Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensingsloven ved permanent plugging av letebrønn 6406/2‐7 Erlend Øst
Innhold
1 Innledning ... 5
1.1 Ramme for aktiviteten ... 5
2 Feltbeskrivelse ... 6
2.1 Beliggenhet og lisensforhold ... 6
2.2 Beskrivelse av letebrønn 6406/2‐7 Erlend Øst og perm P&A ... 7
2.1 Biologiske ressurser ... 9
2.1.1 Plankton ... 9
3 Koraller letebrønn 6‐5 Erlend Øst og risikoreduserende tiltak ... 11
3.1 Kartlegging av koraller ... 11
3.2 Forekomster og verdivurdering av korallforekomster ... 12
3.3 Risikoreduserende tiltak med hensyn på korallforekomster ... 12
3.3.1 Partikulære utslipp ... 12
3.3.2 Ankeroperasjoner ... 13
4 Forbruk og utslipp av kjemikalier ... 14
4.1 Valg og evaluering av kjemikalier ... 14
4.2 Kontroll, måling og rapportering av utslipp ... 14
4.3 Omsøkte mengder forbruk og utslipp av kjemikalier ... 15
4.3.1 Omsøkte kjemikalier i svart og rød miljøklassifiering ... 15
4.3.2 Omsøkte kjemikalier med gul miljøklassifisering ... 18
4.4 Forbruk og utslipp av bore‐ og brønnvæsker ... 19
4.5 Sementkjemikalier ... 19
4.6 Beredskapskjemikalier ... 20
4.7 Riggkjemikalier ... 20
4.8 Drenasje‐ og oljeholdig vann ... 20
4.9 Oljeholdige brukte kjemikalier ... 20
4.10 Utslipp av tørrbulk gjennom ventilasjonsliner ... 21
4.11 Utslipp av kjemikalier etter endt operasjon ... 21
5 Planlagte utslipp til luft ... 22
5.1 Generelt ... 22
5.2 Utslipp ved kraftgenerering ... 22
5.3 Miljøkonsekvenser ved utslipp til luft ... 22
6 Avfallshåndtering ... 23
6.1 Sanitærvann og organisk kjøkkenavfall ... 23
6.2 Utslipp av borekaks ... 23
6.3 Annet avfall ... 23
7 Miljørisiko og beredskap ved akutte oljeutslipp ... 24
7.1 Informasjon om brønnen ... 24
7.2 Miljøeffekter ved eventuell utblåsning ... 25
7.3 Oljevernberedskap ... 25
8 Referanser ... 26
Vedlegg A – Tabeller over omsøkte kjemikalier ... 27
Vedlegg B – Beredskapskjemikalier ... 31 Vedlegg C – Gamle borevæskevolum fra 1999 ... 33 Vedlegg D – Verdivurdering og bilder av koraller på Erlend Øst ... 35
1 Innledning
I henhold til Forurensningsloven § 11 søker Statoil om tillatelse til virksomhet i forbindelse med permanent tilbakeplugging av letebrønn 6406/2‐7 Erlend Øst. Brønnen ble boret og forlatt i 1999.
Formålet med operasjonen er å plugge letebrønnen permanent, og trekke fôringsrør og brønnhode i henhold til NORSOK D‐010 og Statoils styringssystem ARIS.
Tidligst forventet operasjonsstart er satt til 1. mai 2014, med en estimert varighet på 49 dager. Flyteriggen Transocean Leader planlegges benyttet til tilbakepluggingen, men det kan være en mulighet for at Scarabeo 5 gjennomfører operasjonen.
Enkelte væskevolum som har stått i brønnen siden 1999 vil bli berørt under operasjonen. Noen kjemikalier i disse væskene viser rød eller svart miljøklassifisering, og volumene planlegges derfor tatt til land som avfall såfremt det ikke oppstår problemer med H2S gass. En oversikt over produkter og mengder av de gamle væskevolumene er gitt i Vedlegg C.
Forbruk av produkter med rød og svart miljøklassifisering omfatter kjemikalier i lukkede systemer, og gamle kjemikalier som har stått i brønnen og ansees som brukt når de tas ut og sendes til land som avfall. Ut over dette planlegges kun forbruk og utslipp av kjemikalier med gul og grønn miljøklassifisering. Et eventuelt bytte av rigg vil ikke medføre de store endringer i forbruk og utslipp av gule og grønne kjemikalier. En oversikt over riggspesifikke kjemikalier i lukkede systemer er gitt i kapittel 4.3.1.
I november 2013 ble det gjennomført en korallsurvey rundt letebrønn Erlend Øst. Målet var å få generert
høyoppløselige kart for identifikasjon av koraller. Det ble observert både forekomster av Lophelia rev og korallskog.
Miljørisiko i forbindelse med akutte oljeutslipp i forbindelse med operasjonen på Erlend Øst er i varetatt av miljørisikoanalysen for Tyrihansfeltet, og ansett som akseptabel i forhold til Statoils akseptkriterier for miljørisiko gjennom hele året. Det henvises til kapitel 7 for ytterligere informasjon omkring miljørisiko og beredskap.
Søknaden omfatter permanent tilbakeplugging (perm P&A) av letebrønn Erlend Øst, og gir en oversikt over planlagt forbruk‐ og utslipp av kjemikalier, utslipp til luft fra kraftgenerering og generert avfall i forbindelse med
operasjonen. Forekomster av koraller i området er også beskrevet, samt de risikoreduserende tiltakene som planlegges iverksatt med hensyn på koraller.
1.1 Ramme for aktiviteten
Prinsipper for risikoreduksjon beskrives i § 11 i rammeforskriften. Lovgivningen sier at skade eller fare for skade på mennesker, miljø eller materielle verdier skal forhindres eller begrenses i tråd med helse‐, miljø‐ og
sikkerhetslovgivningen, herunder interne krav og akseptkriterier som er av betydning for å oppfylle krav i denne lovgivningen. Videre sier forskriften at utover dette nivået skal risikoen reduseres ytterligere så langt det er mulig.
Statoil planlegger å gjennomføre aktivitetene i tråd med dette og er, etter intern styrende dokumentasjon, pålagt å følge miljøstyringssystemet ISO 14001 standard for minimering av negativ påvirkning på miljøet.
2 Feltbeskrivelse
2.1 Beliggenhet og lisensforhold
Feltet Erlend ligger på Haltenbanken ca. 10 km rett vest for Kristinfeltet, på grensen til blokk 6406/1, som vist i Figur 2.1. Havdypet i området er omlag 293 meter. Gass og kondensat ble funnet gjennom letebrønn 6406/2‐7 Erlend øst i 1999 med Saga Petroleum som boreoperatør. Feltet er ikke bygget ut. Eierforholdene for utvinningslisensen PL 199 er gitt i Tabell 2.2.1. Nærmeste avstand til land er om lag 160 km.
Figur 2.1 Beliggenhet av Erlendfeltet i forhold til omkringliggende felt
Tabell 2.2.1 Rettighetshavere på Erlendfeltet pr 12.november 2013
Selskap Andel
Statoil ASA 52,0 %
Petoro AS 27,0 %
ExxonMobil E&P Norway 15,0 %
Total 6,0 %
2.2 Beskrivelse av letebrønn 6406/2‐7 Erlend Øst og perm P&A
Målet med aktiviteten er permanent tilbakeplugging av letebrønn 6406/7‐3 Erlend Øst, samt kutte og trekke foringsrør og brønnhode i henhold til NORSOK D‐010 og Statoils styringssystem ARIS.
P&A operasjonen vil blant annet inkludere følgende delaktiviteter:
Kjøre BOP og stigerør
Fortrenge brønn til oljebasert borevæske
Bore ut sementplugg fra 3600 til 3803 m MD
Gjøre opp freseverktøy og frese broplugg på 3803 m MD
Trykkteste tidligere satt reservoarplugg
Logge foringsrørsement i 9 5/8" foringsrør (min. 2 x 30 m kumulativ)
Sette min. 2 x 50 m MD sementplugger
Verifisere sementplugg ved å bore til god sement og tagge med 10 tonn
Tynne ut oljebasert borevæske
Kutte 9 5/8" foringsrør ved 13 3/8" foringsrørsko
Trekke 9 5/8" seal assembly
Sirkulere ut borevæske bak 13 3/8" foringsrør
Trekke 9 5/8" foringsrør
Logge foringsrørsement i 13 3/8" foringsrør (min. 2 x 30 m kumulativ)
Sette 13 3/8" broplugg og trykkteste bropluggen
Sette min.2 x 50 m MD sementplugger
Verifisere sementplugg ved å bore til god sement og tagge med 10 tonn
Fortrenge brønn til vannbasert borevæske
Kutte 13 3/8" foringsrør ved 18 5/8" foringsrørsko
Trekke 13 3/8" seal assembly
Sirkulere ut borevæske bak 13 3/8" foringsrør
Trekke 13 3/8" foringsrør
Logge foringsrørsement i 18 5/8" foringsrør (min. 2 x 30 m kumulativ) (Ikke avgjort pr.20.12.2013)
Sette 18 5/8" broplugg og trykkteste bropluggen
Sette min. 2 x 50 m MD sementplugger
Verifisere sementplugg ved å bore til god sement og tagge med 10 tonn
Fortrenge brønn til sjøvann
Trekke BOP og stigerør
Kutte 18 5/8" og 30" foringsrør
Trekke 18 5/8" og 30" foringsrør
Figur 2.2 Skjematisk fremstilling av letebrønn Erlend Øst før og etter permanent tilbakeplugging
2.1 Biologiske ressurser
Dette kapitlet omhandler biologiske ressurser i regionen. Når det gelder eventuell påvirkning av vår aktivitet på marine ressurser vises det til den Regionale Konsekvensutredningen for Petroleumsvirksomheten i Norskehavet [1].
2.1.1 Plankton
Dyreplanktonsamfunnet i Norskehavet domineres av copepoder/hoppekreps av gruppene Calanus (Raudåte) og krill (Lyskreps). I de kalde delene av havet, spesielt i vest og sørvest, finnes også store mengder amfipoder. For øvrig har de fleste marine organismer et planktonisk stadium i løpet av livssyklusen. Eksempler på dette er egg og larver fra ulike fiskearter, samt larver fra virvelløse dyr som muslinger, rur, o.l. Planktonmengden varierer sterkt gjennom året, biomassen i høyere vannlag generelt er lav om vinteren, og øker ofte til et maksimum i mai.
Grunne banker som Frøyabanken, Sklinnabanken og Haltenbanken danner spesielle strømvirvler som gjør at bankene opprettholder vannmasser med nok næring og lys i store deler av året. Strømmene fører også til at plankton får lengre oppholdstid her enn andre steder, hvilket gjør bankene til høyproduktive områder og næringsrike spiskamre for fisk og andre marine organismer.
2.1.2 Kaldtvannskoraller
De norske kaldtvanns‐korallrevene dannes av Lophelia pertusa, en steinkorall (Scleractinia) i familien
Caryophyllidae. Lophelia forekommer i de fleste hav, med unntak av de aller kaldeste, i dybdeområdet 40‐3000 m dyp. Forekomster av koraller er identifisert flere steder på midtnorsk sokkel fra Storegga og nordover langs kontinentalsokkelkanten opp til og med Røstrevet, de tetteste forekomstene finnes på dyp mellom 200 og 350 m.
De viktige forekomstene er i Breisunddjupet, Sularyggen og langs Haltenpipe, på Iverryggen, i området utenfor Bodø og Trænadypet og rundt 1 500 veldefinerte rev er beskrevet. I Norskehavet er fire korallrev/felt (Sularevet,
Iverryggen og Røstrevet, Trænadypet) stengt for tråling.
Den komplekse rommlige strukturen på Lophelia rev gjør disse områdene til et egnet leveområde for mange fastsittende og frittlevende organismer, og områdene er derfor regnet som viktige for livsstadier av flere ulike bunnlevende fiskearter [2].
Morvin er det feltet på Haltenbanken med de tetteste forekomstene av rev i meget god kondisjon og flere studier av korallene i området er gjennomført. Statoil har ikke like god kjennskap til korallforekomster på andre omsøkte felt. Mangel på informasjon skyldes at det ved utbygging av disse feltene ikke ble stilt krav til en like omfattende kartlegging av korallforekomster som i dag. Kun forekomster høyere enn 2,5 m og i nærmeste omkrets rundt bunnrammene ble identifisert. Kravene til kartlegging har gradvis blitt endret gjennom høyere fokus på koraller og forbedring av teknologi for kartlegging. Som en standard gjennomføres det på nye felt på Haltenbanken en detaljert korallkartlegging sammen med risikoreduserende tiltak for å redusere skader på korallforekomster. Statoil jobber kontinuerlig med å forbedre informasjonsgrunnlaget på eksisterende felt der denne er mangelfull, og søker å redusere og unngå skader på korallforekomster gjennom planlegging av operasjoner på både gamle og nye lokasjoner. Verktøyene Statoil benytter for risikoreduksjon er beskrevet i kapittel 3.
Paragorgia arborea (Sjøtre), Paramuricea placomus (Sjøbusk) og Primnoa er hornkoraller som kan danne såkalte korallskoger. På lik linje med Lophelia kan dette være langlivete arter som vokser relativt langsomt og ofte også danner komplekse habitater for mange andre arter. Korallskog er avhengig av hardt substrat for å kunne etablere seg, og benytter seg ofte av dødt Lopheliarev.
2.1.3 Svamp
Svamper (Porifera) er kolonidyr som danner et indre skjelett i form av små spikler av kisel eller kalk. De aller fleste svampene er fastsittende på underlaget og har liten eller ingen egenbevegelse. Svampene viser stor formvariasjon, fra arter som danner overtrekk på underlaget til runde eller sylindriske former, og videre arter med opprett og forgrenet vokseform. Svampene lever vanligvis av små næringspartikler som filtreres fra vannet, men enkelte arter lever i symbiose med ulike mikroorganismer eller kan til og med være kjøttetere [3].
De fleste svampene er marine og finnes på hardbunn fra fjæresonen til ganske store dyp. Svampene deles i tre hovedgrupper hovedsakelig basert på materialet i skjelettet: kalksvamper (Calcarea), glass‐svamper (Hexactinellida) og horn‐ og kiselsvamper (Demospongiae).
Det er kjent at svampområder er utbredt i Barentshavet, for eksempel på Tromsøflaket, spesielt i Snøhvitområdet og de vestlige delene som grenser til eggakanten. Det foreligger imidlertid ikke noen fullstendig oversikt over utbredelsen av svampsamfunnene i Norskehavet.
2.1.4 Fiskeressurser
Sild, makrell, torsk og sei utgjør de kommersielt sett viktigste fiskebestandene i Norskehavet [4]. På bakgrunn av ulike biologiske, økonomiske og regulatoriske forhold, vil forholdene i fiskeriene endres fra år til år. Fiske etter sild med not foregår hovedsaklig i perioden september‐mars når silda er av god kvalitet og er lettest tilgjengelig.
Dorgefiske etter makrell foregår primært i perioden august‐september i regionen. Notfiske etter makrell kan også foregå i perioden primo september til primo oktober. Storsei fiskes på Mørebankene i januar/mars og det foregår et fiske med trål utenfor Møre store deler av året.
Fangster av hyse, uer, lange og brosme er totalt sett mindre, men disse artene er viktige for enkeltfartøy i området.
Det er antatt at områder med koraller kan være viktige for noen livsstadier av flere av de sistnevnt artene. Linefisket drives hele året mens garnfisket som i stor grad foregår på Storegga, utøves fra mai til august. På bakgrunn av svake bestander er det iverksatt tiltak i forhold til fiskeri for artene uer, lange og brosme.
2.1.5 Sjøfugl og pattedyr
Innenfor influensområdet for oljeutvinningsaktiviteten i Norskehavet ligger mange viktige fuglefjell og hekkeplasser for sjøfugl, for eksempel Røst, Værøy, Lovunden, Vega og Vikna. Mange områder brukes i sommer‐ og
høstmånedene under myteperioden, og store områder, både ved kysten og ute i havet, brukes i vintermånedene.
Det store artsmangfoldet, og det store antall hekkende par, gjenspeiler den svært rike biologiske produksjonen i området. De fleste sjøfuglarter har høy sårbarhet for oljeforurensning på individnivå.
Sjøpattedyr i influensområdet inkluderer Havert og Steinkobbe (seler) og oter. I tillegg er spekkhogger, vågehval, nise og spermhval vanlige i området.
3 Koraller letebrønn 6‐5 Erlend Øst og risikoreduserende tiltak
3.1 Kartlegging av koraller
I november 2013 ble en detaljert korallundersøkelse med sidesøkende sonar og multistrål ekkolodd gjennomført i et område på 4 x 4 km rundt letebrønn Erlend Øst. De akustiske data ble benyttet til å lage høyoppløselige
topografiske havbunnskart med oppløsning på 0.5 x 0.5 m, som vist i Figur 3.1. Kartet gir et godt bilde av potensielle korallrevstrukturer i området. Den endelige ankringsanalysen er ikke ferdigstilt. Et preliminært mønster ble derfor benyttet som midlertidig guiding for den visuelle delen av korallundersøkelsen. Visuelle undersøkelser med ROV er gjennomført for potensielle forekomster i 500 metersonen rundt brønnlokasjon og i en 60 meters korridor av hver potensielle ankerline.
Figur 3.1 Høyoppløselig akustisk korallkart for området 4 x 4 km rundt letebrønn Erlend Øst. Blå markeringer angir referanser til visuelt inspiserte objekter. Gule markeringer angir potensielle forekomster av koraller.
3.2 Forekomster og verdivurdering av korallforekomster
Alle korallforekomster som ble visuelt undersøkt er klassifisert i henhold til «guideline for visuell
kartlegging og verdivurdering» fra NOROG [5]. Den visuelle inspeksjonen viste forekomster av både Lopheliarev, og ansamlinger av hornkoraller.
Tettheten av Lophliarev er realtivt høyt rundt letebrønn Erlend Øst, og forekomstene fordeler seg spredt i det undersøkte området. Høy tettheten av rev i dette området av Haltenbanken var som forventet ut fra tidligere erfaringer med undersøkelser i nærtliggende områder som Lavrans, Kristin og Morvin.
Flere rev klassifiseres til å ha være i god tilstand hvor store deler av revene består av levende Lopheliakolonier. I forbindelse med revene finnes også rike korallskoger med forskjellige arter hornkoraller. Flere revforekomster ble også klassifisert som døde, men på enkelte av disse befant de rikeste ansamlingene av hornkoraller.
Av de 49 visuelt undersøkte korallforekomstene, markert med blå stjerne i Figur 3.1, ble 6 forekomster klassifisert som ikke korallrev eller korallskog. Resultatet av verdivurderingen av de øvrige 43 forekomstene er gitt i Figur 3.2.
For detaljert oversikt over verdifvurdering av visuelt undersøkte korallforekomster og bilder henvises det til vedlegg D.
Figur 3.2 Resultat av verdivurdering av de 43 visuelt undersøkte korallforekomster
3.3 Risikoreduserende tiltak med hensyn på korallforekomster
3.3.1 Partikulære utslipp
Partikulære utslipp fra boreoperasjoner nær koraller er en potensiell trussel, enten som følge av sedimentering, eller som følge av økt nivå av suspenderte sedimenter i farvannet nær borelokasjon. Borevæsken bak 13 3/8’’
fôringsrør inneholder partikulært materiale i form av Baritt og Bentonitt. Dette volumet inneholder kun gule og grønne kjemikalier, og planlegges sluppet til sjø dersom væsken ikke kontamineres med annen gammel borevæske under operasjonen. Utslippet vil skje fra rigg og partiklene vil sprees i vannmassene. Med bakgrunn i størrelsen og mengden av partikler, og vanndypet i området, vurderes utslippet å ikke gi eksponering på korallforekomstene da partikler vil sprees over et stort område og bruke lang tid på å sedimentere.
Det vil ikke genereres kaks i forbindelse med plugging av Erlend Øst.
3.3.2 Ankeroperasjoner
Legging av anker og ankerlinerer kan i korallområder utgjøre en risiko for mekanisk skade på korallforekomster. I tilfeller hvor tettheten av koraller er høy, benyttes en «Best‐Fit» ankringsanalyse som hjelpemiddel for å finne ankerkorridorer som sikrer god avstand mellom anker/ankerline og koraller. Tidligere har «Best‐Fit»
ankringsanalyse blitt gjennomført av en tredjepart, hvor resultatet er benyttet videre i endelig ankringsanalyse som gjennomføres av en annen tredjepart. Statoil ser det mest hensiktsmessig at leverandør for ankringsanalyse tilpasser ankringsmønsteret til korallforekomstene i sammenheng med endelig ankringsanalyse slik at hensynet til sikker ankring og risiko for skade på koraller ivaretas i en og samme analyse. Analysekonsulenten må da
gjennomføre en korallrisikoanalyse av ankringen og rapporterer konklusjon og korallrisiko som del av den endelige ankringsanalyse. Rapporten skal vise planlagt ankermønster og koraller i samme kart, og angi risikoklasser for hver ankerline i henhold til kriteriene gitt under.
Korallkart, basert på akustiske data (Figur 3.1), over hele området som potensielt kan bli påvirket av
ankerhåndtering er basis for ankringsanalysen. Sannsynligheten for at anker/ankerliner kommer i konflikt med korallstrukturene vil representere risikoen, dvs. avstanden fra anker/ankerliner til nærmeste korall vil representere risikoen. Avstander fra potensiell anker/ankerliner til korallstrukturer er delt inn i tre risikokategorier for å evaluere risikoen for skade på koraller:
Høy risiko: <20 m fra korall strukturer
Moderat risiko: 20 ‐ 30 m fra korall strukturer
Lav risiko: >30 m fra korall strukturer
Statoil sikter etter å operere anker/ankerliner i soner som gir lav risiko, hvor avstand til nærmeste korall er minimum 30 meter. I tilfeller der anker/ankerkorridorer viser seg å være i moderat risiko vil andre tiltak settes inn, som for eksempel ROV assistert prelegging og opptak av anker/ankerliner, kortere og tyngre kjettinger, og/eller benyttelse av bøyer eller fiber. Plassering av anker/ankerkorridorer i sonen for høy risiko aksepteres ikke.
Endelig ankringsanalyse inkludert korallrisikovurdering kan ettersendes ved ønske når denne foreligger.
Valg av flyterigg
Ved benyttelse av Transocean Leader til omsøkte pluggeoperasjon vil ankerliner prelegges før riggen kommer på lokasjon. Prelegging av anker og ankerliner gir en mer eksakt leggenøyaktighet enn ved tradisjonell oppankring.
Endelig ankringsanalyse gjennomført i henhold til Ptil’s Innretningsforskrift §63, med henvisning til
Sjøfartsdirektoratets ankringsforskrift §§6‐17 vil ikke være klar før nærmere operasjonsstart. Det jobbes med at
«Best‐Fit»analysen gjennomføres av samme leverandør som for endelig ankringsanalyse slik som beskrevet over.
Dersom dette ikke lykkes, bestilles en separat «Best‐Fit» analyse som vil ligge til grunn for den endelige
ankringsanalysen. Alle korallfunn vil ligge som hinder i den endelige analysen, og sikre at anker og linerer holder 30 meter avstand til alle koraller, evt. legges andre mitigerende tiltak inn der nødvendig.
Dynamisk Posisjonering (DP) vurderes benyttet dersom Scarabeo 5 blir satt på operasjonen. Reservoaret i brønnen er allerede plugget tilbake, og risiko for en utblåsning er lav. Bruk av DP vil redusere risikoen for skade på koraller, og samtidig være tid‐ og ressursbesparende. Dersom DP vurderes til å ikke være i henhold til Statoils retningslinjer og krav, eller risikoen for sikker operasjon er for stor, vil oppankring gjennomføres som beskrevet for Transocean Leader.
4 Forbruk og utslipp av kjemikalier
4.1 Valg og evaluering av kjemikalier
Klassifiseringen av kjemikalier og stoff i kjemikalier er gjort i henhold til gjeldende forskrifter og dokumentert i databasen Nems.
I Nems‐databasen finnes HOCNF‐datablad for de enkelte kjemikalier der komponentene er klassifisert ut fra følgende egenskaper:
Bionedbrytning
Bioakkumulering
Akutt giftighet
Fysiske egenskaper
Kombinasjoner av punktene over
Basert på stoffenes iboende egenskaper er de gruppert som følger:
Svarte: Kjemikalier som det kun unntaksvis gis utslippstillatelse for (gruppe 1‐4)
Røde: Kjemikalier som skal prioriteres spesielt for substitusjon (gruppe 5‐8)
Gule: Kjemikalier som har akseptable miljøegenskaper ("Andre kjemikalier")
Grønne: PLONOR‐kjemikalier og vann
De ulike bruksområdene for kjemikaliene er oppsummert med hensyn til mengder av stoff i miljøklassene gule, røde og svarte stoffgrupper (ref. Aktivitetsforskriften).
Kjemikalier som benyttes innenfor aktivitetsforskriftens rammer skal miljø klassifiseres i henhold til HOCNF og vurderes for substitusjon etter iboende fare og risiko ved bruk. Kjemikalier i svart, rød, Y3 og/eller Y2
miljøklassifisering skal identifiseres og inngå i selskapets årlige substitusjonsplaner. Bruk av slike produkter kan forsvares i tilfeller der utslipp til sjø er lavt, produktet er kritisk for drift eller integritet til et anlegg og/eller det ut fra en helhetlig vurdering av et anlegg ser at det er en netto miljøgevinst i å ta i bruk disse kjemikaliene. Årlig avholdes substitusjonsmøter mellom Statoil og leverandører/kontraktører. Her presenteres produktporteføljen og bruksområder der HMS‐egenskapene er synliggjort. På møtene diskuteres behovet for de enkelte kjemikaliene og muligheten for substitusjon. Aksjoner for substitusjon vedtas og følges opp på kontraktsmøter gjennom året. Statoil vil særlig prioritere substitusjonskandidater som følger vannstrømmen til sjø. Substitusjonsplanene er lett
tilgjengelig for lokal miljøkoordinator samt andre relevante som er knyttet til drift eller kontrakter. Det vil også foregå et substitusjonsarbeid for enkelte grønne kjemikalier som har skadelige helseeffekter.
4.2 Kontroll, måling og rapportering av utslipp
Statoil har satt krav og retningslinjer til driftskontroll, utslippsmåling og rapportering i forbindelse med virksomheten på norsk sokkel slik at både myndighetskrav og interne krav blir ivaretatt. Disse kravene vil også gjelde for de leverandører som leverer tjenester i forbindelse med bore‐ og brønn operasjoner. Rapportering av forbruk og utslipp av riggkjemikalier utføres av boreentreprenør. Rapportering av forbruk og utslipp av borevæsker og sementkjemikalier utføres av den enkelte væskeleverandør. Kontroll, måling og rapportering av kjemikalier og oljeholdige utslipp beskrives i riggens og operatørens måleprogram.
4.3 Omsøkte mengder forbruk og utslipp av kjemikalier
I henhold til gjeldende regelverk søkes det om tillatelse til forbruk av svarte og røde kjemikalier, og forbruk og utslipp av gule kjemikalier. Mengdene er beregnet ut fra andel svart, rødt og gult stoff i hvert av
handelsproduktene. Det vises til Vedlegg A‐C for underlag av de omsøkte mengder.
De omsøkte kjemikaliene er inndelt i borevæske‐ og sementkjemikalier, riggkjemikalier, kjemikalier i lukkede systemer og gamle kjemikalier etterlatt etter den midlertidige pluggingen i 1999. Grunnlaget for estimat av borevæske‐ og sementkjemikalier er beregnet ut fra forventet forbruk og utslipp, samt worst case doseringsrater.
Riggkjemikaliene er beregnet ut fra erfaringstall av månedlige forbruk og utslipp, og estimert antall riggdøgn for operasjonen. En sikkerhetsmargin på 50 % er benyttet for beregning av kjemikalier. De omsøkte kjemikalier anses å være de best egnede operasjonelt‐ og miljømessig sett i forbindelse med plugging av Erlend Øst. En oversikt over estimert totalt forbruk og utslipp av stoff i de ulike miljøkategorier fordelt på bruksområde er gitt i Vedlegg A‐1.
Tabell 4.1 angir de totale omsøkte mengder stoff i svart, rød og gul miljøkategori. Omsøkte mengder av kjemikalier i lukkede systemer er skilt ut fra de øvrige kjemikaliene, og er gitt i Tabell 3.2 og Tabell 3.3.
Tabell 4.1 Omsøkte mengder forbruk og utslipp av stoff i de ulike miljøkategoriene
Forbruk gult stoff
(kg)
Utslipp gult stoff
(kg)
Forbruk rødt stoff
(kg)
Utslipp rødt stoff
(kg)
Forbruk svart stoff
(kg)
Utslipp svart stoff
(kg)
Totalt bore‐, brønn og riggkjemikalier
for permanent plugging av Erlend Øst* 175363 8480 10905 0 8210 0
* eksl. kjemikalier i lukkede system
4.3.1 Omsøkte kjemikalier i svart og rød miljøklassifiering
Forbruk av produkter med rød og svart miljøklassifisering omfatter gamle kjemikalier som har stått i brønnen siden den ble boret og forlatt i 1999, samt kjemikalier i lukkede systemer. Det planlegges ingen utslipp til sjø av produkter med rød eller svart miljøklassifiering.
Gamle væskevolum fra 1999
Tre borevæskevolum i brønnen vil bli berørt i forbindelse med permanent tilbakeplugging av letebrønn Erlend Øst.
Borevæskene har stått i brønnen siden den ble forlatt i 1999. Sammensetning av gammel borevæske, miljøklassifiering og estimerte mengder av hvert produkt er gitt i Vedlegg C.
Volumet i 9 5/8’’ fôringsrør og bak 9 5/8’’ – 9 7/8’’ fôringsrør inneholder oljebasert borevæske?? hvor enkelte kjemikalier har utgått HOCNF eller innehar rød miljøklassifiering. Disse væskene vil sendes til land som avfall såfremt det ikke oppstår problemer med H2S.
Borevæsken bak 13 3/8’’ fôringsrør inneholder kun kjemikalier med gul og grønn miljøklassifisering, og ønskes sluppet til sjø. Trolig vil dette volumet bli kontaminert med gammel borevæske eller oljebasert mud fra operasjonen. Dersom dette er tilfelle, vil også denne væsken tas til land som avfall.
Kjemikalier i lukkede system
Det søkes om tillatelse til bruk av svarte og røde kjemikalier i lukkede systemer med forbruk over 3000 kg pr.
installasjon pr. år. Statoil har gjort en vurdering av hvilke hydraulikkvæsker/oljer i lukkede system som omfattes av krav til økotoksikologisk dokumentasjon (HOCNF) i henhold til Aktivitetsforskriften § 62, og er gitt i Tabell 4.2 og Tabell 4.3. HOCNF mangler for 2 av de nevnte produkter. Statoil jobber med leverandør av produktene, og forventer at kjemikaliene vil ha den nødvendige økotoksikologiske dokumentasjonen i løpet av 2014. På grunn av manglende HOCNF, søkes de inn som 100% svarte kjemikalier.
Forbruk av de omsøkte produktene er styrt av ulike behov og forbruket kan typisk være en funksjon av en eller flere av disse faktorene:
Krav til garantibetingelser. Utskifting ihht. et påkrevd intervall for f.eks. utstyrsspesifikke krav.
Forebyggende vedlikehold. Skifte av hele/deler av systemvolumer etter nærmere fastsatte frekvenser for å ivareta funksjon og integritet til systemer.
Kritisk vedlikehold. Skifte av hele/deler av volumer basert på akutt behov.
Etterfylling av mindre volumer grunnet vedlikeholdsbehov, svetting, mindre lekkasjer o.l.
Avhending av kjemikalieproduktene ved utskifting gjøres ihht. plan for avfallsbehandling for den enkelte innretning og de spesifikke krav som er gitt for avfallsbehandling. Aktuell skjebne for utskiftede produktvolumer vil være avhengig av muligheter og tillatelser for den enkelte innretning/det enkelte felt det opereres på.
Utskiftning av kjemikalier i lukkede system vil vanskelig kunne forutses, og det vil være mulighet for flere større utskiftninger på riggen i løpet av ett år. De omsøkte produktene er innhold i lukkede systemer og vil ikke medføre utslipp til sjø. Ved årsrapportering vil Statoil levere informasjon om faktiske forbrukte mengder av navngitte produkter. Det jobbes for å finne mer miljøvennlige erstatninger av svarte og røde kjemikalier.
Kjemikalier i lukkede systemer for Transocean Leader
For Transocean Leader er hydraulikkoljen, Castrol Hyspin AWH‐M46, identifisert til å være omfattet av kravet om HOCNF ut fra et forventet årlig forbruk høyere enn 3000 kg pr.år pr. innretning, inkludert første oppfylling samt utskifting av all væske i systemet. Dette produktet er i flere systemer erstattet med BioBar 46, som er under testing for bruk. I tillegg er det identifisert to andre produkter som kan overstige 3000kg ved en eventuell utskiftning, Castrol Hyspin AWH‐M 15 og Castrol Hyspin AWH‐M 100. Oversikter over produkter og forbruk er gitt i Tabell 3.2.
Omsøkt forbruk inkluderer estimert årlig forbruk på Transocean Leader, samt en opsjon på ytterligere forbruk av kjemikalier i svart miljøkategori som kan benyttes ved væskeutskifting av systemer. Det søkes om et forbruk på 10 000 liter som omfatter normalt årlig forbruk og en opsjon på å benytte ytterligere 25 000 liter dersom det blir nødvendig med utskiftning av systemene.
Tabell 4.2 Kjemikalier i lukkede systemer med forbruk over 3000 kg pr. år på Transocean Leader
Produkt Funksjon Leverandør
Prosentandel miljøfarge
Estimert årlig forbruk (l)
Estimert forbruk ved utskifning av system (l) Svart Rød Gul Grønn
Castrol Hyspin AWH‐M 46 Hydraulikkolje Castrol Offshore 8,2 91,8 4000 ‐ Castrol Hyspin AWH‐M 15 Hydraulikkolje Castrol Offshore 4,3 95,7 3000 ‐ Castrol Hyspin AWH‐M 100 Hydraulikk Væske Castrol Offshore 7,7 92,3 3000 ‐
BioBar 46* Hydraulikkolje Castrol Offshore
52,3 47,7
Noen systemer har byttet fra M‐46, er under testing
‐
Opsjon ved utskiftning Hydraulikkolje/væske 100,0 25000
Sum 10000 25000
*under testing for bruk i flere systemer
Kjemikalier i lukkede systemer for Scarabeo 5
4 hydraulikkoljer, gitt i Tabell 4.3, er identifisert til å være omfattet av kravet om HOCNF ut fra et forventet årlig forbruk høyere enn 3000 kg på Scarabeo 5 pr.år, inkludert første oppfylling samt utskifting av all væske i systemet.
Leverandør av produktene jobber med å få utarbeidet HOCNF.
Omsøkt forbruk ved bruk av Scarabeo 5 inkluderer estimert årlig forbruk, samt en opsjon på ytterligere forbruk av kjemikalier i svart miljøkategori som kan benyttes ved væskeutskifting av systemer. Det søkes om et forbruk på 31 000 liter som omfatter normalt årlig forbruk og en opsjon på å benytte ytterligere 43 000 liter dersom det blir nødvendig med utskiftning av systemene.
Tabell 4.3 Kjemikalier i lukkede systemer med forbruk over 3000 kg pr. år på Scarabeo 5
Produkt Funksjon Leverandør Prosentandel miljøfarge Estimert
årlig forbruk (l)
Estimert forbruk ved utskiftning av system (l)
Svart Rød Gul Grønn
Shell Tellus S2V32 Hydraulikkoljer Shell 6,4 93,6 0 0 20000 25000
Shell Tellus S2V100* Hydraulikkoljer Shell 100 0 0 0 5000 8000
Shell Tellus (T46) S2V46 Hydraulikkoljer Shell 11,6 88,4 0 0 3000 5000
Shell Tellus S3M22* Hydraulikkoljer Shell 100 0 0 0 3000 5000
Opsjon ved utskiftning Hydraulikkoljer 100 0 0 0 43000
Sum 31000 43000
* Mangler HOCNF
4.3.2 Omsøkte kjemikalier med gul miljøklassifisering
Tabell 4.1 angir estimat av forbruk og utslipp av stoff med gul miljøklassifisering fordelt på Y‐klassifiering og bruksområder. Hovedandelen av kjemikalier med gul miljøklassifiering som planlegges benyttet i operasjonen befinner seg i kategorien gule Y1 som ansees til å ha akseptable miljøegenskaper. Gule Y2 kjemikalier har fått sin miljøklassifisering fordi de tenderer til å ha en lav nedbrytbarhet, eller at nedbrytingsproduktene til kjemikaliet har lav nedbrytbarhet. Produkter med gul Y2 miljøklassifisering står oppført i Statoils substitusjonsplaner. For
operasjonen på Erlend Øst vil det benyttes tre gule Y2 kjemikalier i oljebasert borevæske og ett produkt under sementkjemikalier. En beskrivelse av disse produktene er gitt under.
Kjemikalier i oljebasert borevæske BDF‐578 og Suspentone
BDF‐578 og Suspentone tilsettes i oljebasert borevæske for å endre viskositeten til borevæsken. Produktene vil følge væskestrømmen til riggen, og sendes til land. Det vil dermed ikke være utslipp til sjø av disse kjemikaliene.
Duratone E
Duratone E benyttes i oljebasert borevæske for å hindre tapt sirkulasjon. Produktet vil følge væskestrømmen til rigg og sendes til land. Det vil dermed ikke være utslipp av dette kjemikaliet til sjø.
Sementkjemikalier SCR‐100 L NS
Kjemikaliet benyttes som retarder i sementering. Produktet har lav akutt giftighet og er ikke bioakkumulerende, men er moderat i bionedbrytbarhet.
Tabell 4.4 Estimert forbruk og utslipp av stoff med gul miljøklassifiering fordelt på bruksområder
Forbruk stoff i gul kategori (kg) Utslipp stoff i gul kategori (kg)
Y1 Y2 Y3 Y1 Y2 Y3
Anslått i OBM 111210 11114
Anslått i VBM 16359 3990
Anslått i sementkjemikalier 9495 450 1072 30
Anslått i riggkjemikalier 3879 3338
Anslått gamle kjemikalier i brønn 22856 50
Rigg, bore‐ og brønnkjemikalier for
P&A av Erlend Øst 163799 11564 0 8450 30 0
4.4 Forbruk og utslipp av bore‐ og brønnvæsker
En oversikt over forbruk og utslipp av bore‐ og brønnkjemikalier angitt per stoff i hver miljøklassifisering er gitt i Vedlegg A, tabell A‐2 og A‐3.
Oljebasert borevæske
Brønnen ble forlatt i 1999 med 2,07 sg oljebasert borevæske. For gjennomføring av permanent P&A må stigerør og noen tanker på boreriggen fylles med oljebasert borevæske. Dette for å etablere et sirkulerende mudsystem. Den eksisterende 2,07 sg borevæsken vil ha skilt seg. Når utsettlet barite og sementplugg (fra 3600 til 3803 meter innvendig i 9 7/8» FR) bores ut vil væsken behandles med kjemikalier og barite slik at det etbleres en homogen væske med egenvekt cirka 2,07 sg før det bores gjennom mekanisk plugg på 3803 mMD. Det renskes ytterligere opp til topp av sement på cirka 4266 mMD.
Ringrommet mellom 9 5/8» FR og 13 3/8» FR ble i 1999 forlatt med oljebasert borevæske med egenvekt 1,89 sg.
Egenvekten til den oljebaserte borevæsken innvendig i 9 5/8» FR blir før kuttingen justert ned for å unngå oppsprekking av formasjonen under 13 3/8» FR sko med påfølgende tapt sirkulasjon til formasjonen. Borevæsken innvendig i foringsrøret er kompatibelt med borevæsken i ringrommet før kutting av 9 5/8» FR (begge er fylt med oljebasert borevæske).
Vannbasert borevæske
Ringrommet mellom 13 3/8» FR og 18 5/8» er fylt med vannbasert KCl/polymer/glycol borevæske. Denne borevæsken er ikke kompatibel med oljebasert borevæske. Hvis 13 3/8» FR kuttes med oljebasert borevæske innvendig i 13 3/8» FR og vannbasert borevæske i ringrommet utenfor og væskene blandes vil den
sammenblandete løsningen bli tilnærmet fast stoff og vanskelig å pumpe ut av brønnen. Derfor bør det fortrenges til en vannbasert borevæske for kutting av 13 3/8» FR.
4.5 Sementkjemikalier
Temperaturen i setteområdet for sementpluggene varierer, og dette betyr at både "G"‐sement og silikasement er planlagt brukt. I tillegg brukes en spacer i for‐og etterkant for å sikre optimal sementbinding. Volum av
sementpluggene er dimensjonert for å oppfylle krav til barrierer. Det er kun planlagt sementkjemikalier med grønn og gul miljøklassifisering for letebrønn Erlend Øst. Tabell A‐4 i vedlegg A angir forbruk og utslipp av
sementkjemikalier i henhold til planlagt sementprogram. I tillegg til å velge mest mulig miljøvennlige kjemikalier ut i fra de tekniske, operasjonelle krav som gjelder for de planlagte operasjonene, planlegges og utføres operasjonene med så lite forbruk av kjemikalier som teknisk og operasjonelt mulig.
Mindre utslipp ved sementering vil skje i forbindelse med rengjøring/nedspyling av sementenhet. Vaskevannet fra denne operasjonen slippes til sjø for å unngå plugging av lukket drainsystem pga størknet sement og ytterligere kjemikaliebruk for å løse opp dette. Utslipp av sementkjemikalier i forbindelse med rengjøring/nedspyling av sementenhet estimeres til 4‐5% av totalforbruk.
Det vil også forekomme utslipp av tørrsement via ventilasjonssystemet på lagertanker i forbindelse med lasting av sement om bord på riggen, samt transport av denne under sementeringsjobber. Dette utslippet estimeres til 2% av totalt sementforbruk.
4.6 Beredskapskjemikalier
Beredskapskjemikalier vil under normale forhold ikke bli benyttet, men kan komme til anvendelse dersom det oppstår uventede situasjoner eller spesielle problemer. Dette kan for eksempel være grunn gass, tapt sirkulasjon i brønn, sementforurensing o.l. Forbruk av disse kjemikaliene er ikke omsøkt. Det er kun produkter med Plonor eller gul miljøklassifisering som er ansett til å bli anvendt på denne brønnen, og miljøeffekten vil derfor være liten ved eventuell bruk. En oversikt over beredskapskjemikalier er gitt i Vedlegg B.
4.7 Riggkjemikalier
Det er kun planlagt forbruk og utslipp av riggkjemikalier med Plonor og gul miljøklassifisering på Transocean Leader og Scarabeo 5. Estimert forbruk og utslipp av riggkjemikalier er gitt i vedlegg A, tabell A‐5 og tabell A‐6.
BOP‐væske
BOP‐kontrollvæske brukes ved trykktesting og aktivisering av ventiler og systemer på BOP (utblåsningsventil). BOP‐
systemet er et åpent system hvor mesteparten av forbruk går til utslipp. Komponentene i det omsøkte produktet er glykol i tillegg til miljøakseptable additiver. Produktene er vannløselige og vil umiddelbart etter utslipp distribuere fritt i vannmassene og fortynnes nedenfor NOEC (No Effect Concentration).
Vaske‐/rensemidler
Vaske‐ og rensemidler brukes til rengjøring av gulvflater, dekk, olje‐og fettholdig utstyr o.l. Rengjøringskjemikaliene er overflateaktive kjemikalier som har til hensikt å øke løseligheten av olje i vann. Ved vasking av dekk under boring med oljebasert borevæske vil vaskevann i skitne områder gå i lukket avløp og renses/sendes til land. Ut over dette vil brukt vaskemiddel slippes til sjø. Vaskemiddelet er vannbasert og komponentene ansees til å biodegradere fullstendig i vannmassene.
Gjengefett
Gjengefett vil bli brukt ved sammenkobling av borestreng. Ved plugging med vannbasert borevæske, vil overskytende gjengefett bli sluppet til sjø sammen med borevæsken. Utslippet av gjengefett er ut fra bransjestandard estimert til 10 % av forbruket.
4.8 Drenasje‐ og oljeholdig vann
Dreneringsvann fra rene områder på riggen vil bli rutet direkte til sjø. Alt drenasjevann fra forurensede områder vil renses før utslipp (Scoomi sloprenseenhet på Scarabeo 5) eller sendes til land for behandling eller deponering ved godkjent anlegg. Oljeholdig vann med oljekonsentrasjon på mindre enn 30 mg/l vil bli sluppet til sjø. Oljeholdig vann fra motorrom ledes til olje‐i‐vann‐separator og slippes til sjø iht. IMO‐regelverket (OiW <15 ppm).
4.9 Oljeholdige brukte kjemikalier
På linje med utslipp av oljeholdig vann kan det forventes utslipp av vannbaserte oljeholdige kjemikalier som er brukt under boreoperasjonen. Før utslipp av disse kjemikaliene vil oljekonsentrasjonen måles og kjemikalier slippes til sjø kun ved oljekonsentrasjon lavere enn 30 ppm.
4.10 Utslipp av tørrbulk gjennom ventilasjonsliner
Ved operering av liner og pumper for intern transport på rigg, samt lasting og lossing av tørrbulk vil det fra tid til annen foregå små uunngåelige utslipp av tørrstoff gjennom ventline. Ventlinene må til tider også blåses rene når de samme linene skal brukes til ulikt tørrstoff. Tørrstoff blåses da tilbake til lagertank. Disse utslippene rapporteres i dag som en del av forbruk og utslipp av borevæsker og sement utgjør ca 2% av totalt forbruk.
4.11 Utslipp av kjemikalier etter endt operasjon
Under gjennomføring av bore‐ og brønnoperasjoner stilles det krav til 100% overskudd av væsker for å sikre brønnkontroll, f.eks. ved væsketap til formasjon. Mengden tapt væske kan vanskelig forutsees. Statoil anser disse volumene som brukt etter endt operasjon da kjemikaliene er blandet spesifikt til operasjonen.
Væskene kan som regel gjenbrukes i andre operasjoner, og sendes da med båt til land for bruk i andre prosjekter.
Statoil søker om tillatelse til utslipp til sjø av disse volumene i de tilfeller der gjenbruk er ugunstig/ikke mulig, eller beste miljøløsning vil være å slippe væskene til sjø.
Væskene er alltid vannbaserte og består hovedsakelig av vann og grønne kjemikalier. Enkelte ganger kan væskene inneholde mindre mengder kjemikalier med gul miljøklassifisering. Gamle brønnvæsker som inneholder røde eller svarte produkter vil under normale forhold ikke slippes til sjø.
5 Planlagte utslipp til luft
5.1 Generelt
Utslipp til luft vil hovedsakelig være avgasser fra brenning av diesel i forbindelse med kraftgenerering. Scarabeo 5 benytter også Diesel til drifting av kjel.
5.2 Utslipp ved kraftgenerering
Gjennomsnittlig dieselforbruk i forbindelse med kraftgenerering på Transocean Leader og Scarabeo 5 er estimert til 22,5 tonn per døgn. I tillegg benytter Scarabeo 5 6 tonn Diesel pr. døgn til drifting av kjeler. Utslipp til luft er beregnet ut fra estimert antall riggdøgn for operasjonen. Estimert utslipp av klimagasser til luft er gitt i Tabell 5.1. NOROG’s standardfaktorer er benyttet for å beregning av utslipp til luft av klimagasser.
Utslipp av klimagasser kan også forekomme ved diffuse utslipp i forbindelse med operasjonen. Standardfaktorer for diffuse utslipp vil bli benyttet for rapportering av disse utslippene ved årsrapportering.
Tabell 5.1 Estimert utslipp til luft per døgn og totalt for den planlagte operasjonen
Dieseldrevne motorer
Diesel pr.
døgn
Diesel forbruk
Erlend Øst
CO2 CO2 NOx NOx nmVOC nmVOC SOx SOx
OLF
Faktor Utslipp OLF
Faktor Utslipp OLF
Faktor Utslipp Utslipps-
faktor Utslipp [tonn] [tonn] [tonn/tonn] [tonn] [tonn/tonn] [tonn] [tonn/tonn] [tonn] [tonn/tonn] [tonn]
Dieselforbruk og utslipp ved kraftgenerering
22,5 1125 3,17 3066,975 0,07 67,725 0,005 4,838 0,000999 0,967
Dieselforbruk
og utslipp i kjel 6 300 3,17 817,860 0,0036 0,929 - - 0,000999 0,258 Totalt
Dieselforbruk og utslipp på Smørbukk Nord
29 1425 3884,835 68,654 4,838 1,224
5.3 Miljøkonsekvenser ved utslipp til luft
Utslipp til luft kan ha både globale klimaeffekter (drivhuseffekten) og lokale effekter (bakkenær ozon, forsuring, o.l.). Effekten av CO2‐utslippene er av mer global karakter (drivhuseffekt) enn utslipp av nitrogenforbindelser og svovelforbindelser, som har en mer regional effekt. Basert på analyser foretatt i forbindelse med RKU Norskehavet [1] er det konkludert med at utslipp av nitrogenforbindelser fra petroleumsvirksomheten i Norskehavet totalt sett ikke fører til målbar endring av forsuringssituasjonen i området. Isolert sett vil utslippene ha liten gjødslingseffekt på vegetasjonen langs kysten av Sogn og Fjordane til Nordland, og videre nordover. Det er heller ikke påvist endringer i algeveksten i vannmassene fra nitrogen som kommer fra petroleumsvirksomheten i Norskehavet.
6 Avfallshåndtering
NOROG sine retningslinjer for avfallsstyring vil bli benyttet i forbindelse avfallshåndtering, og en
installasjonsspesifikk avfallsplan vil bli fulgt. Konkrete sorteringsmål er styrende for avfallsarbeidet og flyterigger som operer for Statoil er underlagt samme sorteringssystem.
Alt næringsavfall og farlig avfall bortsett fra fraksjonene som defineres som produksjonsavfall; Kaks, brukt oljeholdig borevæske, oljeholdig slop (7142, 7031) er håndtert av avfallskontraktørene SAR eller Norsk Gjenvinning.
Avfallskontraktørene sørger for en optimal håndtering og sluttbehandling av avfallet i henhold til kontraktene. Alle aktuelle nedstrømsløsninger som velges skal godkjennes av Statoil. Avfallskontraktørene lager også et
miljøregnskap for sine valgte nedstrøms‐løsninger. Hovedfokus for valgte nedstrømsløsninger vil være å sikre høyest mulig gjenvinningsgrad for avfallet som håndteres. Alt avfall kildesorteres offshore i henhold til OLFs anbefalte avfallskategorier. Avfall som kommer til land og ikke tilfredsstiller disse sorteringskategoriene blir avvikshåndtert og ettersortert på land. Avfallskontraktørene benyttes også som rådgivere i tilrettelegging av avfallssystemer ute på plattformene.Egne avtaler er inngått for behandling av boreavfall (borekaks /borevæske, oljeholdig boreslop og tankvask) med borevæskekontraktører og spesialfirma for håndtering av boreavfall.
Oljeholdig slop og slam/sedimenter fra prosessområdet og oljeholdig vann med lavt flammepunkt blir behandlet av våre vanlige avfallskontraktører. Det er også utviklet et kompensasjonsformat som skal stimulere til gjenbruk av de brukte borevæskene. Væske/slop som ikke kan gjenbrukes sendes videre til godkjente avfallsbehandlingsanlegg.
Det er en hovedmålsetning at mengde avfall som går til sluttdeponi skal reduseres. Dette skal i størst mulig grad oppnås gjennom optimalisering av materialbruk, gjenbruk, gjenvinning eller alternativ bruk av væsker og materialer innenfor en forsvarlig ramme av helse, miljø og sikkerhet, samt kvalitet.
6.1 Sanitærvann og organisk kjøkkenavfall
Vann fra sanitæranlegg behandles og slippes til sjø. Organisk kjøkkenavfall males opp før utslipp til sjø.
6.2 Utslipp av borekaks
Det vil ikke genereres kaks i forbindelse med permantent tilbakeplugging av Erlend Øst.
6.3 Annet avfall
Avfall vil bli kildesortert og sendt til land for behandling. Farlig avfall vil bli sortert og transportert til land for forsvarlig håndtering i henhold til gjeldende forskrift om farlig avfall.
7 Miljørisiko og beredskap ved akutte oljeutslipp
I henhold til Aktivitetsforskriftens §88 «Sikring av brønner» skal alle brønner sikres før de forlates. Dette gjøres ved å plugge brønnen. Dette er et tiltak som reduserer miljørisikoen ved å redusere sannsynlighet for framtidige lekkasjer av hydrokarboner fra brønnen. Pluggeoperasjonen vil utføres i henhold til krav i NORSOK standard D‐010
«Well integrity in drilling and well operations».
Den generelt største miljørisikoen ved en pluggeoperasjon er at det inntreffer en ukontrollert utblåsning fra brønnen. Sannsynligheten for dette holdes lav ved å følge gjeldende prosedyrer og ta høyde for evt særskilte forhold ved den aktuelle brønn. Omfanget av miljøkonsekvenser gitt en utblåsning avhenger av utblåsningsrate, oljetype og beliggenhet til brønnen i forhold til sårbare ressurser/ land.
7.1 Informasjon om brønnen
Erlend 6406/2‐7 er en letebrønn boret i 1999. Boringen ga funn av hydrokarboner. Det geologiske segmentet brønnen er boret inn i antas ikke å være produsert fra omkringliggende brønner slik at reservoartrykket fra 1999 antas å være likt i dag. Brønnnen antas derfor å være en HPHT brønn. Erlend 2‐7 ble plugget tilbake med to plugger.
Den første pluggen var en balansert sementplugg fra 4573 til 4266 m MD fra 7" liner inn i 9 5/8" foringsrør. Den andre sementpluggen ble satt på én broplugg og deretter sementert fra 3803 til 3600 m MD, ettersom brønnen ble temporært plugget for mulig sidesteg ved et senere tidspunkt.
Det er planlagt å sette tre sementplugger (2 x 50 m MD per plugg) i letebrønn Erlend 2‐7, hvor alle tre pluggene vil bli satt på trykktestet fundament til 70 bar over fraktureringstrykk eller 20% over fraktureringstrykk ved forrige foringsrørsko. Minimum 2 x 50 m MD sement vil bli satt per plugg. Annular barriærelement vil bli verifisert ved hjelp av foringsrørlogger hvor minimum 2 x 30 m kumulativ lengde god sement må være til stede. Formasjonsstyrken ved hvert interval av logget sement skal ha tilstrekkelig styrke mot underliggende potensielle strømningssoner. Etter at sementpluggene har satt seg, er det planlagt å bore til god sement for deretter å tagge sementpluggen med minimum 10 tonn etter NORSOK Standard D‐010.
Oppsummering om hvordan barriæreelementene skal testes er gitt i Tabell 7.1.
Formasjonsstyrken til reservoarpluggene vil baseres på fraktureringsgradienten og ikke minste horisontalspenning.
Dette fordi de gamle sementpluggene ble basert på fraktureringsgradienten og ikke minste horisontalspenning som følge av andre krav da brønnen ble boret.
Transocean Leader er godkjent for operasjoner i HPHT brønner, og borepersonellet har nylig gjennomført både heldags teoretisk HPHT seminar, samt trener jevnlig på hvordan de skal håndtere brønnkontrollsituasjoner.
Tabell 7.1 Testing av barriæreelementer
Barriærelement EAC Tabell Verifikasjon
Primærbarriære
Foringsrørsement 22 Minimum 30 m god sement verifisert fra foringsrørsementlogg.
Foringsrør 2 Trykktestet til 70 bar over fraktureringstrykk eller 20% over fraktureringstrykk ved forrige foringsrørsko (basert på verdien som er høyest).
Sementplugg 24 Minimum 50 m sement satt på trykktestet fundament til 70 bar over fraktureringstrykk eller 20% over fraktureringstrykk ved forrige foringsrørsko (basert på verdien som er høyest).
Formasjonsstyrke 51 Minste horisontalspenning basert på geologiske data Sekundærbarriære
Foringsrørsement 22 Minimum 30 m god sement verifisert fra foringsrørsementlogg.
Foringsrør 2 Trykktestet til 70 bar over fraktureringstrykk eller 20% over fraktureringstrykk ved forrige foringsrørsko (basert på verdien som er høyest).
Sementplugg 24 Minimum (50 m sement). Bore til god sement og tagge med 10 tonn.
Formasjonsstyrke 51 Minste horisontalspenning basert på geologiske data
7.2 Miljøeffekter ved eventuell utblåsning
I beredskapsanalysen for Erlend letebrønn, utarbeidet av Saga Petroleum [6], ble det anslått at maksimale utblåsningsrater vil kunne ligge opp mot 6000 Sm3 olje /d. Da det ikke foreligger nye opplysninger omkring rater, antas denne utblåsningsraten til å fortsatt gjelde.
Erlend Øst ligger 21 km sørvest for Kristin feltet og 33 km vest for Tyrihans feltet. Korteste avstand til land er 160 km (Frøya i Sør‐Trøndelag). Tyrihansfeltet er mest relevant sammenligning for beskrivelse av miljørisiko og for beregning av beredskapsbehov oljevern. Dimensjonerende utblåsningsrate for Tyrihansfeltet er 6800 Sm3/ olje døgn. Miljøkonsekvenser ved et evt oljeutslipp fra Erlend brønnen vil være tilsvarende som beskrevet i
miljørisikoanalysen til Tyrihans [7].
7.3 Oljevernberedskap
Oljevernberedskapen som er etablert på Haltenbanken, og som beskrevet for Tyrihansfeltet spesifikt [8] vil være dekkende for eventuelle utslipp fra Erlend brønnen ettersom dimensjonerende utblåsningsrater forventes å være sammenlignbare. Erlend ligger også noe lengre fra land enn Tyrihans.
8 Referanser
1. Oljeindustriens Landsforening. 2003. Regional konsekvensutredning for petroleumsvirksomheten i Norskehavet
2. Erik Olsen og Jo Anders Auran Helhetlig forvaltningsplan for Norskehavet: Sårbarhet for særlig verdifulle områder i forhold til petroleumsvirksomhet, fiskeri, skipstrafikk og annen påvirkning
3. Rødlista Artsdatabanken – www.artsdatabanken.no
4. Fiskeriaktiviteten i Norskehavet Delrapport til det felles faktagrunnlaget for Forvaltningsplan Norskehavet.
http://www.regjeringen.no/Upload/MD/Vedlegg/Forurensing/Forvaltningsplan%20Norskehavet/Fiskeriakti viteten_Norskehavet.pdf
5. Cold – water coral ecosystems: knowledge status, gaps, research needs and strategy related to oil and gas operations ‐ Report from the Coral Workshop 31st May – 1st June 2010 – IRIS 2010
6. Blowou continceny plan for exploration well 6406/2‐7: Saga Petroleum. Dokument id: PB99‐188WRE. Date:
05.10.99
7. Miljørisikoanalyse for utbygging av Tyrihans‐feltet og for feltet i drift (2007): DNV. Rapport Nr: 2007‐1661.
8. Beredskapsanalyse: Tyrihansfeltet – Analyse av feltspesifikke krav til beredskap mot akutt forurensing, fra åpent hav til kust- og strandsone (2013).
Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensingsloven ved permanent plugging av letebrønn 6406/2‐7 Erlend Øst
Dok. nr.
Trer i kraft Rev. nr.
Vedlegg A – Tabeller over omsøkte kjemikalier
Tabell A‐1 summerer totalt planlagt forbruk og utslipp av stoff i de ulike miljøkategorier fordelt på bruksområde.
Øvrige tabeller i vedlegg 1 gir en oversikt over forbruk og utslipp av produkter fordelt på bruksområde.
Tabellene inkluderer også PLONOR kjemikalier.
Tabell A‐1 Totalt planlagt forbruk og utslipp av stoff i de ulike miljøkategorier fordelt på bruksområde
Forbruk stoff i grønn kategori (kg)
Utslipp stoff i grønn kategori (kg)
Forbruk stoff i gul kategori (kg)
Utslipp stoff i gul kategori (kg)
Forbruk stoff i rød kategori (kg)
Utslipp stoff i rød kategori (kg)
Forbruk stoff i sort kategori (kg)
Utslipp stoff i sort kategori (kg)
Y1 Y2 Y3 Y1 Y2 Y3
Anslått i OBM 467896 111210 11114
Anslått i VBM 614903 151350 16359 3990
Anslått i sementkjemikalier 576006 21949 9495 450 1072 30
Anslått kompletteringskjemikalier
Anslått i riggkjemikalier 28588 28581 3879 3338
Anslått gamle kjemikalier i brønn 1885975 779325 22856 50 10905 8210
Bore og brønnkjemikalier for P&A
av Erlend Øst 3573366 981204 163799 11564 0 8450 30 0 10905 0 8210 0
