Utslippssøknad PL 019C Kark
2/1-17 S Kark
1.0 07.05.2019 Final A. Fjellså B.B. Hinna M. A. Haga
01 03.05.2019 Draft A. Fjellså D. A. Ferrin
Rev. Date Reason for Issue Prep. Checked Accepted
Title
Søknad om tillatelse til virksomhet etter Forurensningsloven for boring av letebrønn 2/1-17 S Kark i lisens PL 019C
System Area Document number Revision
NA NA
KNP-AKERBP-D-1641 – Utslippssøknad forletebrønn 2/1-17 S Kark i PL 019C
1.0
Contract No. Rev. date No. of pages
NA
Innholdsfortegnelse
1 Sammendrag 1
2 Forkortelser 3
3 Overordnet ramme for aktiviteten 4
4 Generell informasjon 5
4.1 Generelt om lisensen 5
4.2 Geografisk lokasjon 6
4.3 Borerigg 8
5 Aktivitetsbeskrivelse 9
5.1 Boreplan 9
5.2 Boreprogram 12
5.3 Brønntest 13
5.3.1 Beskrivelse av utstyret for brønntesten 13
5.3.2 Tiltak for å minimere utslipp og sikre optimal forbrenning 19
5.3.3 Barrierer for å hindre oljesøl under brønntesten 20
6 Utslipp til sjø 21
6.1 Valg og evaluering av kjemikalier 21
6.2 Sammendrag av omsøkte utslipp til sjø 21
6.3 Borekjemikalier 22
6.4 Sementeringskjemikalier 24
6.5 Brønntestekjemikalier 25
6.6 Hjelpe-/riggkjemikalier 25
6.6.1 Riggvaskemiddel 26
6.6.2 Gjengefett 26
6.6.3 Jekkefett og skiddefett 26
6.6.4 Kjemikalier i lukket system 27
6.6.5 Kjemikalier i brannvannsystemer 28
6.7 Rensing og utslipp av oljeholdig vann 28
6.8 Borekaks 29
6.9 Sanitærvann og organisk kjøkkenavfall 29
6.10 Beredskapskjemikalier 29
7 Utslipp til luft 30
8 Avfallshåndtering 32
9 Operasjonelle miljøvurderinger 33
9.1 Borevæske og borekaks 33
9.2 Sementeringskjemikalier 33
9.3 Riggspesifikke kjemikalier 34
9.4 Utslipp av oljeholdig vann 34
9.5 Sot og oljenedfall knyttet til formasjonstest 34
9.5.1 Miljøkonsekvenser av sot og oljenedfall 35
10 Miljørisiko og beredskap 36
10.1 Akseptkriterier 36
10.2 Inngangsdata for analysene 36
10.2.1 Lokasjon og tidsperiode 36
10.2.2 Egenskaper til oljen 37
10.2.3 Definerte fare- og ulykkessituasjoner 38
10.3 Naturressurser som er inkludert i miljørisikoanalysen 38
10.4 Drift og spredning av olje 40
10.5 Miljørisiko knyttet til aktiviteten 43
10.6 Beredskap mot akutt forurensning 44
10.6.1 Analyse av dimensjoneringsbehov 44
10.6.2 Beredskapsstrategi 46
10.6.3 Forslag til beredskap mot akutt forurensning 47
10.6.4 Systemer for å oppdage utslipp 48
11 Risikoreduserende tiltak 49
11.1 Kjemikalier og substitusjon 50
12 Kontroll, måling og rapportering 51
13 Referanser 52
14 Vedlegg 54
14.1 Kjemikalietabeller 54
14.2 Oversikt over beredskapskjemikalier 61
1 Sammendrag
I henhold til Aktivitetsforskriften §66 og Forurensningsforskriften kapittel 36, søker Aker BP om tillatelse til virksomhet etter Forurensningsloven for boring, brønntesting og tilbakeplugging av letebrønn 2/1-17 S Kark i utvinningstillatelse PL 019C. Brønnen skal bores med den oppjekkbare boreinnretningen Maersk Interceptor og tidligste oppstart for leteboringen er 19. august 2019.
Primært formål med letebrønn 2/1-17 S Kark er å undersøke hydrokarbonpotensialet i grunnmarine Gyda-sandsteiner av øvre Jura alder (Ulaformasjonen), med sekundært mål i dypereliggende reservoarer som Eldfisk- og Bryneformasjonen, samt Skagerrakformasjonen av Trias alder. Dersom olje-vannkontakten ikke påtreffes planlegges det å bore et geologisk sidesteg mot nordvest, og dersom et potensielt funn blir vurdert som kommersielt planlegges ytterligere et geologisk sidesteg for å teste det sørlige segmentet av Karkprospektet.
Gjeldende søknad gir en oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier planlagt benyttet under operasjonen, samt utslipp til luft, miljørisiko og oljevernberedskap for operasjonen.
Kjemikalieforbruket inkluderer en opsjon for sidesteg samt brønntest, dersom det påtreffes hydrokarboner. Brønnen er planlagt boret med et pilothull etterfulgt av fire seksjoner til et totalt dyp (TVD RKB) på ca. 4615 m. Det skal benyttes sjøvann/sweeps og vannbasert borevæske i pilothullet og i topphullseksjonen, og oljebasert borevæske i de påfølgende hullseksjonene, når BOP og stigerør er installert. Brønnen vil bli permanent plugget og forlatt. Borekaks fra
topphullseksjonen vil slippes til sjø, mens borekaks med vedheng av oljebasert borevæske skal ilandsendes for avfallshåndtering. En oversikt over totalt omsøkte mengder grønne, gule og røde kjemikalier er vist i Tabell 1.1.
Tabell 1.1 Oversikt over omsøkte mengder grønne, gule og røde kjemikalier for letebrønn 2/1-17 S Kark, inkludert opsjon for sidesteg og brønntest.
Utslipp til luft kommer fra kraftgenerering om bord på riggen samt i forbindelse med brønntesten.
En oversikt over omsøkte utslipp til luft er vist i søknadens Kapittel 7.
Lisensen er lokalisert i sørlige Nordsjøen, ca. 31 km nord for Ekofisk B. Korteste avstand til land er 243 km (Egersund kommune). Vanndypet på lokasjonen er ca. 67 m og sjøbunnen består
hovedsakelig av sand. PL 019C er ikke underlagt noen fiskeri- eller miljøvilkår som begrenser boreaktiviteten.
Det er gjennomført en helårlig miljørettet risikoanalyse for letebrønnen. Resultatet indikerer at risikoen vil være høyest for pelagisk sjøfugl. Høyeste utslag i miljørisiko utgjør 17 % av Aker BP sine operasjonsspesifikke akseptkriterier for Moderat miljøskade for krykkje i vårsesongen. Det høyeste risikonivået for marine pattedyr er 14 % (havert, høst), for Alvorlig miljøskade. Det høyeste risikonivået for kystnær sjøfugl er 9 % (toppskarv og sildemåke, vår) og høyeste beregnede
risikonivå for strandhabitat er 5 % (sommer), begge for Moderat miljøskade.
Brønnen har tidligst planlagte oppstart i august, og det forventes å nå oljeførende lag tidligst i september. Det vil derfor være høstsesongen som vil være aktuell i forhold til miljørisiko. For denne sesongen er det marine pattedyr som er dimensjonerende for risikonivået, og høyeste utslag er beregnet for havert med 14 % av akseptkriteriet for Alvorlig miljøskade. Det høyeste beregnede risikonivået for kystnær sjøfugl og strandhabitat i denne sesongen er henholdsvis 1 % og 3 %, begge for Moderat miljøskade.
En beredskapsanalyse er gjennomført for letebrønnen. Analysen viser behov for fem NOFO- system i barriere 1 og to NOFO-system i barriere 2, i høstsesongen. Fullt utbygd barriere vil være operativt innen 27 timer. En oppsummering av resultatene fra miljø- og beredskapsanalysen er gitt i søknadens Kapittel 10.
Aker BP vurderer miljørisikoen ved boring av letebrønnen på Kark-prospektet til å være akseptabel.
2 Forkortelser
ALARP As Low As Reasonably Practicable (så lavt som praktisk mulig) BAT Best Available Technology (beste tilgjengelige teknologi) BOP Blow-out Preventer (utblåsningsventil)
DNV GL Det Norske Veritas Germanischer Lloyd
DST Drillstem test
GOR Gas Oil Ratio
Hi-Wax High Wax skimmer (for oljer med høyt voksinnhold) HOCNF Harmonised Offshore Chemical Notification Format IMO International Maritime Organisation
IR Infrarød
IUA Interkommunale utvalg mot akutt forurensning
MD Measured Depth/Målt Dyp
MEG Monoetylenglykol
MIRA Metode for Miljørettet Risikoanalyse MSL Mean Sea Level (havoverflaten)
NOFO Norsk oljevernforening for operatørselskap NOROG Norsk Olje og Gass
OBM Oil Based Mud (oljebasert borevæske) OSD Oil Spill Detection
OSCAR Oil Spill Contingency And Response Model (SINTEF oljedriftsimuleringsmodell P&A Plug and Abandon (permanent tilbakeplugging)
PL Produksjonslisens
PLONOR Pose Little or No Risk to the Marine Environment
PPM Parts Per Million
RKB Rotary Kelly Bushing (referansedyp fra boredekk)
ROV Remotely Operated Underwater Vehicle (fjernstyrt undervannsfarkost) SVO Særlig verdifulle områder
TD Total Depth
THC Total Hydrocarbons
TVD Total Vertical Depth
WBM Water Based Mud (vannbasert borevæske)
Tabell 2.1 Forklaring av forkortelser
3 Overordnet ramme for aktiviteten
Forskrift om helse, miljø og sikkerhet i petroleumsvirksomheten (rammeforskriften) § 11 beskriver prinsippene for risikoreduksjon. Miljølovgivningen sier at skade eller fare for skade på det ytre miljø skal forhindres eller begrenses så langt mulig. Prinsippene for risikoreduksjon sier at risikoen for miljøskade deretter skal reduseres ytterligere så langt det er mulig.
Aker BPs miljøpolitikk er en del av det overordnede styringssystemet for selskapet. Viktigste miljømål er å unngå skade på miljøet gjennom å integrere hensynet til miljø i alle selskapets aktiviteter. For boreaktivitetene er det også etablert operasjonsspesifikke akseptkriterier for miljørisiko knyttet til større oljeutslipp i samsvar med etablert praksis blant operatører på norsk sokkel. Slike større oljeutslipp er dimensjonerende hendelser som danner grunnlaget for analyse av behov for oljevernberedskap.
4 Generell informasjon
I henhold til norsk lovverk søker Aker BP om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven om boring, brønntesting i sidesteg og tilbakeplugging av letebrønn 2/1-17 S Kark i utvinningstillatelse PL 019C. Brønnen skal bores med den oppjekkbare boreinnretningen Maersk Interceptor.
Gjeldende søknad er utarbeidet i henhold til aktivitetsforskriften, forurensningsloven med tilhørende forskrifter, HMS-forskriftene for petroleumsvirksomheten og Miljødirektoratet sine retningslinjer for søknad om tillatelse til virksomhet. Søknaden omfatter følgende:
• Forbruk og utslipp av kjemikalier - borevæske, sementkjemikalier, kjemikalier i forbindelse med brønntesting, riggspesifikke kjemikalier, kjemikalier i lukket system og
slopbehandlingskjemikalier, i tillegg til utboret kaks fra boring av topphullseksjonene.
• Utslipp til luft - avgasser i forbindelse med kraftgenerering og brønntesting.
• Avfallshåndtering - generelt avfall (næringsavfall), borerelatert avfall og eventuelt farlig avfall på Maersk Interceptor.
• Miljøvurdering av planlagte utslipp - en overordnet vurdering av utslippene.
• Miljørisiko og oljevernberedskap - miljørisiko for natur- og miljøressurser og anbefalt beredskapsløsning og -krav.
• Risikoreduserende tiltak - oversikt over forbruks- og utslippsreduserende tiltak.
• Kontroll, måling og rapportering - rutiner og verktøy for måling og rapportering av forbruk og utslipp.
Utvinningstillatelsen PL 019C i Nordsjøen ble fradelt utvinningstillatelse 019B 14.09.1998 (Olje- og Energidepartementet, 1998), og en oversikt over lisenshaverne er vist i Tabell 4.1. Det foreligger ingen spesielle vilkår eller restriksjoner i utvinningstillatelsen eller i forvaltningsplanen for
Nordsjøen og Skagerrak, som er relevant for søknaden (Olje- og Energidepartementet, 2016, Miljøverndepartementet, 2013).
4.1 Generelt om lisensen
Selskap Andel (%)
Aker BP ASA 80,00
MOL Norge AS 20,00
Tabell 4.1 Lisenshavere i PL 019C.
4.2 Geografisk lokasjon
Lisens PL 019C er lokalisert i sørlige Nordsjøen og planlagt borelokasjon for letebrønn Kark ligger ca. 21 km sør for Tambar og ca. 31 km nord for Ekofisk B. Figur 4.1 og Figur 4.2 viser
brønnlokasjonen i henholdsvis et beredskapskart og et lisenskart. Havdyp og andre relevante avstander fra Kark-lokasjonen er oppsummert i Tabell 4.2, og koordinatene for brønnlokasjonen er vist i Tabell 4.3.
Figur 4.1 Lokalisering av letebrønn 2/1-17 S Kark i sørlige Nordsjøen.
Figur 4.2 Kart som viser PL 019C med Kark prospektet, samt omkringliggende lisenser.
Lokalisering Havdyp og Avstander
Havdyp 67 m
Avstander til land 243 km (Egersund kommune), 276 km til Stavanger lufthavn
Nærmeste innretninger 21 km til Tambar, 37 km til Ula og 31 km til Ekofisk B
Tabell 4.2 Havdyp og avstander fra 2/1-17 S Kark.
ED50 UTM Zone 31
Breddegrad 56° 49' 06.154" N Nord/sørkoordinat 6297318.0 m
Lengdegrad 03° 08' 19.695" E Øst/vestkoordinat 508473.5 m
Tabell 4.3 Koordinater for letebrønn 2/1-17 S Kark.
En borestedskartlegging ble utført av Gardline i området rundt borelokasjonen i juni 2018 (Gardline, 2018). Et område på ca. 20 km² i blokk 2/1 ble kartlagt.
Undersøkelsene inkluderte kartlegging av havbunnen ved hjelp av ekkolodd og sidesøkende sonar. Resultatene fra havbunnsundersøkelsen viser at havbunnen er uten spesielle strukturer og det er ingen tegn til skipsvrak eller andre kulturminner i nærområdet rundt brønnen. Nærmeste infrastruktur er Europipe 1 rørledningen som ligger 4,5 km øst for brønnlokasjonen.
Letebrønnen er planlagt boret i et kjent område med mye tidligere boreaktivitet, og det er ikke påvist sårbar bunnfauna i undersøkelsesområdet. Borestedsundersøkelsen viser at området er dekket av et ca. 50 cm tykt lag med sand som overligger siltig skjellsand og siltig leire. Aker BP vurderer at den planlagte aktiviteten ikke vil ha vesentlige negative konsekvenser rundt
borelokasjonen og havområdet forøvrig.
4.3 Borerigg
Brønnen vil bli boret med oppjekkbare boreinnretningen Maersk Interceptor (Figur 4.3), som eies av Maersk AS og opereres av Maersk Drilling Norge AS. Maersk Interceptor ble bygget i 2014 og ble tildelt samsvarsuttalelse (SUT) 5.12.2014.
Figur 4.3 Boreriggen Maersk Interceptor.
5 Aktivitetsbeskrivelse
Primært formål med letebrønn 2/1-17 S Kark er å påvise hydrokarboner i grunnmarine Gyda- sandsteiner av øvre Jura alder (Ulaformasjonen), prognosert til 4017 m TVD RKB (fra boredekk).
Sekundært mål for boringen er å teste reservoarpotensialet i dypereliggende reservoarer som Eldfisk- og Bryneformasjonen, samt Skagerrakfomasjonen av Trias alder, prognosert til 4470 m TVD RKB. Ved funn planlegges en brønntest i hovedbrønnen, samt et teknisk sidesteg i
reservoarseksjonen, rett ved hovedbrønnen, for kjerneprøvetaking. Dersom olje-vannkontakten ikke påtreffes planlegges det å bore et geologisk sidesteg mot nordvest, og dersom et potensielt funn blir vurdert som kommersielt planlegges ytterligere et geologisk sidesteg for å teste det sørlige segmentet av Karkprospektet.
Søknaden omfatter forbruk og utslipp av kjemikalier for boring av hovedbrønn, teknisk- og geologiske sidesteg, brønntesting, kjerneprøvetaking.
Brønnen vil bli boret til en totaldybde på ca. 4615 m TVD RKB / 4625 m MD, og planlegges som en høytrykks- og høy temperatur brønn (HPHT brønn). Det er planlagt permanent tilbakeplugging av brønnen før den forlates.
Varighet av operasjonen er estimert til 68 dager ved tørr brønn og 128 dager ekstra ved funn, inkludert boring av sidesteg, prøvetaking og brønntesting. Tilsammen utgjør dette 196 dager, inkludert ikke-operasjonell tid og "venting på vær" (15 %), vist i Tabell 5.1. Tidligste planlagte borestart er 19. august 2019.
Operasjon Varighet
Boring av hovedbrønn, tørr brønn 68 dager
Opsjon for sidesteg 107 dager
Opsjon for brønntesting 21 dager
Total varighet (inkludert opsjoner) 196 dager
Tabell 5.1 Forventet varighet for boring av brønn 2/1-17 S Kark, gitt ulike opsjoner.
Program for boring av letebrønn 2/1-17 S Kark, eventuelt teknisk og geologisk sidesteg, samt permanent tilbakeplugging av brønnbanen vil bli sendt til Petroleumstilsynet som vedlegg til samtykkesøknaden.
5.1 Boreplan
Brønnen er planlagt boret som en vertikal brønn. En skisse av brønnbanen (tørr brønn) er vist i Figur 5.1. En skisse av brønnbanen, inkludert geologisk sidesteg (funn), er vist i Figur 5.2.
Figur 5.1 Brønnskisse for letebrønn 2/1-17 S Kark.
Figur 5.2 Brønnskisse for opsjon for teknisk og geologisk sidesteg til letebrønn 2/1-17 S Kark.
5.2 Boreprogram
Letebrønnen planlegges boret i følgende sekvens:
• 9 7/8” pilot hull - bores med sjøvann og polymer sweeps med retur til havbunnen, fra sjøbunn til 600 m MD/TVD RKB. Pilothullet skal bores på brønnlokasjonen.
• 26" hullseksjon - bores fra sjøbunn til 600 m MD/TVD RKB. Hullet bores med sjøvann og polymer sweeps før tyngre vannbasert borevæske pumpes i hullet. 20" x 22" lederør installeres og støpes med sement. Borekaks, polymer sweeps og overskytende sement slippes ut på havbunnen.
• 16" hullseksjon - bores fra 600 m til 2500 m MD/TVD RKB. Hullet bores med vektet
oljebasert borelam. Borekaks med vedheng av oljebasert borevæske returneres til riggen og vil bli transportert til godkjent avfallsmottak på land. 13 3/8" fóringsrør installeres ned til 2500 m MD/TVD RKB og støpes med sement.
• 12 1/4" hullseksjon - bores fra 2500 m til 3937 m MD/ TVD RKB. Seksjonen bores med oljebasert borevæske. Borekaks med vedheng av oljebasert borevæske returneres til riggen og vil bli transportert til godkjent avfallsmottak på land. 9 7/8" fóringsrør installeres ned til 3937 m MD/TVD RKB og støpes med sement.
• 8 1/2" hullseksjon - bores fra 3937 til 4140 m MD/TVD RKB basert på poretrykksevaluering.
Ved lavt poretrykk, kan 8 1/2" bores til brønn TD på 4625 m MD/TVD RKB, mens ved høyt poretrykk settes seksjons TD ved 4140 m MD/TVD. Seksjonen bores med oljebasert borevæske. Borekaks med vedheng av oljebasert borevæske returneres til riggen og vil bli transportert til godkjent avfallsmottak på land.
• Dersom 8 1/2" seksjonen ikke blir boret til brønn TD på 4625 m MD/TVD RKB, vil en 7 5/8
" forlengelsesrør bli installert fra 4140 m til 3480 m MD/TVD RKB og støpes med sement.
• Dersom 7 5/8" forlengelsesrør er installert, bores 6 1/2" seksjonen fra 4140 m til brønn TD på 4625 m MD/TVD RKB. Seksjonen bores med oljebasert borevæske. Borekaks med vedheng av oljebasert borevæske returneres til riggen og vil bli transportert til godkjent avfallsmottak på land.
• Ved tørr brønn - Permanent plugging av brønnen (P&A) – 6 1/2" eller 8 1/2" åpenhullseksjon plugges tilbake med sement inn i foregående fóringsrør. Deretter settes en sekundær barriere i 9 7/8" fóringsrør og en barriere plugg i 13 3/8’’ fóringsrør. Til slutt vil det bli satt en miljøbarriere i 20" fóringsrør.
• Overskudd av spacer og sement fra brønnen blir sluppet til sjø for alle seksjoner som er boret med vannbasert borevæsker. Overskudd av spacer og sement i seksjoner hvor det benyttes oljebasert borevæske vil bli ilandført for behandling hos godkjent avfallsmottaker, som oljebasert boreavfall.
Ved funn er det planlagt boret et teknisk sidesteg for datainnsamling og muligens to geologiske sidesteg for å teste en større del av prospektet. I tillegg til logging og kjerneprøvetaking er det planlagt brønntest. Følgende operasjoner vil finne sted dersom det påtreffes hydrokarboner i reservoarseksjonen:
Opsjon for teknisk sidesteg:
• P&A – 6 1/2" / 8 1/2" åpenhullseksjon plugges tilbake med sement til minimum 100 m over topp reservoar.
• 6 1/2" / 8 1/2" hullseksjon - bores, fra ca. 4000 m MD/TVD med oljebasert borevæske.
Kjernetaking vil blir utført i hydrakarbonførende formasjoner. Borevæske sirkuleres i retur til
riggen, hvor borekaks med vedheng av borevæske separeres og transporteres til land for behandling hos godkjent avfallsmottaker.
Opsjon for geologisk sidesteg:
• Opsjon 1 – Åpenthull vil bli sementert tilbake, i tillegg vil det bli satt en sekundær barriere i 9 7/8" fóringsrør. 9 7/8" fóringsrør vil bli kuttet og hentet tilbake til riggen ifra +-2600 m MD/
TVD. 12 ½" hullseksjon vil boret på ny, i tillegg til 13 3/8" fóringsrør. 8 1/2" åpent hull for å teste prospektet og for å finne olje-vann kontakten.
• Opsjon 2 – Brønnen vil bli plugget tilbake til 20" fóringsrør. Ny brønn med 16" hullseksjon, 13 3/8" fóringsrør, 12 1/4" hullseksjon, 9 7/8" fóringsrør og 8 1/2" hullseksjon vil bli utført.
Oppsummering av planlagte hullseksjoner og seksjonslengder vist i Tabell 5.2.
Hullseksjon Borevæskesystem Fra dyp m (MD/TVD RKB) Til dyp m (MD RKB) Seksjonslengde (m)
9 7/8" Vannbasert borevæske 121 600 479
26" Vannbasert borevæske 121 600 479
16" Oljebasert borevæske 600 2500 1900
12 1/4" Oljebasert borevæske 2500 3937 1437
8 1/2" Oljebasert borevæske 3937 4140 203
6 1/2" Oljebasert borevæske 4140 4625 485
Tabell 5.2 Oversikt over hullseksjoner og lengder.
Dersom det påtreffes hydrokarbonførende lag i letebrønnen vil det bli vurdert å utføre brønntest (Drill Stem Test (DST)). Hvorvidt brønntester blir gjennomført avhenger av resultatene fra
kjerneprøver, loggedata og væskeprøver. Brønntest vil bli vurdert utført i Gyda- eller Eldfiskformasjonen i hovedbrønnen, avhengig av reservoaregenskapene.
5.3 Brønntest
Per i dag foreligger kun estimater på reservoaregenskaper, basert på seismiske undersøkelser, nærliggende brønner og antatt lignende reservoar. Det er ikke mulig å kartlegge tykkelsen og utstrekningen av det prognoserte reservoaret basert på seismiske data. Formålet med
brønntesten er å bestemme reservoarets hydrokarbonpotensial og laterale utbredelse, samt innsamling av tilstrekkelig mengde reservoarvæske. En brønntest kan være avgjørende for fremtidig aktivitet, både i letefasen og avgrensningsfasen. Resultatene fra testene kan bevise kommersiell brønnproduktivitet i reservoaret. Brønntesten vil måle strømningsegenskapene til en hydrokarbonforekomst.
I senere år har det i mange brønner blitt kjørt såkalte mini-DST'er på kabel. Fordelen med slike tester er minimalt med utslipp og lite brenning av hydrokarboner på dekk. Imidlertid vil en slik mini-DST kun kartlegge en relativt begrenset del av området rundt brønnen (radius på 30-50 m), mens en fullskala DST vil kunne kartlegge flere 100 m inn i reservoaret, avhengig av
reservoarkvaliteten. Ved funn på Kark vurderes det kjøring av både mini DST og en full DST.
Brønnstrømmen kommer til overflaten via produksjonsrøret i brønnen, som er koblet til overflatetesttreet på boredekket. Testtreet er utstyrt med sikkerhetsventiler. Fra testtreet blir brønnstrømmen koblet fra høytrykkslinjen til testområdet via armerte, fleksible Coflex slanger.
5.3.1 Beskrivelse av utstyret for brønntesten
Høytrykkslinjen fra boredekket går via en nødavstengningsventil til strupeventilen
(chokemanifolden) ved testanlegget. På strupeventilen kontrolleres åpningen på ventilen og derved strømningsraten.
Væskestrømmen går fra strupeventilen via en varmeveksler til separatoren. Varmeveksleren justerer temperaturen på brønnstrømmen til ønsket nivå for å oppnå effektiv separasjon av hydrokarbonfasene og vann. I separatoren skilles olje, gass og eventuelt vann. Gassen går til høytrykks-fakkel på brennerbommen. Oljen går til brennerhodet på brennerbommen, mens vann samles i en lagertank. For å sikre best mulig forbrenning ved gjennomføring av testingen vil det bli benyttet oljebrenner av typen Evergreen Burner. Denne brenneren anses for å være den beste tilgjengelige på markedet, med høy effektivitet og god forbrenning.
Oljemålerne (Coriolis meter) kan kalibreres under testen ved hjelp av en kalibreringstank (Surge Tank). Denne etablerer en korreksjonsfaktor for bestemmelse av strømningsratene av olje under testen. Korreksjonsfaktoren benyttes for å få strømningsratene fra brønnen så korrekt som mulig.
I tillegg til selve prosessutstyret brukes det også atmosfæriske lagertanker for å lagre vann og annen væske som ikke kan brennes. Volumet på lagertankene vurderes for hver enkelt jobb. Disse tankene har hjelpepumper koblet opp for væskeoverføring til transporttanker som frakter væsken til land.
Figur 5.3 viser et typisk testeanlegg ombord på riggen.
Figur 5.3 Bilde av et typisk testeanlegg ombord på riggen.
De viktigste komponentene i anlegget er også beskrevet i Tabell 5.3.
Tabell 5.3 Beskrivelse av hovedkomponentene i anlegget for brønntesten.
For å minimalisere utslippene i forbindelse med brønntesten vil operasjonen gjennomføres med fokus på å minimalisere mengden olje og gass som forbrennes, samt på å sikre så effektiv forbrenning som mulig.
5.3.2 Tiltak for å minimere utslipp og sikre optimal forbrenning
Nedihullsensorer i brønnen formidler sanntidsdata (reservoartrykk, temperatur m.m.) til riggen.
Dette muliggjør optimalisering av strømningen slik at produksjonsperioden kan avsluttes så snart nødvendige data er innsamlet. Kortere testvarigheter betyr mindre volum av faklet olje og gass med tilhørende reduksjon i utslipp til luft.
Konstruksjonen av brennerdyser på oljebrennehodet sikrer best mulig luftinntak noe som
muliggjør dannelse av svært små oljedråper, hurtigere forbrenning og redusert risiko for oljeutfall til sjø. Oljebrenneren har angitt forbrenningseffektivitet på 99.999907 %, noe som gir en vesentlig lavere enn Norsk Olje og Gass sin anbefalte standardfaktor (Norsk Olje og Gass, 2018) for
oljenedfall fra tester (0,05%).
Det er et overordnet mål å gjennomføre brønntesten med så små utslipp som praktisk mulig, inkludert å minimalisere sotdannelse. Forbrenningen på brennerbommen overvåkes kontinuerlig for å sørge for optimal forbrenning og umiddelbar deteksjon av eventuelt oljesøl.
Forbrenningsparameterne justeres underveis for å optimalisere forbrenningen. Skulle oljenedfall til sjø eller sotdannelse inntreffe, vil forbrenningsparameterne bli justert for å optimalisere
forbrenningen. Om dette ikke umiddelbart kan gjøres, vil produksjonen stanses og ikke startes før problemet er løst. Forbrenningsparametre som overvåkes inkluderer:
• Kontinuerlig drift av pilotflammene på fakkel
• Oljeraten. Den skal være innenfor brennerhodet sin spesifikasjon (justerbart ved åpning og stenging av brennerhoder)
• Mottrykket på oljen som forbrennes. Det må være tilstrekkelig.
Temperaturen på oljen optimaliseres under testen ved bruk av varmeveksler (multi tube heater) for å unngå voksutfelling og redusert forbrenning.
Det er en rekke barrierer på plass for å forhindre oljesøl på dekk og utslipp av olje til sjø under formasjonstesten. De viktigste barrierene er som følger:
5.3.3 Barrierer for å hindre oljesøl under brønntesten
• Automatisk prosess-nedstengingssystem, PSD-system. Dersom eventuell hydrokarbonlekkasje til dekk ikke blir oppdaget av det automatiske prosess- nedstengingssystemet, nedstenges brønnen umiddelbart manuelt.
• Rutine for tømming av kalibreringstanken for ikke-brennbar væske før pumping av olje til brennerbom og oppstart av formasjonstest.
• Nitrogenspylte avlastningsventiler. Disse hindrer utslipp til luft og sjø ved oppstart av prosessanlegget.
• Kontinuerlig bemanning av testanlegget i drift. Dette betyr fysisk tilstedeværelse til enhver tid og strengere enn for eksempel ved produksjonsplattformene.
• Brennerne og kompressorene vil til enhver tid overvåkes av kompetent personell fra både Schlumberger og Scantech for å sikre optimal operasjon av oljebrenning.
• Spillkant rundt hele testområdet.
• Alle dreneringspunkter på dekk innenfor spillkanten er mekanisk blokkert og forseglet for å hindre eventuelt oljesøl inn til riggen sitt dreneringssystem.
• Høytrykksvæskeutskiller (knock-out pot) forhindrer eventuelle oljedråper som følger med gassen ut av separatoren å gå som utslipp til sjø.
DNV GL vil verifisere at testanlegget er utformet ihht NORSOK-D007 i forkant av operasjonen.
Riggen er utstyrt med oljedetekterende systemer vil overvåke brønntesten. I tillegg vil et
beredskapsfartøy ligge ved riggen under brønntesten som bidrar med visuell overvåking. Om en hendelse skulle inntreffe og olje observeres på havoverflaten vil nødvendige tiltak i henhold til utslippets størrelse gjennomføres.
6 Utslipp til sjø
6.1 Valg og evaluering av kjemikalier
Klassifiseringen av kjemikalier og stoffer i kjemikalier er gjort i henhold til gjeldende forskrifter og dokumentert i databasesystemet Nems Chemicals.
Det er lagt vekt på å etablere boreplaner og benytte kjemikalier som, innen tekniske og kostnadsmessige forsvarlige rammer, har minimalt potensiale for negativ miljøpåvirkning. I henhold til substitusjonsplikten (Produktkontrolloven) vil Aker BP, i samarbeid med våre leverandører, jobbe for substitusjon av helse og miljøfarlige kjemikalier.
For boring av letebrønn 2/1-17 S Kark søkes det om utslipp til sjø av følgende:
6.2 Sammendrag av omsøkte utslipp til sjø
• Bore- og brønnkjemikalier (borevæske, sementeringskjemikalier brønntestekjemikalier)
• Riggkjemikalier (hjelpekjemikalier som riggvaskemiddel, gjengefett og BOP væske)
• Borekaks
• Andre utslipp (oljeholdig drenasjevann, sanitærvann og organisk kjøkkenavfall)
• Kjemikalier i lukket system
• Beredskapskjemikalier
Riggen drives med kjemikalier i grønn, gul, rød og svart kategori. Kjemikalier i svart kategori benyttes i lukkede systemer og vil ikke gå til utslipp.
De kjemikaliene som er valgt for bruk er vurdert ut fra tekniske kriterier og HMS-egenskaper.
Kjemikaliene som er planlagt sluppet ut i forbindelse med boreoperasjonen er vurdert å ha miljømessig akseptable egenskaper i grønn eller gul kategori. Totalt omsøkt forbruk og utslipp av grønne, gule og røde kjemikalier per bruksområde og miljøkategori for hovedbrønn og for opsjoner er vist i Tabell 6.1 og Tabell 6.2.
Tabell 6.1 Totaloversikt over forbruk og utslipp av omsøkte kjemikalier per bruksområde og miljøkategori for hovedbrønn.
Tabell 6.2 Totaloversikt over forbruk og utslipp av omsøkte kjemikalier per bruksområde og miljøkategori for opsjoner.
Letebrønn 2/1-17 S Kark er planlagt boret med følgende hullseksjoner; 9 7/8" pilothull, 26", 16", 12 1/4" og 8 1/2" / 6 1/2". Tabell 6.3 viser hvilket borevæskesystem som blir benyttet i de ulike seksjonene.
6.3 Borekjemikalier
Hullseksjon Borevæskesystem Utslipp til sjø / Avfallbehandles
9 7/8" pilothull Sjøvann og polymer sweeps, vannbasert borevæske
Utslipp til sjø
26" Sjøvann og polymer sweeps, vannbasert
borevæske (Glydril)
Utslipp til sjø
16" Rheguard Prime, oljebasert borevæske Avfallsbehandles
12 1/4" Rheguard Prime, oljebasert borevæske Avfallsbehandles
8 1/2" / 6 1/2" Rheguard Prime, oljebasert borevæske OB HTHP Warp, oljebasert borevæske
Avfallsbehandles
Tabell 6.3 Borevæskesystem i de ulike hullseksjonene for 2/1-17 S Kark.
Schlumberger er leverandør av borevæskekjemikalier.
9 7/8" pilothullet og 26" seksjonene er planlagt boret med sjøvann som borevæske, men hullet vil periodevis vaskes med høyviskøse polymer sweeps som kun inneholder kjemikalier i grønn/
PLONOR miljøklasse, ihht. Aktivitetsforskriftens §63. Det er videre planlagt å pumpe tyngre vannbasert borevæske i hullet før foringsrør installeres. Denne borevæsken består av kjemikalier i grønn/PLONOR og gul miljøklasse.
Før boring av 16" seksjonen installeres BOP og stigerør. Ved boring av 16", 12 1/4" og 8 1/2" / 6 1/2" seksjonene vil det bli benyttet oljebasert borevæske av typen Rheguard Prime, og i 8 1/2"
seksjonen vil det også bli brukt oljebasert borevæske av typen OB HTHP Warp.. Oljebasert borevæske sørger for bedre hullrensking, mindre utvasking og tykkere filterkake, noe som reduserer risikoen for å sette fast bore- og datainnsamlingsutstyr i brønnen, enn ved bruk av vannbasert borevæske. Det utviser også overlegen stabilitet og motstand mot sig av
vektmateriale, noe som er spesielt viktig i HTHP-brønner. Oljebasert borevæske er derfor vurdert som den beste tekniske- og sikkerhetsmessige løsningen for seksjonen. Rheguard Prime består av kjemikalier i grønn/PLONOR og gul (Y1 og Y2) miljøklasse, samt kjemikalier som er klassifisert som røde. En miljøvurdering av kjemikaliene som er klassifisert som Gul Y2 og rød er gitt i Tabell 6.4. Borevæsken sirkuleres tilbake til riggen, hvor borekaks med vedheng av borevæske
separeres. Borevæske som ikke kan gjenbrukes samt borekaks med vedheng av borevæske vil bli transportert til land for behandling hos godkjent avfallsmottaker.
Produkt Funksjon Miljøkategori Miljøvurdering
Truvis Viskositetsregulator Gul Y2 Truvis er et ammonium forbindelse som benyttes i oljebasert borevæske. Produktet er ikke akutt giftig og har ikke potensiale for bioakkumulering, men er tungt biologisk nedbrytbart.
VG Supreme Viskositetsregulator Rød VG Supreme er bentonittleire behandlet med en organisk aminforbindelse, som benyttes i oljebasert borevæske. Den organiske forbindelsen vil være bundet til leirpartiklene og være lite løselig i vann.
Produktet er ikke akutt giftig og har ikke potensiale for bioakkumulering, men er tungt biologisk nedbrytbart.
One-Mul NS Emulgator Gul Y2 One-Mul inneholder et langkjedet ettsyrederivat som tilsettes oljebasert borevæske for å sikre stabilitet og brønnkontroll. Kjemikalie er uløselig i vann og lite giftig for vannlevende organismer og middels nedbrytbart.
Det har noe potensiale for bioakkumulering (Alkane Blend).
Versatrol M Filtertapskontroll Rød Versatrol M er et organisk langkjedet materiale som brukes til å bygge filterkake på brønnveggen for å hindre at vannfasen i den oljebaserte borevæsken siver inn i formasjonen. Kjemikalie er uløselig i vann.
Kjemikalie er lite giftig, har ikke potensiale for bioakkumulering (pga. høy molekylvekt), men er tungt biologisk nedbrytbart.
Ecotrol RD Væsketapskontroll Rød Ecotrol RD er et akrylat copolymer (plast) som benyttes i oljebasert borevæske for å forhindre væsketap til formasjonen. Kjemikalie er lite giftig for vannlevende organismer, har ikke potensiale for bioakkumulering (pga. høy molekylvekt), og er ikke biologisk nedbrytbart.
Versamod Viskositetsregulator Rød Versamod inneholder et fettsyrederivat som ikke er giftig og ikke har potensiale for bioakkumulering, men som er tungt nedbrytbart.
EMI-1945 Reologimodifisering Gul Y2 EMI-1945 er en fettsyreester som benyttes om reologimodifiseringsmiddel i væskestrømmen.
Kjemikalie er lite giftig, har ikke potensiale for bioakkumulering (pga. høy molekylvekt), men er tungt biologisk nedbrytbart.
Warp Concentrate Vektmateriale Gul Y2 Warp Concentrate er et vektmateriale for oljebasert borevæske, som hovedsakelig består av barytt, men som inneholder hydrokarboner og destillater.
Kjemikalie er ikke giftig, har ikke potensiale for bioakkumulering (pga. høy molekylvekt), men er tungt biologisk nedbrytbart.
Tabell 6.4 Miljøvurdering av borevæskekjemikalier med gul Y2 og rød kategorisering.
Informasjon om forbruk og utslipp av borevæske er basert på beregninger av teoretiske volumer og erfaringsdata fra tidligere brønner. I beregningene tas det hensyn til at mengden borevæske blir større enn teoretisk beregnet, på grunn av forhold som:
• Borevæske tapes til formasjonen
• Vedheng på utboret kaks
• Slop med rester av borevæske etter sementjobber
• Utvasking av borehull
• Annet poretrykk i formasjonen enn prognosert
• Rester etter lasting/lossing av båt og fra lagringstanker på rigg.
En samlet oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier i vannbasert og oljebasert borevæske for hovedbrønn og opsjon for sidesteg er vist i Tabell 14.1, Tabell 14.2, og Tabell 14.3 i Vedlegg 14.1 Kjemikalietabeller.
Det planlegges sementjobber i forbindelse med setting av 22" x 20" lederør, 13 3/8", 9 5/8"
foringsrør and 7 5/8" forlengelsesrør. I tillegg er det planlagt bruk av sement for permanent tilbakeplugging (P&A) av brønnen.
6.4 Sementeringskjemikalier
Etter hver sementjobb spyles rørlinjer og sementutstyr, og vaskevannet med sementrester vil gå til utslipp. Siden rester av sement kan herde i tanker og rør er det ikke ønskelig å samle opp dette i sloptanker om bord etter endt sementeringsjobb. Vaskevann fra sementenheten vil derfor slippes ut til sjø etter endt sementoperasjon. Estimert volum er 300 liter vaskevann per sementjobb.
Doseringsutstyr installert på Maers Interceptor gjør at overskudd av sementblanding
minimaliseres og dermed reduseres innholdet av sementkjemikalier i vaskevannet som går til utslipp. Før sementering tilsettes en skillevæske (spacer) som gjør at borevæske og sement ikke blandes.
Schlumberger er leverandør av sementkjemikalier. Samtlige kjemikalier i sementblandingene er klassifisert som grønne eller gule. En miljøvurdering av kjemikaliene som er kategorisert som gul Y2 er gitt i Tabell 6.5.
Tabell 6.5 Miljøvurdering av sementkjemikalier med gul Y2 kategorisering.
På grunn av forventet utvasking i forbindelse med boring av topphullseksjonene og øvrige seksjoner, beregnes følgende tilleggsmengder på forbruk av sement:
• Sementering av 22" x 20" lederør: 200 % av teoretisk ringromsvolum
• Sementering av 13 3/8" foringsrør: 30 % av teoretisk ringromsvolum
• Sementering av 9 5/8" foringsrør: 30 % av teoretisk ringromsvolum til planlagt topp av sement
• Sementering av 7 5/8" forlengelsesrør i teknisk sidesteg (ved funn): 150 % teoretisk ringromsvolum til planlagt topp av sement
• Permanent tilbakeplugging av brønnen: 20 % av teoretisk volum ved "åpent hull" plugger.
Tabell 14.4 og Tabell 14.5 i Vedlegg 14.1 Kjemikalietabeller viser oversikten over planlagt forbruk og utslipp av sementkjemikalier med tilhørende miljøkategori i hovedbrønn og opsjon for sidesteg.
6.5 Brønntestekjemikalier
Dersom brønntest gjennomføres vil man for å sikre renest mulig brønn før kjøring av testestreng, føre et skrapeverktøy ned. Dette sørger for at 7 5/8" forlengelsesrør er fri for sement og lignende.
Deretter pumpes det ned en kombinasjon av rensevæsker for å rense hullet tilstrekkelig. I dette vasketoget vil det bli benyttet overflateaktive kjemikalier og saltløsning (brine). Vasketoget vil gå i retur til riggen og videre til land for destruksjon.
Før kjøring av testestreng vil brønnvolumet som består av vannbasert borevæske og rester av vasketoget bli fortrengt til en saltoppløsning. Etter brønntesten vil brønnvolumet bli fortrengt tilbake til vannbasert borevæske, og saltoppløsningen vil gå i retur til riggen. En del av blandingen (mellomfase mellom spacer og brine) vil gå som slop og sendes til land for destruksjon om ikke rensegraden på riggen oppnås. Det er ikke planlagt med utslipp av kjemikalier til sjø i forbindelse med formasjonstestingen.
Til brønnstrømmen kan det bli aktuelt å tilsette kjemikalier for å unngå prosessproblemer.
Dersom den produserte oljen blir vanskelig å håndtere i testanlegget vil skumdemper og/eller emulsjonsbryter bli benyttet.
Under brønntesten kan monoetylenglykol (MEG) bli injisert som hydratinhibitor. MEG vil bli injisert kontinuerlig, direkte i brønnstrømmen og vil bli samlet opp i en tank på riggen for ilandføring, eller gå sammen med brønnstrømmen til forbrenning. MEG vil også bli blandet med vann i forholdet 50/50 under trykktesting i forbindelse med klargjøring av testeutstyr og testestreng, dette for å redusere faren for hydratdannelse under selve brønntesten. Estimert mengde til forbrenning er 10 % av forbruket.
Ved oppstart av brønnstrømming går produsert væske gjennom en separator i testanlegget og blir deretter samlet opp i en tank. Den delen av væsken som er brennbar (hydrokarboner) brennes og den delen som består av en væskeblanding som ikke kan brennes samles opp og sendes til land for destruksjon. Væsken som ikke brennes er typisk blanding mellom reservoarvæske og
saltvannsoppløsning.
En oversikt over kjemikalier som er planlagt brukt er gitt i Tabell 14.6 i Vedlegg 14.1 Kjemikalietabeller.
Maersk har utarbeidet et riggspesifikt måleprogram med beskrivelse av de tekniske systemene som medfører utslipp til sjø og luft, i tillegg til en liste over de mest brukte kjemikaliene som går til utslipp til sjø, med tilhørende utslippsfaktorer (Maersk Drilling 2018).
6.6 Hjelpe-/riggkjemikalier
Riggkjemikalier i bruk på Maersk Interceptor omfatter følgende funksjoner:
• Riggvaskemiddel
• BOP-væske
• Gjengefett (borestreng og fóringsrør)
• Skiddefett og jekkefett
• Kjemikalier i lukket system
• Brannskum
• Vannrensekjemikalier
Mengden kjemikalier som planlegges forbrukt og sluppet ut fra riggen er estimert ut fra faktiske operasjoner og boreriggens tekniske utstyr.
Tabell 14.7 og Tabell 14.8 i Vedlegg 14.1 Kjemikalietabeller gir en detaljert oversikt over beregnet forbruk og utslipp av hvert enkelt hjelpekjemikalie i henholdsvis hovedbrønn og opsjon for
sidesteg og brønntest. Smøremidler som ikke medfører utslipp, og som dermed ikke har krav til HOCNF ihht § 62 i aktivitetsforskriften, er ikke inkludert.
For grovvask av dekk, gulvflater, olje- og fettholdig utstyr benyttes produktet Masava Max.
Rengjøringskjemikalier er overflateaktive stoffer som har til hensikt å øke løseligheten av olje i vann.
6.6.1 Riggvaskemiddel
Estimert forbruk er ca 2400 liter per måned, men forbruket vil variere avhengig av aktiviteten ombord. Vaskevannet samles opp i lukket dren og renses før det går til utslipp. Det er konservativt antatt at hele forbruket av riggvaskemiddel slippes til sjø.
Riggvaskemiddelet består av 20% gult stoff, hvorav en liten andel er Y1 merket. Produktet er ikke giftig, bioakkumulerer ikke og har middels nedbrytbarhet.
Gjengefett benyttes som smøring ved sammenkobling av borestreng, fóringsrør og marine stigerør for å beskytte gjengene, og for å sikre korrekt sammenkobling slik at farlige situasjoner unngås.
Valg av gjengefett foretas etter vurdering av beste tilgjengelige teknologi (BAT), inkludert tekniske egenskaper, helsemessige aspekter og miljøfare.
6.6.2 Gjengefett
Borestreng vil bli smurt med gjengefett av type Jet Lube NCS-30ECF. Forbruket av gjengefett varierer med omfang av operasjonene. Ved boring med vannbasert borevæske vil en del av gjengefettet bli sluppet ut til sjø sammen med borekaks. Utfra bransjestandard er utslipp til sjø av gjengefett estimert til 10 % av forbruket ved bruk av vannbasert borevæske. Ved boring med oljebasert borevæske vil overskytende gjengefett følge kakset til rigg og bli sendt i land. Det vil dermed ikke være utslipp av gjengefett ved boring med oljebasert borevæske. Kalkulasjonen er basert på bruk av vannbasert oljevæske i alle hullseksjoner for å gi et konservativt anslag, og er satt til 10 % av forbruket.
Jet-Lube Seal-Guard ECF er planlagt brukt som er kategorisert som gul. Produktet har lav giftighet, har noe potensiale for bioakkumlering men er lett nedbrytbar.
Ved adkomst og avgang på lokasjon brukes jekkefettet Jet-Lube Jacking Grease ECF til opp- og nedjekking av Maersk Interceptor. Produktet er kategorisert som gul, det har lav giftighet, har noe potensiale for bioakkumlering men er lett nedbrytbar. Det er planlagt med en opp- og nedjekking i forbindelse med leteboringen. Estimert forbruk er ca. 1 tonn for hver opp- og
nedjekkingsoperasjon, og alt er antatt å gå til utslipp.
6.6.3 Jekkefett og skiddefett
Skiddefett er et gjengefett som brukes på skiddesystemet (hydraulisk system for å skyve
boredekk over jacketen). På Maersk Interceptor brukes Lubcon Grizzly grease Bio 1-1000 som er kategorisk som gul Y1, det har lav giftighet, har lite potensiale for bioakkumlering og er middels nedbrytbar.
Forbruket her vil være avhengig av antall operasjoner, som i utgangspunktet er satt til 2 per brønn. Forbruk av skiddefett vil ikke gå til utslipp, men det er konservativt lagt inn et utslipp på 5 %.
Med referanse til aktivitetsforskriften § 62 Økotoksikologisk testing av kjemikalier skal det foreligge HOCNF for kjemikalier i lukket system med forbruk på over 3 000 kg per innretning per år, inkludert første påfylling (systemvolum).
6.6.4 Kjemikalier i lukket system
Forbruk av kjemikalier i lukket system er styrt av ulike behov og kan typisk være en funksjon av en eller flere av disse faktorene:
• Utskifting i henhold til et påkrevd intervall (eksempelvis utstyrspesifikke krav)
• Utskifting i henhold til målinger (oljeanalyser)
• Forebyggende vedlikehold
• Kritisk vedlikehold
Basert på forbruk av hydraulikkvæsker de siste årene er det identifisert 3 kjemikalier som benyttes i lukkede systemer på Maersk Interceptor hvor forbruket kan overstige 3000 kg per år. De aktuelle kjemikaliene er hydraulikkoljene Shell Tellus S2 V46 og Shell Tellus S2 V32, kategorisert som svarte kjemikalier, samt BOP væsken Erifon CLS 40.
Erifon CLS 40 brukes ved aktivering av ventiler og systemer på BOP/sikkerhetsventil. Væsken inneholder både frostvæske og smøremiddel, så ytterligere tilsetting av frostvæske er ikke nødvendig og blir ikke omsøkt. Hovedsystemet testes i henhold til NORSOK standard D-010.
Siden Maersk Interceptor er en oppjekkbar rigg er BOP installert på mellomdekket og BOP-en funksjonstestes ukentlig, trykktestes hver 14 dag og testes halvårlig til maksimalt arbeidstrykk.
BOP væsken består av 14 % gult stoff, hovedsakelig Y1 merket.
En oppsummering er gitt under i Tabell 6.6. Utskiftning av kjemikalier i lukkede systemer vil vanskelig kunne forutses, men de omsøkte mengdene er basert på riggens erfaring med normalt forbruk (månedlig gjennomsnitt av anslått årsforbruk). Kjemikalieproduktene som benyttes i de lukkede systemene vil under normale omstendigheter ikke slippes ut. Avhending av disse
produktene ved utskiftning gjøres i henhold til plan for avfallshåndtering og de spesifikke kravene som er gitt for avfallsbehandling. Ved årsrapportering vil Aker BP levere informasjon om faktiske forbrukte mengder.
Tabell 6.6 Kjemikalier i lukkede systemer på Maersk Interceptor med estimert forbruk > 3000 kg/år/
installasjon.
Erifon CLS 40 er ikke giftig, har ikke potensial for bioakkumulering og er middels nedbrytbar. Shell Tellus S2 V46 er ikke giftig men har potensial for bioakkumulering og er lav til middels nedbrytbar.
De samme egenskapene har Shell Tellus S2 V32.
Kjemikalier i brannvannssystem er ikke søknadspliktige (aktivitetsforskriften § 62), men det er krav til HOCNF.
6.6.5 Kjemikalier i brannvannsystemer
Maersk Interceptor bruker Re-healing Foam RF1 1 % brannskum på helidekk. På resten av riggen brukes det kun vann. Forbruk av kjemikalie er lavt, riggen tester systemet med brannskum normalt én gang i året. Ved testing tas det prøve fra aktivt skum og fra tanken. Forbruk av brannskum er estimert til 25 liter per år.
Re-healing RF1, 1 % Foam har HOCNF datablad og er kategorisert som rødt.
Dekkene på Maersk Interceptor er delt inn i prosessområder og rene områder. Prosessområdene er adskilt fra de rene områdene med spillkanter, og omfatter områder med utstyr som kan lekke olje eller kjemikalier, som boredekk og shakerrom. Fra disse områdene går drenasje i lukket avløp til oppsamlingstanker og videre til vannrenseanlegg. Dersom drenasjevann fra prosessområdene ikke lar seg rense tilstrekkelig, blir vannet sendt til mottak på land for behandling som oljeholdig avfall.
6.7 Rensing og utslipp av oljeholdig vann
I områder som defineres som rene blir det ikke lagret kjemikalier eller utført prosesser som kan medføre lekkasje av olje eller kjemikalier. Vann fra rene områder vil bli samlet opp og renset i vannrenseanlegg før det går til utslipp.
Maersk Interceptor har installert en renseenhet for olje-vannseparasjon (Enviro Unit) levert og operert av Schlumberger. Anlegget står på hoveddekk og består av 3 ulike moduler for rensing av oljeholdig vann. Enviro Unit er basert på en tredelt prosess som består av grovutskilling,
flokkulering og filtrering. Avhengig av type drenasjevann som genereres tilpasses behandlingen med kjemisk emulsjonsbryting og flokkulering, sedimentering og eventuelt filtrering.
Renseenheten separerer vann fra oljen ved hjelp av kjemikalier, deretter går det oljeholdige avfallet gjennom en filterenhet for ytterligere fjerning av hydrokarboner. Hydrokarboninnholdet blir målt før væsken blir sluppet til sjø. Oljeinnholdet skal ikke overstige 30 mg olje per liter vann
(Aktivitetsforskriften § 60).
Det kan bli benyttet tre kjemikalier for behandling av oljeholdig vann, emulsjonsbryteren TC Surf, flokkulanten EMR-962 og stoffet Lime til pH justering. De 2 førstnevnte er i gul miljøkategori, mens Lime er kategorisert som grønn.
Kjemikalieforbruket varierer med hvor mye oljeholdig vann som blir prosessert. Forbrukstallene er basert på erfaring fra tidligere operasjoner. Mesteparten av kjemikaliene felles ut, samlet opp og bli sendt til land i skipper som avfall. Det er konservativt estimert at 10 % vil gå til utslipp til sjø.
Tabell 14.7 og Tabell 14.8 i Vedlegg 14.1 Kjemikalietabeller gir en detaljert oversikt over beregnet forbruk og utslipp av vannrensekjemikalier i henholdsvis hovedbrønn og opsjon for sidesteg og brønntest.
6.8 Borekaks
Borekaks generert fra seksjoner boret med sjøvann og sweeps og vannbasert borevæske (pilothull og 26" hullseksjon) vil bli sluppet til sjø, mens borekaks generert fra 16", 12 1/4" og 8 1/2"
(inkluderer en eventuell 6 1/2" seksjon)seksjonene, som blir boret med oljebasert borevæske, vil bli sendt til land for avfallsbehandling.
En oversikt over mengde borekaks fra de ulike seksjonene er gitt i Tabell 6.7. Det er benyttet Norsk Olje og Gass sin omregningsfaktor (3,0 tonn kaks per m³ teoretisk utboret hullvolum).
Tabell 6.7 Beregnet mengde borekaks generert ved boring av 2/1-17 S Kark.
Boligområdet på riggen har kapasitet til 150 personer. Vann fra sanitæranlegg vil bli renset og behandlet med UV-stråler før det slippes til sjø. Organisk kjøkkenavfall vil bli kvernet og sluppet til sjø.
6.9 Sanitærvann og organisk kjøkkenavfall
Av sikkerhetsmessige årsaker kan beredskapskjemikalier komme til anvendelse i borevæsken, ved sementering og dersom det oppstår uventede situasjoner/spesielle problemer (aktivitetsforskriften
§ 67). Slike situasjoner kan eksempelvis være ved fastsetting av borestreng, tap av sirkulasjon under boring eller ødelagte gjenger på borestreng eller foringsrør. Det er ikke planlagt for bruk av beredskapskjemikalier.
6.10 Beredskapskjemikalier
Beredskapskjemikaliene er vurdert og godkjent i henhold til interne krav og HOCNF er tilgjengelig i NEMS Chemicals. En oversikt over beredskapskjemikalier er vist i Tabell 14.9 i Vedlegg 14.2 Oversikt over beredskapskjemikalier.
7 Utslipp til luft
Utslipp til luft fra boreriggen i forbindelse med boring av letebrønn 2/1-17 S Kark vil være avgasser fra forbrenning av diesel for kraftgenerering. Dieselgeneratorene ombord på Maersk Interceptor er av typen Wärtsilä 9L26, og det er fire generatorer ombord. De fire motorene fungerer som
nødgeneratorer for hverandre. Det er ingen andre dieselforbrukere på riggen.
Den planlagte boreoperasjonen har en estimert varighet på 196 dager inkludert opsjon på teknisk sidesteg, kjerneprøvetaking, logging, geologisk sidesteg og brønntest.
Maersk Interceptor har et estimert daglig dieselforbruk på 15 tonn ved normal drift. Med en antatt tetthet av dieselen på 0,855 tonn/m3 (marin gassolje) gir dette 17,5 m3/døgn. Det benyttes en lav- svovelholdig diesel (maksimum 0,05 vekt% svovel).
Beregnet utslipp til luft fra kraftgenerering under boreoperasjonen er vist i Tabell 7.1. Oversikten inkluderer ikke utslipp som følge av maritim drift av boreriggen, som er regulert gjennom
internasjonale maritime avtaler (IMO krav).
Norsk olje og Gass sine anbefalte utslippsfaktorer er benyttet som grunnlag for å beregne utslipp til luft (Norsk Olje og Gass, 2018). Utslippsfaktorene er som følger:
• CO2: 3,17 (tonn/tonn diesel)
• nmVOC: 0,005 (tonn/tonn diesel)
• SOx: 0,001 (tonn/tonn diesel)
Ecoxy utførte i 2016 (Maersk 2018) målinger av NOx utslippet på Maersk Interceptor, noe som viste en utslippsfaktor på 0,03661 (tonn/tonn diesel).
Aktivitet Dager Diesel (tonn) CO2 (tonn) NOX (tonn) nmVOC (tonn) SOX (tonn) Boring
hovedbrønn
68 1020 3233 37 5,1 1,0
Opsjon for datainnsamling og sidesteg
107 1605 5088 59 8,0 1,6
Opsjon for brønntest
21 315 999 12 1,6 0,3
Sum inkludert opsjoner
196 2940 9320 108 14,7 2,9
Tabell 7.1 Beregnet utslipp til luft ved boring av 2/1-17 S Kark.
Brønntest vil bli vurdert utført i Gyda- eller Eldfiskformasjonen i hovedbrønnen, avhengig av reservoaregenskapene. Det vil bli benyttet brennerteknologi som maksimaliserer forbrenning og minimaliserer uforbrent nedfall. Estimert forbrent mengde er 294 000 Sm3 naturgass og 2070 Sm3 olje. Dette er basert på 64,25 timer strømning.
Utslipp til luft fra brønntesting
I forbindelse med testen vil det bli forbrent inntil 76,7 m3 baseolje som er lagret i testestrengen og inntil 75,5 m3 diesel til drift av anlegget. Utslipp til luft fra brønntesten er vist i Tabell 7.2.
Utslippsfaktorer anbefalt fra Norsk olje og gass er benyttet for utregning av avgasser i forbindelse med brønntest (Norsk Olje og Gass 2018). Disse er som følger:
• CO2: 3,17 (tonn/tonn olje) - 2,34 (tonn/Sm³ gass)
• NOx: 0,0037 (tonn/tonn olje) - 0,012 (tonn/Sm³ gass)
• nmVOC: 0,0033 (tonn/tonn olje) - 0,00006 (tonn/Sm³ gass)
• SOx: 0,001 (tonn/tonn olje) - 0,00000675 (tonn/Sm³ naturgass)
• CH4: 0 (tonn/tonn olje) - 0,00024 (tonn/1000 Sm3 gass)
Energivare Forbruk CO2 (tonn) NOX (tonn) nmVOC (tonn)
SOX (tonn) CH4 (tonn) PAH (tonn) PCB (tonn)
Naturgass 294 000 Sm3 688 3,5 0,02 0,002 0,1 - -
Olje 1704 tonn 5401,8 6,3 5,6 - - 0,02 0,0004
Baseolje 58,8 tonn 186,5 0,2 0,2 0,0006 - 0,0007 -
Diesel 75,5 tonn 204,6 0,2 0,2 0,22 - - -
Totalt 6480,8 10,3 6,05 0,22 0,1 0,02 0,0004
Tabell 7.2 Forventede utslipp til luft fra brønntesting av letebrønn 2/1-17 S Kark.
8 Avfallshåndtering
Avfall vil bli håndtert i henhold til Norsk olje og gass sine anbefalte retningslinjer for avfallsstyring i offshorevirksomheten (NOROG, 2014).
Næringsavfall og farlig avfall blir transportert og levert til ASCO base i Tananger hvor Aker BP sin avfallskontraktør SAR overtar den videre håndteringen.
Boreavfall (borekaks og borevæske) blir håndtert av borevæskeleverandør MI SWACO og levert til deres anlegg i land for videre behandling.
Avfall og farlig avfall vil bli håndtert og deklarert i henhold til forskrift om gjenvinning og behandling av avfall (avfallsforskriften kapittel 11) og levert til godkjent avfallsmottaker.
9 Operasjonelle miljøvurderinger
I henhold til aktivitetsforskriften § 64 er det utført en miljøvurdering av alle kjemikalier som skal brukes og/eller slippes ut, og det er gjort miljøvurderinger av alle planlagte utslipp. De største effektene kan forventes i nærområdet og representerer et begrenset areal. Med de
kjemikalievalgene som er tatt, samt generelt høyt fokus på å redusere skadelige utslipp og tiltak som er beskrevet i denne søknaden, vurderer Aker BP at aktiviteten kan gjennomføres uten vesentlige negative konsekvenser på borestedet og havområdet for øvrig.
Ved boring av pilothull og topphullseksjonen vil sjøvann/sweeps, vannbasert borevæske og borekaks slippes ut på havbunnen. Alle kjemikaliene vil være i grønn og gul miljøkategori. Utslipp av andelen gule kjemikalier er liten. Kaks som slippes ut med vedheng av borevæske vil
akkumulere rundt borehullet. Studier viser at borekaks spres i begrenset grad utover (maksimum 50-100 m) og at kakset over tid vil bli blandet med sediment på havbunnen. Erfaringer fra
tilsvarende utslipp ved boring med sjøvann/sweeps og vannbasert borevæske har vist at det kun vil være en kortvarig og begrenset effekt på plankton og bunndyr, hvilket er bekreftet av de regionale havbunnsundersøkelsene som er gjennomført på sokkelen. Alle kjemikaliene i utslippet fra boring av topphullseksjonene er i kategorien grønn og gul og er vurdert til ikke å ha effekter på miljøet.
9.1 Borevæske og borekaks
16", 12 1/4" og 8 1/2'' hullseksjonene vil bli boret med oljebasert borevæske med retur til riggen.
Borekaks med vedheng av oljebasert borevæske fra disse seksjonene vil bli transportert til land for avfallsbehandling.
Utslipp av sementeringskjemikalier vil forekomme ved utslipp av overskuddssement på sjøbunn fra foringsrør og lederør, samt fra noe vasking av sementutstyr.
9.2 Sementeringskjemikalier
Størsteparten av utslippet vil være til sjøbunn. Utslippet av sement med tilsetninger vil stivne langs bunnen rundt brønnhullet. Dette vil føre til en fysisk påvirkning av bunnforholdene, men herdet sement vil ikke ha toksiske effekter på bunnlevende organismer.
Sementeringskjemikaliene som slippes ut fra riggen som følge av rengjøring av sementenheten vil tynnes raskt ut i vannmassene, mens rester av sementen vil synke ned på bunnen over et større område og vil ikke påvirke bunnlevende organismer i nevneverdig grad. Konsekvensene av et slikt utslipp vil være neglisjerbare. Sementeringskjemikaliene vil slippes ut i flytende form, før sediment herdes i ledningene, noe som fører til at vannløselige fraksjoner i sementblandingen vil lekke ut og raskt fortynnes av omkringliggende vannmasser. Områder hvor det i en kort periode kan
forekomme påvirkning av marine organismer vil være svært begrenset.
Sementkjemikaliene som skal brukes er i all hovedsak i grønn og gul kategori. 2 kjemikalier er Y2 merket. Disse er ikke giftige og har begrenset potensial for bioakkumulering samtidig som de er middels nedbrytbare. De ansees som essensielle for å sikre god sementkvalitet. D193 skal bare brukes i begrenset omfang på Kark, dvs. ikke ved hver sementering. B 213 skal brukes i
topphullseksjonen og det vil bli noe utslipp til havbunnen, men da kjemisk bundet i sementen.
Siden andelen Y2 stoff i de 2 produktene er lav og det mengdemessig er begrenset bruk, er dette
9.3 Riggspesifikke kjemikalier
Hjelpekjemikaliene som er i bruk på boreriggen er i all hovedsak i grønn og gul kategori. Alle kjemikaliene har lav giftighet, de bioakkumulerer ikke og er nedbrytbare. De vil bli brukt over en kort periode og utslippet er begrenset. Det forventes ingen negative miljøpåvirkninger av disse utslippene. Komponentene i gjengefett vil brytes ned over tid og er miljømessig akseptable i henhold til kriterier i aktivitetsforskriften.
Det samme gjelder oljeholdig drenasjevann. Vannmengden som genereres vil være avhengig av aktiviteten på riggen, og den er estimert konservativt. Alt vann renses før det slippes ut, og oljeinnholdet i utslippet vil være lavere enn 30 mg/l. Også her vil utslippet være begrenset til en kortere periode og det vil fortynnes. Oljen i vannet vil brytes ned av naturlig tilstedeværende bakterier i sjøen og det forventes ingen negative miljøpåvirkninger.
Vannrensesystemet på riggen vil sørge for at oljeinnholdet i vannet som slippes ut ikke overstiger 30 mg/l. Oljeholdig vann som ikke lar seg rense til under 30 mg/l oljeinnhold (gjennomsnitt/mnd.), vil bli sendt til land for destruksjon.
9.4 Utslipp av oljeholdig vann
Utslipp av oljeholdig vann fra riggen vil være så lavt at det ikke vil ha påvirkning for organismer i vannsøylen.
Utslipp av sot og oljenedfall i forbindelse med opprenskning og formasjonstest av brønn 2/1-17 S Kark kvantifiseres basert på estimert forbruk av gass, olje og baseolje.
9.5 Sot og oljenedfall knyttet til formasjonstest
I forbindelse med Miljødirektoratets "Fakkelprosjekt 2012" (Carbon Limits, 2013 og 2015) er generering av sot fra forbrenning av naturgass beregnet til å ligge mellom 0,167 og 0,684 g sot/
Sm³ gass. Det er sparsomt med data for beregning av sot fra forbrenning av råolje. Den eneste tilgjengelige utslippsfaktoren er 25 g sot/kg forbrent olje (Norsk Energi, 1994 og 1994b). Denne faktoren anses som svært konservativ fordi den ikke er representativ for dagens brennerteknologi.
I Maritim sektor benyttes 0,35 g sot/ kg brennstoff som faktor for kontrollert forbrenning i motorer (Buhaug et.al. 2009). Disse faktorene har frem til nå vært benyttet til å gi et lavt og et konservativt estimat av sotutslipp fra fakling av gass og olje i søknader til Miljødirektoratet.
Bransjen har tatt initiativ til kartlegging av sot i utslipp fra brønntesting. I august 2018 utførte SINTEF, på vegne av BASEC, målinger av sotinnhold i utslippene fra formasjonstesten av brønn 16/1-28 S i Nordsjøen (SINTEF 2018). En drone påkoblet måleutstyr ble fløyet inn i røyksøylen fra formasjonstesten. Oljefakkelen var plassert over gassfakkelen slik at målingene omfattet utslipp fra begge hydrokarbonstrømmene. Under målingen var vindretningen slik at det ikke kan
utelukkes at eksos fra riggens kraftgenerering blandet seg med røyken fra faklene. Dersom det konservativt antas at alt utslipp av sot kom fra forbrenning av olje, tilsvarer de målte utslippene ca.
1 g sot/kg forbrent olje. Denne faktoren er i samme størrelsesorden som faktoren for dannelse av sot fra kontrollert forbrenning i motorer (ref. avsnittet over). Dette viser at faktoren som har vært benyttet til de konservative estimatene av utslipp av sot fra forbrenning av olje er svært
konservativ og at de reelle utslippene er nærmere det lave estimatet. Utslippsfaktorer på 0,35 (lav) og 1 (konservativt) g sot/kg forbrent olje benyttes for å estimere sotutslippene fra
formasjonstesten.