell 1-1. Estimert forbruk og utslipp til sjø av kjemikalier (målt som stoff) knyttet til prøveutvinning av brønn 7220/11-T-5 S.

Bruksområde

Forbruk (tonn) Utslipp (tonn)

Grønne kjemikalier

Gule kjemikalier Grønne kjemikalier

Gule kjemikalier

Gul/Y1 Y2 Gul/Y1 Y2

Kjemikalier benyttet til prøveutvinning 82 9 5 - - -

Riggkjemikalier 19 4 0 19 4 0

Totalt 101 13 5 19 4 0

Utslipp til luft kommer fra kraftgenerering på riggen og brenning av olje og gass over brennerbommen under prøveutvinningen. Det er ikke planlagt med brenning av olje under normale operasjoner, men av sikkerhetsmessige årsaker er en linje for brenning av olje over brennerbom lagt inn. En oversikt over omsøkte utslipp til luft knyttet til selve prøveutvinningen er vist i Tabell 1-2.

Tabell 1-2. Estimerte utslipp til luft knyttet til prøveutvinning av brønn 7220/11-T-5 S.

Aktivitet Forbruk Energivare Utslipp til luft fra prøveutvinning (tonn)

CO2 Nox nmVOC CH4 Sox

Kraftgenerering knyttet til prøveutvinning 1 796 tonn diesel 5 692 93 9 0 2

Brenning av olje under prøveutvinning 750 m³ olje 1 966 2,3 2,0 0,0 1,7

Brenning av gass under prøveutvinning 15 735 693 Sm³ gass 58 694 188,8 0,9 3,8 0,1

Totalt 66 352 284,6 12,0 3,8 3,6

Brønn 7220/11-T-5 S er lokalisert i lisens PL 609, og avstanden til land er ca. 162 km (Ingøya).

Avstanden til Bjørnøya er ca. 250 km. Vanndypet på lokasjonen er 386±1 m og sjøbunnen består hovedsakelig av myk leire. Blokken der det skal bores er ikke underlagt noen fiskeri- eller miljøvilkår som begrenser aktiviteten. Det er ikke funnet sårbare bunnlevende organismer i området.

(6)

7220/11-T-5 S PL 609

Date:

02.02.2018

Document no.:

005131

Version:

01

Side 6 av 59

Det er gjennomført en miljørettet risikoanalyse og en miljørettet beredskapsanalyse for prøveutvinningen av brønn 7220/11-5 S / 7220/11-T-5 S. Miljørisikoanalysen for brønn

7220/11-5 S konkluderer med at pelagisk sjøfugl er utsatt for høyest miljørisiko. Samlet miljørisiko for prøveutvinningsfasen utgjør 10 % av akseptkriteriet for moderat miljøskade, for alke i

vintersesongen. Risikoen for øvrig sjøfugl, marine pattedyr, fisk og strandhabitat er vesentlig lavere.

Dersom man slår sammen miljørisikoen for boring, komplettering og prøveutvinning og vurderer det samlede risikobildet mot akseptkriteriene for en enkeltoperasjon, vil fremdeles miljørisikoen være akseptabel (36 % av akseptkriteriene).

Beredskapsanalysen gir behov for maksimalt 5 NOFO-systemer for å håndtere tilflyt av olje til barriere 1a og 1b (åpent hav). Første system vil være på plass innen 2 timer, og fullt utbygget barriere vil være på plass innen 44 timer. Det søkes om unntak i responstid for første system ved mannskapsskifte (ca hver femte uke), hvor responstiden for første system vil være 11 timer.

Kompenserende tiltak, som for eksempel redusert frigivelsestid eller forflytning av ressurser, ved mannskapsskiftene vil bli vurdert.

(7)

7220/11-T-5 S PL 609

Date:

02.02.2018

Document no.:

005131

Version:

01

Side 7 av 59

2 Forkortelser og definisjoner

BOP Blowout preventor / utblåsningssikring

EWT Extended well test (Utvidet formasjonstesting)

IR kamera Infrarødt kamera

HOCNF Harmonized Offshore Chemicals Notification Format -

økotoksikologisk dokumentasjon for kjemikalier til bruk i offshorebransjen

MD Målt dybde

MIRA Metode for miljørettet risikoanalyse (OLF, 2007)

MEG Monoetylenglykol

MSL Mean sea level – gjennomsnittlig havnivå

OLF Oljeindustriens landsforening (nytt navn – Norsk olje og gass,

NOROG)

NOFO Norsk Oljevernforening for Operatørselskap

NORSOK-standard Industristandarder for operasjoner på norsk sokkel

NOROG Norsk olje og gass

P&A Plug and abandonment

PL Utvinningstillatelse (produksjonslisens)

PLONOR Pose Little Or NO Risk to the marine Environment. En liste fra

OSPAR konvensjonen over kjemikalier som antas å ha liten eller ingen effekt på det marine miljø ved utslipp.

RKB Rotary kelly bushing - mål for posisjon på boredekk

RMR Riserless mud recovery

ROV Remotely Operated Vehicle

SAR Search And Rescue - redningstjeneste

SEAPOP «Seabird populations» er et landsdekkende program for

overvåking av sjøfugl langs hele kysten av Norge og i tilstøtende havområder

SVO Særlig Verdifulle Områder

TD Totalt dyp

TVD Totalt vertikalt dyp

TVD RKB Totalt vertikalt dyp under boredekk

VØK Verdsatt Økosystem Komponent

(8)

7220/11-T-5 S PL 609

Date:

02.02.2018

Document no.:

005131

Version:

01

Side 8 av 59

3 Innledning

I henhold til aktivitetsforskriften § 66 og forurensningsforskriften kapittel 36, søker Lundin Norway AS (Lundin) om tillatelse etter forurensningsloven til prøveutvinningg av brønn 7220/11-T-5 S i utvinningstillatelse PL 609. Omsøkt aktivitet er en videreføring av aktiviteten omsøkt i «Søknad om tillatelse etter forurensningsloven for boring og komplettering av brønn 7220/11-5 S på lisens 609»

(Lundin Norway AS, 2018).

3.1 Rammer for aktiviteten

Lisens PL 609 ligger i region Bjørnøya Sør i Barentshavet (Figur 3-1). Som beskrevet i Stortingsmelding 10 (2010-11) "Oppdatering av forvaltningsplanen for det marine miljø i Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten" (Miljøverndepartementet, 2011) er lisensen ikke underlagt boretidsbegrensninger eller andre spesielle krav for Barentshavet,. Lisensen ligger nord for SVO Tromsøflaket og øst for SVO Eggakanten som er underlagt særskilte betingelser med hensyn til miljøovervåkning og særskilte krav om å unngå skade på sårbare områder

(Miljøverndepartementet, 2011).

Figur 3-1. Oversikt over brønnlokasjon for brønn 7220/11-T-5 S.

(9)

7220/11-T-5 S PL 609

Date:

02.02.2018

Document no.:

005131

Version:

01

Side 9 av 59

Prøveutvinningen inngår som en del av en større avgrensningskampanje på Alta-funnet. Boring av brønn 7220/11-5 S planlegges startet opp ca. 15 april 2018. Varigheten for boring og komplettering av brønnen er estimert til 61 dager. Forventet dato for oppstart av prøveutvinningen er 15 juni 2018.

Prøveutvinningen er lagt opp som en utvidet formasjonstesting av Alta-reservoaret, med en strømningsperiode på 60 dager. En tentativ tidsplan og omfanget av de to søknadene er vist i tabellen nedenfor. Prøveutvinningen er videre beskrevet i kapittel 5.

Tabell 3-1. Tentativ tidsplan for prøveutvinning av brønn 7220/11-T-5 S i PL 609, samt avgrensning av de to søknadene og tilhørende tillatelser for aktiviteten.

Aktivitet Varighet Oppstartsdato Avslutningsdato

Boring av brønn 7220/11-5 S 50 15.04.2018 04.06.2018

Komplettering av brønn 7220/11-T-5 S 11 04.06.2018 15.06.2018

Prøveutvinning av brønn 7220/11-T-5 S 60 15.06.2018 14.08.2018

Plugging og forlating av brønn 7220/11-T-5 S 13 14.08.2018 27.08.2018

Underlagt søknad om tillatelse til boring av brønn 7220/11-5 S (Lundin Norway AS, 2018) Underlagt søknad om tillatelse til prøveutvinning av brønn 7220/11-T-5 S (denne søknaden)

Hensikten er at aktiviteter knyttet til prøveutvinningsfasen underlegges denne søknaden, mens samtlige bore- og brønnkjemikalier, inkludert komplettering, opprenskning og plugging, er vist til i Lundin Norway AS (2018).

(10)

7220/11-T-5 S PL 609

Date:

02.02.2018

Document no.:

005131

Version:

01

Side 10 av 59

4 Generelt om brønnen

Brønn 7220/11-T-5 S er lokalisert i lisens PL 609. Avstanden til land er ca. 162 km (Ingøya).

Avstanden til Bjørnøya er ca. 250 km. Vanndypet på lokasjonen er 386±1 m og sjøbunnen består hovedsakelig av myk leire.

Basisinformasjon for brønn 7220/11-T-5 S er vist i Tabell 4-1.

Tabell 4-1. Generell informasjon om brønn 7220/11-T-5 S.

Parameter Verdi

Brønnidentitet 7720/11-T-5 S

Utvinningstillatelse Organisasjonsnr.

PL 609 912 729 532

Lengde/breddegrad 20° 29' 21.15" E 72° 01' 21.08" N UTM koordinater (ED 1950, UTM Zone 34 Central

Median 21º east)

482 403.16 m E 7 991 737.05 m N

Vanndyp 386 ± 1 m MSL

Avstand til land ca. 162 km (Ingøya)

Planlagt boredyp 1 934 m TVD RKB

3 079 m MD RKB

Varighet på prøveutvinningen 60 dager

(11)

7220/11-T-5 S PL 609

Date:

02.02.2018

Document no.:

005131

Version:

01

Side 11 av 59

5 Plan for prøveutvinning

5.1 Grunnlag for prøveutvinning

Følgende avsnitt beskriver grunnlaget for prøveutvinningen, inkludert behov for og begrunnelse for valgt prøveutvinningsstrategi.

Det foreligger en betydelig usikkerhet i estimater for ressursgrunnlaget og utvinningsgraden på Alta-funnet. Det er to hovedgrunner til dette:

1. reservoaret består av en kombinasjon av flere ulike karbonatreservoar med ulike produksjonsegenskaper, og

2. oljen ligger i en relativt tynn oljekolonne på 44 m.

Den tynne oljekolonnen kan medføre for tidlig gass- eller vanngjennombrudd dersom

produksjonsratene blir for høye. Videre vil store variasjoner i permeabilitet, for eksempel rundt sprekkesoner, kunne ha en negativ effekt på produksjonen over tid. Det vil derfor være nødvendig med horisontale brønner i reservoaret for å redusere trykktap under produksjon og for å øke sannsynligheten for å påtreffe flere gode soner.

Utvinningsgraden i karbonatreservoar viser betydelig variasjon (se Sun and Sloan, 2003). Figuren viser alle typer karbonatreservoar, ikke bare karstifisert dolomitt som i Alta-funnet, men gir uansett et bilde av den store usikkerheten i utvinningsgraden for denne type reservoar.

Figur 5-1. Utvinningsgraden i karbonatreservoar. Fordeling av utvinningsgraden av olje fra karbonatreservoar (fra Sun og Sloan, 2003).

De viktigste faktorene som kan påvirke utvinningsgraden på Alta-funnet er:

(12)

7220/11-T-5 S PL 609

Date:

02.02.2018

Document no.:

005131

Version:

01

Side 12 av 59

 Heterogeniteter i reservoaret

 Lateral og vertikal permeabilitet i reservoaret

 Stabiliteten til fortrengningsfronten i reservoaret

 Segmentering av reservoaret

 Sprekker og karstifiserte systemer

 Reservoarstyring

 Plassering og utforming av produksjonsbrønnene

 Interaksjon mellom ulike formasjoner

Utvidet datainnsamling, i form av en langtidstest, er ansett som nødvendig for å redusere nedsiden i ressursestimater før en eventuell utbygging. Ettersom både Alta-funnet og Gohta-funnet, i

nabolisensen PL 492, består av karbonatreservoar er det vesentlig høyere usikkerhet rundt tilstedeværende volumer og reservoarkommunikasjon enn for sandsteinreservoarer som er mest vanlig på norsk sokkel. Endringer i geologien over korte avstander og tilstedeværelse av sprekker og hulrom gjør kartleggingen av bergartsegenskapene i formasjonene høyst usikker. Den dynamiske informasjonen fra en langtidstest vil gi en bedre og helt nødvendig reservoarforståelse og bidra til et bedre beslutningsgrunnlag for fremtidig feltutbygging.

5.2 Redegjørelse for alternative prøveutvinningsløsninger

Ressursanslagene for Alta-funnet er, som vist i forrige kapittel, assosiert med en betydelig usikkerhet. Dette vil være avgjørende for en mulig beslutning om feltutbygging. En videre avgrensning av Alta- og Gohta-funnene ved boring av ytterligere avgrensningsbrønner vil kunne forbedre de øvre anslagene for ressurspotensialet. Nedsiden i ressurspotensialet er imidlertid

assosiert med risikoen for lav utvinningsgrad fra deler av reservoaret. Usikkerheten knyttet til denne nedsiden vil ikke reduseres som følge av avgrensningsbrønner eller konvensjonelle

formasjonstester.

Dynamisk reservoarinformasjon er nødvendig for å forstå reservoaregenskapene, særlig i de heterogene karbonatstrukturene. Konvensjonelle formasjonstester (Drill Stem Tests, DST)

gjennomført på lete- og avgrensningsbrønnene på funnet har vist svært gode strømningsegenskaper, selv i områdene med begrenset porøsitet. Disse formasjonstestene er imidlertid av en begrenset varighet og begrenset uttak, så de gir kun informasjon om nærbrønnsområdene til brønnene. For å oppnå tilfredsstillende utvinningsgrad er man avhengig av å ha god trykkommunikasjon over store områder. Under slike forhold vil gass- og vannfronten bevege seg stabilt mot brønnen istedenfor å skyte gjennom. Et oppsprukket reservoar vil kunne gi veldig gode rater initielt for så å falle drastisk.

For å forstå langtidsproduktiviteten til disse relativt tynne oljesonene i denne komplekse geologien er det derfor nødvendig med en langtidstest, gjennomført over større areal i en horisontal

reservoarseksjon. Det store uttaket av reservoarvæske fra en slik test vil gi informasjon om hvilken minimum utvinningrad man kan forvente seg og hvilke rater man kan produsere på.

Ved å bore en lang horisontal seksjon gjennom karstifiserte formasjoner vil manverifisere at slike brønner er teknisk gjennomførbare, og på den måten simulere en fremtidig produksjonsbrønn.

Erfaringer fra boring og komplettering av brønnen vil gi viktig erfaring for fremtidige feltutbygginger.

(13)

7220/11-T-5 S PL 609

Date:

02.02.2018

Document no.:

005131

Version:

01

Side 13 av 59

Ulike datainnsamlingstrategier for aktiviteten har blitt utredet (Tabell 5-1). Evalueringene ble i utgangspunktet utført for samkjørt langtidstesting av både Alta og Gohta-funnene. De ulike strategiene inkluderer: konvensjonelle formasjonstester innenfor rammen for lete- og

avgrensningsboring (kolonne 1), en utvidet formasjonstest med oppsamling, eksport og salg av oljen (kolonne 2), bruk av FPSO for langtidsprøveutvinning av oljen og reinjeksjon av gass til

reservoaret, med ulik grad av varighet (kolonne 3-5). Evalueringen av disse alternativene inkluderte forhold som kvalitet på innsamlede data, varighet på datainnsamlingen, kostnad og operasjonelle utslipp knyttet til datainnsamlingen.

Tabell 5-1. Utredning av alternativer for langtidstest ved Alta- og Gohta-funnene. Tabellen gir en beskrivelse av vurderingene av ulike alternativer for datainnsamling av produksjonsegenskaper fra de to funnene.

Som vist i Tabell 5-1 kan de fleste spørsmålene tilknyttet de dynamiske utfordringene i reservoaret besvares med en 2 måneders utvidet formasjonstest. Kostnadene knyttet til en

langstidsprøveutvinning av Alta og Gohta-funnene med bruk av FPSO ble estimert til mellom 4 000 - 7 000 MNOK (avhengig av varigheten på aktiviteten), mens kostnadene for utvidet formasjonstest av funnene ble estimert til ca. 1 000 MNOK per brønn. Utslippene av CO₂ fra en utvidet

formasjonstest med oppsamling og eksport av olje er beregnet til å være i samme

størrelsesorden som for en konvensjonell formasjonstest ( DST) med brenning av olje over 10 dager. Det er også åpenbart at en DST ikke genererer nok informasjon om reservoarets dynamiske egenskaper over tid til å kunne redusere usikkerheten i ressursgrunnlaget for funnene.

De operasjonelle utslippene, da først og fremst i form av utslipp av CO2, er i samme størrelsesorden for de tre alternativene som er utredet. Utslippene av CO2 fra 12 og 24 måneders prøveutvinning er vesentlig høyere. Alternativene med FPSO og havbunninstallasjon medfører dessuten økt

kompleksitet i driftsfasen og ved installering av havbunnsutstyr.

(14)

7220/11-T-5 S PL 609

Date:

02.02.2018

Document no.:

005131

Version:

01

Side 14 av 59

Basert på analysen over ble det besluttet å gjennomføre prøveutvinningen som en utvidet formasjonstest (Extended well test, eller EWT). For å minimalisere de operasjonelle

utslippene vil oljen samles opp og overføres til tankbåt. Dette vil redusere utslippene til luft betraktelig. Ettersom kompresjon og reinjeksjon av gassen fra boreriggen ikke er teknisk

gjennomførbart vil gassen som produseres brennes over brennerbom på boreriggen,. Ulike løsninger for håndtering av formasjonsvann fra testen er også vurdert. Det er knyttet stor usikkerhet til

mengden formasjonsvann som kan genereres under prøveutvinning. Vannproduksjonen kan variere like mye som oljeproduksjonen, mao mellom 0 og 3000 m³/døgn. Det er teknisk utfordrende å sikre tilstrekkelig renseeffekt gitt variasjonen i strømningsrater. Det er derfor besluttet å samle vannet med oljen for overføring til tankfartøyet. Ombord på tankfartøyet vil vannet dekanteres og overføres til dedikert sloptank. Etter endt formasjonstest vil vannet transporteres sammen med oljen til

Mongstad for videre separasjon og håndtering av en godkjent avfallsmottaker.

5.3 Valgt løsning for prøveutvinning

2.3.6 Prosjektplan

Prøveutvinning av brønnen skal etter planen foregå i løpet av sommeren 2018. LNAS har som operatør for lisens PL 609 det overordnede ansvaret for aktiviteter i lisensen og har etablert en prosjektorganisasjon for planlegging av prøveutvinningen. Dette inkluderte design og leveranse av riggmodifikasjoner, testanlegg, eksportrørledning og tankfartøy. Aktiviteten vil gjennomføres som et boreprosjekt ihht LNAS sine styringssystemer og prosesser, ledet av boreavdelingen med støtte fra prosjektorganisasjonen.

Målene for prøveutvinningen er vist i påfølgende avsnitt.

Mål knyttet til innsamling av dynamiske reservoardata Hovedmålene for prøveutvinningen er knyttet til:

 Produksjonsstabilitet

 Trykkbarrierer. Dette kan være endringer i reservoaregenskaper innenfor et lag eller det kan være redusert trykk-kommunikasjon mellom lagene.

 Oppstykking av reservoaret. Forseglende forkastninger som går på tvers av formasjonene kan hindre strømning mellom ulike deler av feltet. Dette kan ha en stor innflytelse på

utvinningsgraden.

 Interaksjon mellom sprekker og stein. Lagringsvolum i sprekker og mindre hulrom. Det er forholdvis liten sannsynlighet for at dette vil oppdages i en test, men et ekstremt negativt tilfelle vil muligens kunne observeres.

 Strømningsrater. Dette er kritisk informasjon for å kunne predikere brønnoppførsel for fremtidige produksjonsbrønner. Prøveutvinningen vil gi føringer for hvilke rater vi kan produsere på uten få gjennombrudd av gass og vann.

 Initiell produktivitet. Basert på kortere brønntester i vertikale brønner gjennomført på

Altafeltet tidligere antas det at brønnen vil produsere bra til å begynne med, men for å fastsette nøyaktig nivå må det produseres fra en horisontalbrønn.

 Produktivitet over tid. Informasjon om dette vil begrenses av varigheten på prøveutvinningen, men en vellykket operasjon vil kunne eliminere en eventuell nedside. Dette punktet henger

(15)

7220/11-T-5 S PL 609

Date:

02.02.2018

Document no.:

005131

Version:

01

Side 15 av 59

sammen med hvordan fronten på gass og vann beveger seg igjennom reservoaret. For å få en tilfredsstillende utvinningsgrad på feltet er man avhengig av at vann og gassfronten beveger seg stabilt.

Prosessrelaterte mål

Å samle data og erfaring knyttet til:

 Avleiring fra formasjonsvann, og effekten av preventive tiltak (bl.a. avleiringshemmer)

 Voksdannelse

 Emulsjonsdannelse

 Å verifisere flerfase strømningsmodellen ved lavere strømningsrater Borerelaterte mål

 Å kunne bore horisontale brønner gjennom karstifiserte og oppsprekte karbonatformasjoner ved bruk av eksisterende teknologi (CML og/eller CMCD).

 Å bekrefte effektiviteten til valgt filterkake og væsketapskontroll (LCM) teknikker

 Å bekrefte egnetheten til valgt skjermløsning for å kontrollere reservoarstrømmen i produksjonsfasen

 Å gjennomføre en effektiv brønnopprenskning og oppstart av produksjonen.

Prøveutvinningen vil som tidligere nevnt gjennomføres som en utvidet formasjonstest (EWT) fra boreriggen Leiv Eiriksson. Planlagt varighet på utvinningsfasen er 60 dager. Gassen som produseres vil brennes over brennerbom, mens stabilisert (avgasset) olje og formasjonsvann eksporteres til tankfartøy. Prøveutvinningen forventes å samle og prosessere produksjonsdata tilsvarende 750 000 fat olje og/eller formasjonsvann i løpet av operasjonen.

5.4 Beskrivelse av testanlegget

Formasjonstestanlegget på innretningen er designet og valgt for å kunne håndtere ratene som forventes fra prøveutvinningen. Olje, vann og gass fra reservoaret vil produseres opp til boreriggen og deretter behandles i testanlegget. Olje og vann separeres fra gassen og pumpes over til et

tankfartøy, mens gassen brennes over brennerbom. Ettersom oljen må stabiliseres til eksportkvalitet er det nødvendig med bedre separasjon og avgassing av oljen fra prøveutvinningen enn ved en konvensjonell formasjonstest. Flere ulike løsninger har blitt evaluert, inkludert tre-trinns separasjonsanlegg og delvis eller full separasjon på tankfartøyet.

Formasjonstestanlegget som er valgt for aktiviteten, er designet og operert av Halliburton Testing and Subsea Scandinavia (TSS). Anlegget er designet som en kombinasjon av en konvensjonell formasjonstestpakke (DST separasjon) og en utvidet formasjonstestpakke (EWT separasjon) (Figur 5-2). Ved oppstart og ved lave strømningsrater vil produksjonsstrømmen gå til en DST separator.

Ved normale strømningsrater vil produksjonsstrømmen ledes til en 1.trinns EWT separator.

(16)

7220/11-T-5 S PL 609

Date:

02.02.2018

Document no.:

005131

Version:

01

Side 16 av 59 Figur 5-2. Prosessdiagram for formasjonstestanlegget på Leiv Eiriksson. Linje (1) viser konvensjonell formasjonstestpakke (DST), mens linje (2) viser prøveutvinningspakken (EWT).

(17)

7220/11-T-5 S PL 609

Date:

02.02.2018

Document no.:

005131

Version:

01

Side 17 av 59

EWT-pakken er designet til følgende spesifikasjoner:

 Strømningsrate: 300 til 3000 Sm³ væske/dag

 Maksimal gassrate: 1 MS³/d

 Stabilisering av oljen til eksportkvalitet

5.5 Eksportrør

Det er gjennomført flere studier for å evaluere ulike løsninger for eksport av olje fra testanlegget på boreriggen til tankfartøy. Evalueringene har inkludert materialvalg, slange- eller rørløsning,

posisjonering (flytende, hengende eller lagt på sjøbunn), og lengde på eksportløsningen. Valgt løsning er vist i Figur 5-3. Den anses å være den mest robuste løsningen med lavest risiko for lekkasjer og nedetid. Eksportrøret er 920 m langt og henger fritt i vannsøylen. Lengden på røret er valgt for å minimalisere risikoen for kollisjon eller komplikasjoner mellom riggen og

tankfartøyet. Hele røret er produsert i en lengde, uten koblinger, noe som reduserer risiko for lekkasjer. Røret har innebygd varmekabel for å redusere potensiale for hydrat- og voksdannelse, samt fiberoptisk kabel for lekkasjedeteksjon (Figur 5-4).

Figur 5-3. Eksportrørkonfigurasjon fra prøveutvinningen på brønn 7220/11-T-5 S.

(18)

7220/11-T-5 S PL 609

Date:

02.02.2018

Document no.:

005131

Version:

01

Side 18 av 59 Figur 5-4. Tverrsnitt av den fleksible eksportrørledningen benyttet til olje- og vanneksport fra prøveutvinning av brønn 7220/11-T-5 S.

2.3.5 Tankfartøy

Vann og olje som produseres vil overføres via eksportrøret til et tankfartøy. Teekay Shipping Norway AS nominerte fire ulike "Explorer Class" shuttletankere ble til prøveutvinningen av. Alle fartøyene ble levert i 2010/11, er designet for operasjoner i utfordrende miljø og kaldt klima (Figur 5-5) og kan posisjoneres ved hjelp av dynamisk posisjonering (DP2). Foreløpig er fartøyet "Scott Spirit" nominert for operasjonen.

Figur 5-5. Tankfartøyet Scott Spirit. (Teekay Shipping Norway)

(19)

7220/11-T-5 S PL 609

Date:

02.02.2018

Document no.:

005131

Version:

01

Side 19 av 59

De nominerte tankfartøyene er alle drevet på marint diesel og er utstyrt med KVOCP teknologi.

Dette tilsier trykksatte lagertanker med passive systemer for reduksjon av utslipp av VOC. Scott Spirit ble i 2016 målt til å ha et utslipp av VOC på 0,67 kg VOC/Sm³ losset olje.

Tankfartøyet vil posisjoneres nedvinds for riggen. Eksportrøret vil monteres til

slangeoppkoblingspunktet (Bow Loading System) på baugen av fartøyet. Påkoblingspunktet vil ha en automatisk lukkeventil (Fail-safe close valve) for å redusere utslippene gitt en ikke-planlagt frakobling.

Det vil etableres en såkalt "Green-Line", et sikkerhetprinsipp for losse-operasjoner offshore. "Green line" er en systematisk prosess for å koble sammen lossesystemene på boreinnretningen og på tankfartøyet via telemetri. Systemet vil forhindre eksportpumpen fra å starte dersom linjen ikke er etablert, eller stenge ned pumpene dersom noen av elementene i "Green line" faller fra. Typiske

"Green line" input signaler er vist i Figur 5-6.

Figur 5-6. Typiske "Green line" signaler. "Green Line" er et sikkerhetssystem basert på telemetri mellom innretningen og tankfartøy for å sikre losseoperasjoner mellom de to

innretningene.

5.6 Gjennomføring av prøveutvinning

Selve strømningsperioden er i generelle trekk planlagt som følger:

 Opprenskingsperiode. Antatt varighet 2-3 dager.

 Syrevask. Små volumer av 15% HCl (saltsyre) injiseres med hensikt å rense nærbrønnsområdet.

 Hovedstrømningsperiode nr 1. Denne vil utføres på en produksjonsrate som tilsvarer forventet rate i potensielt kommende feltutviklingsbrønner og ha en varighet på ca 4 uker.

 Kjøre produksjonslogging nr 1

(20)

7220/11-T-5 S PL 609

Date:

02.02.2018

Document no.:

005131

Version:

01

Side 20 av 59

 Hovedstrømningsperiode nr 2. Basert på resultatene av produksjonsloggingen vil man enten a) produsere på høy rate for å undersøke om man trekker inn gass og/eller vann, eller b) isolere tåen av brønnen ved hjelp av en plugg i horisontalseksjonen. Slik vil man kunne

produsere kun fra formasjonene i hælen.

 Kjøre produksjonslogging nr 2

Den horisontale seksjonen av brønnen er plassert ca. 15 meter over olje-vann kontakten (OWC).

Hensikten med plasseringen av brønnbanen er å optimalisere datainnsamlingen med hensyn til innsig og koning av overliggende gass og underliggende formasjonsvann. I tilfelle gass- eller vanngjennombrudd vil produksjonen opprettholdes i en periode for å samle inn tilstrekkelig med data fra reservoaret, deretter vil produksjon kuttes for å gjenopprette stabil oljeproduksjon og minimalisere vann- og gassproduksjonen. Dersom det ikke allerede har vært gjennombrudd av gass og/eller vann vil et slikt gjennombrudd fremprovoseres mot slutten av prøveutvinningen (se Figur 5-7).

Figur 5-7. Simulert produksjonsprofil for prøveutvinning av brønn 7220/11-T-5 S.

Reservoartrykket vil observeres kontinuerlig under hele operasjonen. I tillegg vil det installeres permanente trykkmålere slik at trykkutviklingen kan monitoreres også etter at brønnen er plugget og forlatt. Vann- og oljeløselige sporstoff vil være installert i skjermene for å samle informasjon om strømningsbidrag fra de forskjellige formasjonene og delene av brønnen. Det vil også bli kjørt produksjonslogging.

(21)

7220/11-T-5 S PL 609

Date:

02.02.2018

Document no.:

005131

Version:

01

Side 21 av 59

6 Utslipp til sjø

6.1 Vurdering av kjemikalier og utslipp

Lundin stiller strenge krav til kjemikalienes tekniske og miljømessige egenskaper. Det er lagt vekt på å etablere planer og benytte kjemikalier som, innen tekniske og kostnadsmessige forsvarlige rammer, har minimalt potensiale for negativ miljøpåvirkning. Samtlige kjemikalier som planlegges sluppet ut er i miljøkategorisering grønn eller gul, ihht Aktivititetsforskriftens § 63.

Brønnplanene og valg av kjemikalier er lagt opp til å følge kravene spesifisert bl.a. i:

- Aktivitetsforskriftens Kap XI,

- De generelle nullutslippsmålene for petroleumsvirksomhetens utslipp til sjø, som spesifisert i Stortingsmelding nr. 26 (2006–2007) (Miljøverndepartementet, 2007)

Denne søknaden omfatter:

 Bruk av produksjonskjemikalier under prøveutvinning

 Riggkjemikalier (BOP-væske, hydraulisk kontrollvæske, vaske- og rensemidler)

 Oljeholdig vann, sanitærvann og matavfall

 Kjemikalier i lukket system

 Beredskapskjemikalier

6.2 Forbruk og utslipp av kjemikalier

6.2.1 Produksjonskjemikalier

Det vil benyttes produksjonskjemikalier under operasjonenfor å optimalisere separasjonsprosessen og driften av anlegget. Kjemikaliene vil enten følge olje- eller vannfasen til tankfartøyet. Det vil derfor ikke være utslipp av produksjonskjemikalier fra operasjonen på lokasjonen. En oversikt over samlet forbruk av produksjonskjemikalier er vist i Tabell 14-2.

Avleiringshemmer

På grunn av risiko for avleiring av salter fra formasjonen vil det benyttes avleiringshemmer i prosessen. Valgt produkt er SI-4136 (levert av Schlumberger Norge AS), med gul (Y2) miljøkategorisering. Kjemikaliet vil injiseres i brønnen ved hjelp av en nedihulls linje for kjemikalieinjeksjon. Planlagt dosering er 75 ppm i brønnstrømmen. Kjemikaliet vil følge vannstrømmen gjennom testanlegget og over til tankfartøyet.

Skumdemper

Det er lagt inn en opsjon for bruk av skumdemper i separasjonstankene på testanlegget. Valgt produkt er Defoamer AF-451, levert av Nalco Norge AS. Produktet har miljøkategorisering Gul Y2.

Det vil kun benyttes ved behov og tilsettes nedstrøms strupeventilen inn på testanlegget. Totalt forbruk under hele prøveutvinningen er estimert til 4 tonn . Produktet vil følge vann- og oljefasen til tankfartøyet.

(22)

7220/11-T-5 S PL 609

Date:

02.02.2018

Document no.:

005131

Version:

01

Side 22 av 59

Asfaltenhemmer

Asfaltenhemmeren PI-7188 (leverandør Schlumberger Norge AS) vil benyttes for å forhindre emulsjonsdannelse og avsetninger i produksjonsanlegget. Kjemikaliet vil tilsettes etter strupeventilene på testanlegget. Produktet er klassifisert som gult og vil i sin helhet følge oljestrømmen til tankfartøyet.

Emulsjonsbryter

Emulsjonsbryteren EB-8785 vil benyttes ved behov for å bedre separasjonen av olje og vann på testanlegget. Produktet leveres av Schlumberger Norge AS. Produktet er klassifisert som gult (Y2) og vil følge olje- og vannfasen til tankfartøyet. Anslått forbruk er på 5 tonn.

MEG (Monoetylenglykol)

Monoetylenglykol (MEG) vil benyttes til flere funksjoner under prøveutvinningen.

Eksportrørledningen vil installeres og monteres med 50/50 MEG/vann i røret. Ved klargjøring og trykktesting av eksportrøret vil denne løsningen pumpes til tankfartøyet. Løsningen vil følge formasjonsvannet til land for videre behandling.

MEG vil også benyttes som hydrathemmer i brønnen i tilfelle stans i prøveutvinningen samt som spacer (buffer) ved oppstart av produksjonslogging. MEG er kategorisert som Grønt. Totalt forbruk av MEG er estimert til 75 tonn.

Kontrollvæske til nedihullsventiler og lagringsmedium til injeksjonslinja i brønn

Kontrollinjen til nedihullsventilen vil styres med hydraulikkvæsken Oceanic HW 443 (miljøkategori gul Y2). Denne linjen er et lukket system uten utslipp til sjø eller til brønnen. Nedihulls

injeksjonslinjen til avleiringshemmeren vil installeres med Oceanic HW443 ND. Ved spyling av denne linjen vil noe væske kunne slippes ut i produksjonsstrømmen og følge formasjonsvann til tankfartøyet. Samlet forbruk av kjemikaliet er konservativt anslått til 0,5 tonn.

6.2.2 Riggkjemikalier

Riggen vil driftes som normalt under prøveutvinningen. En oversikt over forbruk og utslipp av riggkjemikalier er vist i Tabell 14-3.

Riggvaskemiddel

Vaske- og rensemidler brukes til rengjøring av gulvflater, dekk, olje- og fettholdig utstyr.

Vaskemiddelet som benyttes på riggen er Clean Rig CHP, klassifisert som gul. Estimert forbruk er på ca. 260 liter i uka. Vaskemiddelet vil følge drensvann om bord, og enten samles opp i sloptanker for ilandføring eller renses med drensvannet før utslipp. Som et konservativt anslag anses alt forbruk å gå til utslipp.

BOP-væske

Riggen er en halvt nedsenkbar flyterigg og vil ha BOP-enheten på sjøbunnen. BOP-væsken som skal benyttes på riggen er Pelagic 50 BOP Fluid, som er klassifisert som gul med hensyn til miljøpåvirkning. Det er estimert et forbruk og utslipp på ca. 520 liter per uke i forbindelse med

(23)

7220/11-T-5 S PL 609

Date:

02.02.2018

Document no.:

005131

Version:

01

Side 23 av 59

trykktesting og funksjonstesting. I tillegg vil det bli benyttet og sluppet ut opptil 10 tonn Pelagic Stack Glycol V2 (frostvæske) som er klassifisert som grønn.

Kjemikalier benyttet til rensning av slop

Det benyttes to kjemikalier i forbindelse med rensing av oljeholdig vann på riggen. Kjemikaliene BDF-908 og DCA-14005 (klassifiserte som gule) benyttes i Halliburton BSS vannrenseanlegg.

Forventet forbruk i forbindelse med omsøkt aktivitet er på ca. 500 kg per kjemikalie.

6.3 Oljeholdig vann og sanitærvann

Riggen har kartlagt områder hvor oljeholdig vann eller kjemikalier kan forekomme. I områder der det kan forekomme søl av olje og kjemikalier, er det lukket dren til oppsamlingstank. Herfra kan væsken renses eller sendes til land. Drensvann som ikke tilfredsstiller kravene i regelverket vil ikke slippes til sjø.

Sanitærvann vil slippes ut i henhold til gjeldende regler.

6.4 Kjemikalier i lukket system

Kjemikalier i lukket system vil bli rapportert i årsrapporteringen dersom årlig forbruk er større enn 3000 kg. Om bord Leiv Eiriksson benyttes det flere ulike varianter av Shell Tellus hydraulikkoljer.

Erifon 818 TLP benyttes i kompensatorsystemer på riggen. Disse benyttes i lukkede system og slippes ikke til sjø. Det er kun Shell Tellus S2 V 32 og Erifon 818 TLP som har forventet årsforbruk over 3000 kg. Disse kjemikaliene ble omsøkt i Lundin Norway AS (2018), og inkluderte forbruket for hele prøveutvinningskampanjen (Tabell 5-2).

Tabell 6-1. Årlig forbruk av hydraulikkoljer i lukkede systemer for hele prøveutvinningskampanjen for brønn 7220/11-T-5 S.

Produkt Bruksområde Miljø-

klassifisering

Forventet årlig forbruk

(kg)

Forventet forbruk for operasjon tilsvarende

135 dager(kg) Tellus S2V 32

All cranes on deck; pedestal, knuckle boom, raiser gantry crane HPU ring

line, Davit MOB boat, Drill-string compensator active

Svart 22 000 3667

Erifon 818 TLP

Riser- og Top drive

kompensatorsystemer Svart 6500 1083

6.5 Oversikt over beredskapskjemikalier

Det er ikke identifisert noen beredskapskjemikalier knyttet til den planlagte prøveutvinningen.

Eventuell bruk og utslipp av beredskapskjemikalier vil bli rapportert i den årlige utslippsrapporten

(24)

7220/11-T-5 S PL 609

Date:

02.02.2018

Document no.:

005131

Version:

01

Side 24 av 59

fra Lundin til Miljødirektoratet. Brannskumkjemikaliet som benyttes på innretningen er per 01.01.2018 Arctic Foam 201AF.

6.6 Samlet forbruk og utslipp av kjemikalier

Tabell 1-1 gir en oversikt over samtlige kjemikalier planlagt benyttet og sluppet ut under

prøveutvinning av brønn 7220/11-T-5 S. Utslippene til sjø i prøveutvinningsfasen er små og bidrar lite til de total utslippene fra brønnkampanjen. Bore- og kompletteringsaktivitetene for brønnen bidrar til mer enn 98 % av utslippene. Samlede utslipp for all aktivitet tilknyttet boring,

komplettering, prøveutvinning og plugging av brønn 7220/11-T-5 S er vist i Tabell 14-4.

(25)

7220/11-T-5 S PL 609

Date:

02.02.2018

Document no.:

005131

Version:

01

Side 25 av 59

7 Utslipp til luft

Utslipp til luft under prøveutvinningen omfatter avgasser fra kraftgenerering av dieseldrevne enheter på riggen og utslipp til luft som følge av forbrenning av gass.

7.1 Utslipp fra kraftgenerering under prøveutvinning

Leiv Eiriksson har et forventet dieselforbruk på 35 m³/døgn, fordelt på 6 hovedmotorer, nødgenerator og motorer tilhørende dekkskraner og sementenhet. Planlagt varighet for prøveutvinningen er 60 dager.

Samlet utslipp til luft fra dieselforbrenning er vist i Tabell 7-1. Diesel som leveres til riggen har lavt svovelinnhold (<0,05 %). NOx-faktor for dieselmotorene på Leiv Eiriksson er målt til 52,05 kg NOx/tonn drivstoff (Ocean Rig, 2015), mens utslippsfaktoren for SOX er spesifikk for

dieselkvaliteten som benyttes. For de øvrige utslippsfaktorene er Norsk olje og gass sine anbefalte utslippsfaktorer benyttet som grunnlag for beregninger (Norsk olje og gass, 2017).

Utslippsfaktorene er som følger:

 CO2: 3,17 (tonn/tonn olje)

 NOX:0,05205 (tonn/tonn olje, riggspesifikt for Leiv Eiriksson)

 nmVOC: 0,005 (tonn/tonn olje)

 SOx: 0,001 (tonn/tonn olje)

Tabell 7-1. Utslipp til luft fra kraftgenerering ved prøveutvinning av brønn 7220/11-T-5 S.

Aktivitet Varighet (døgn)

Forbruk av diesel (tonn)

Utslipp i tonn

CO2 NOX nmVOC SOX CH4

Prøveutvinning 60 1796 5692 93 9,0 1,8 0

7.2 Utslipp fra prøveutvinning av brønn 7220/11-T-5 S

Olje og vann fra prøveutvinningen vil samles opp og sendes via eksportrørledningen til tankfartøy, utslipp fra prøveutvinningen vil derfor i hovedsak komme som følge av brenning av gass over brennerbommen på riggen. Selv om olje i utgangspunktet ikke skal brennes over brennerbom under prøveutvinningen er det en oljelinje mellom DST-linjen på anlegget til brennerbom (Figur 5-2).

Brenning av olje vil kun gjennomføres av sikkerhetsmessige grunner, eller dersom et avbrudd i prøveutvinningen vil medføre kritiske tap av innsamlede data under operasjonen. Selv om det ikke forventes eller planlegges for brenning av olje, er et konservativt anslag for brenning av olje omsøkt og vist i Tabell 7-2. Norsk olje og gass sine anbefalte utslippsfaktorer er benyttet som grunnlag for beregninger (Norsk olje og gass, 2017).

(26)

7220/11-T-5 S PL 609

Date:

02.02.2018

Document no.:

005131

Version:

01

Side 26 av 59 Tabell 7-2. Utslipp til luft fra brenning av olje og gass ved prøveutvinning av brønn 7220/11-T-5 S.

Energivare Forbruk Enhet Utslipp til luft fra prøveutvinning (tonn)

CO2 NOX nmVOC CH4 SOX

Naturgass 15 735 693 Sm³ 58 694 188,8 0,9 3,78 0,1

Olje 750 m³ 1 966 2,3 2,0 - 1,7

Totalt 60 660 191,1 3,0 3,8 1,8

7.3 Utslipp fra bøyelasting

Målet for bøyelastingsoperasjonen er at utslipp av nmVOC ikke skal bidra til en vesentlig endring av de samlede utslippene av nmVOC på norsk sokkel, eller bidra til at utslippsfaktoren for norsk sokkel øker som følge av aktiviteten. Tankfartøyet som skal benyttes under operasjonen er inkludert i VOCIC samarbeidet og er utstyrt med VOC-reduserende teknologi (KVOCP). Målt/beregnet utslippsfaktor var i 2017 på 0,67 kg nmVOC/Sm³ olje (VOCIC, 2017). Beregnede utslipp av

nmVOC gitt lasting av 750 000 fat olje er beregnet til 79,9 tonn nmVOC. Utslippene av nmVOC fra lasteoperasjoner på sokkelen i 2016 var på 24 832 tonn.

7.4 Samlede utslipp fra prøveutvinningen av brønn 7220/11-T-5 S

Samlede utslipp for hele kampanjen, inkludert boring, komplettering, prøveutvinning og plugging av brønn 7220/11-T-5 S, er vist i Tabell 14-5.

7.5 Utslipp av sot og oljenedfall fra prøveutvinningen

Utslipp av sot og oljenedfall i forbindelse med prøveutvinning av brønn 7220/11-T-5 S er beregnet ut fra total forbrenning av olje og gass fra prøveutvinningen samt forbrenning av diesel fra

kraftgenerering på riggen.

Generering av sot ved forbrenning av naturgass er beregnet av Carbon Limits AS i forbindelse med Miljødirektoratets «Fakkelprosjekt 2012» (Carbon Limits, 2013 og 2015) og strekker seg fra 0,167 til 0,684 g sot/Sm³gass.

Det er sparsomt med data tilgjengelig for beregning av sot ved brenning av råolje. Den eneste tilgjengelige utslippsfaktoren er på 25 g sot/kg forbrent olje og stammer fra 1994 (Norsk Energi, 1994 og 1994b). Denne utslippsfaktoren er svært konservativ og anses ikke å være representativ for dagens brennerteknologi. Til sammenligning bruker Maritim sektor 0,35 g sot/ kg brennstoff som faktor for kontrollert forbrenning i motorer (Buhaug et.al. 2009).

Standardfaktor for beregning av oljenedfall til sjø fra forbrenning av olje ved formasjonstesting er 0,05% av oljevolumet for formasjonstesting (Norsk Olje og gass, 2017). Denne faktoren ble utarbeidet allerede i 1992, med helt annen brennerteknologi enn hva som vil benyttes under

(27)

7220/11-T-5 S PL 609

Date:

02.02.2018

Document no.:

005131

Version:

01

Side 27 av 59

prøveutvinningen. Faktoren kan anses som konservativt da utstyrsleverandøren angir at nedfallsfaktoren er mindre enn 0,0005%.

Samlede utslipp av sot og oljenedfall gitt hele prøveutvinningskampanjen, gitt boring, komplettering, prøveutvinning og plugging av brønnen, er vist i Tabell 14-6.

(28)

7220/11-T-5 S PL 609

Date:

02.02.2018

Document no.:

005131

Version:

01

Side 28 av 59

8 Avfall

Riggen har etablert et system for innsamling, sortering og håndtering av avfall. Prinsippet om reduksjon av avfallsmengder ved kilden, både på riggen og basen, vil bli fulgt. Gjenbruk av materialer og borevæsker vil bli gjennomført for de seksjoner hvor det er mulig. Operasjonen vil følge Norsk olje og gass retningslinjer for avfallsstyring - 093 (Norsk Olje og Gass, 2014).

Industrielt avfall generert om bord vil sorteres i containere og leveres i land for følgende typer avfall:

- Papp og papir - Treverk - Glass

- Hard og myk plast - EE-avfall

- Metall

- Matbefengt/brennbart avfall - Restavfall

Farlig avfall vil bli sortert og transportert til land for forsvarlig håndtering og sluttbehandling, ihht gjeldende regler. Videre håndtering på land vil følges opp av godkjente avfallskontraktører. Lundin har en avtale med Asco Norge AS for basetjenester i Hammerfest og underleverandør av

avfallstjenestene er SAR for alt avfall som ikke er borerelatert.

(29)

7220/11-T-5 S PL 609

Date:

02.02.2018

Document no.:

005131

Version:

01

Side 29 av 59

9 Operasjonelle miljøvurderinger

9.1 Naturressurser i influensområdet

Det er i forvaltningsplanen for Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten

(Miljøverndepartementet, 2011), og underliggende rapporter gitt en grundig beskrivelse av

miljøressurser som finnes i regionen. I tillegg til en visuell grunnlagsundersøkelse (DNV GL, 2014) ble det gjennomført en grunnlagsundersøkelse på Alta-feltet i 2013 (DNV GL, 2014b). Fugro gjennomførte en borestedsundersøkelse av området rundt brønn 7220/11-4 høsten 2016 (Fugro, 2016), som inkluderte en visuell undersøkelse av området rundt brønnen. Det ble gjennomført et transekt over borelokasjonen til brønn 7220/11-T-5 S i januar 2018. Dette transektet viser at brønnlokasjonen har lik fauna som de øvrige områdenen innenfor lisensen, en generelt artsfattig makrofauna med spredte individer av svamp. Bilder fra borelokasjonen er vist i Figur 9-1. En overordnet vurdering av naturressursene i området er gitt her:

Tema Beskrivelse

Bunnforhold og bunnfauna

Bunnen består hovedsakelig av silt og leire med spredte forekomst av stein (boulders).

Sedimentundersøkelsen gjennomført i prospektet viser at bunndyrsdiversiteten er høy og med kun mindre variasjoner. Prøvene reflekterer et sunt og uforstyrret bunndyrsamfunn (DNV GL, 2014b).

Visuelle undersøkelser gjennomført på brønnlokasjonen og i området for øvrig viser at det er kun spredte individer av bløtbunnssvamp i området.

Gjenstander på

bunnen Det er ikke funnet skipsvrak eller andre kulturminner i nærområdet rundt brønnen.

Strømforhold Strømretningene i dette området av Barentshavet påvirkes både av tilflyt av Atlantisk vann vestfra og av kyststrømmen, samt lokal vindpåvirkning

Fisk Barentshavet er leve- og oppvekstområde for en rekke økologisk og kommersielt viktige

fiskebestander, deriblant torsk, lodde og sild. Hysa har gyteområde i perioden mars – juli vest for lisensen. Fiskelarver kan være følsomme for utslipp av olje, og det er deler av året høy forekomst av fiskelarver av artene torsk, lodde og sild i området. Miljørisoanalyser for boreaktiviteter i regionen viser at konsekvenser for viktige fiskebestander er neglisjerbare.

Sjøfugl Barentshavet er et viktig område for sjøfugl, og huser et betydelig antall individer og ulike arter sjøfugl gjennom året. Mye sjøfugl tilbringer mesteparten av året på sjøen i næringssøk, og er kun avhengige av å oppsøke land i hekketiden. Operasjonelt vil ikke sjøfugl påvirkes av aktiviteten, men de kan skades i tilfelle oljesøl. Sjøfugl er sårbare for både direkte og indirekte effekter av oljesøl.

Marine pattedyr Det finnes flere hvalarter innen forventet influensområde, men mange arter er kun sporadiske gjester i norske farvann. Hval har imidlertid lav sårbarhet for oljeforurensning.

Fiskerier Brønnen ligger i et område som har hatt meget lav fiskeriintensitet i perioden 2011-2016 (Figur 9-2).

Spesielt Verdifulle Områder (SVO)

SVO-området "Kystbeltet langs Finnmarkskysten" er innenfor influensområdet til brønnen.

Dominerende strømretning for et oljeutslipp fra brønnen er østover i Barentshavet.

(30)

7220/11-T-5 S PL 609

Date:

02.02.2018

Document no.:

005131

Version:

01

Side 30 av 59 Figur 9-1. Bilder tatt under et 200 m langt nord-sør ROV transekt over brønnlokasjonen 28.01.2018.

(31)

7220/11-T-5 S PL 609

Date:

02.02.2018

Document no.:

005131

Version:

01

Side 31 av 59 Figur 9-2. Fiskeriaktivitet rundt brønn 7220/11-T-5 S i perioden 2011-2016. Figurene viser fartøysaktiviteten for kvartal 1 (øverst venstre), kvartal 2 (øverst høyre), kvartal 3 (nederst venstre) og kvartal 4 (nederst høyre).

Kilde: Fiskeridirektoratet (2017). Jo mørkere farger, jo høyere fartøysaktivitet.

9.2 Miljøvurdering av utslippene

Miljøvurderinger av de operasjonelle utslippene knyttet til boring og komplettering av brønn 7220/11-5 S/7220/11-T-5 S er gitt i Lundin Norway AS (2018). De operasjonelle utslippene til sjø fra selve prøveutvinningen er begrenset til mindre utslipp av hjelpekjemikalier fra riggen, samt utslipp av drensvann, regnvann og lensevann fra innretningen som gjennomfører operasjonen.

Utslippene forventes ikke å ha noen miljøkonsekvenser.

Prøveutvinningen vil medføre noe utslipp av sot som følge av brenning av diesel og gass under operasjonen. Utslippene er imidlertid svært små sammenlignet med utslipp fra andre kilder i Norge og i arktis (se bl.a. Aasestad, 2013).

De samlede utslippene til luft fra prøveutvinningskampanjen er større enn for en normal letebrønn.

Utslippene til luft av både CO2 og NOX utgjør imidlertid mindre enn 1 prosent av de samlede utslippene på norsk sokkel i 2016. Utslippene forekommer mer enn 200 km fra kysten slik at eventuell effekt fra utslippene av NOX, nmVOC eller SOX på land forventes å være neglisjerbare.