Underlag til søknad om tillatelse etter
forurensningsloven for boring av topphull
og geopilot på Duva-feltet
Innholdsfortegnelse
Dokument godkjenning 1
1 Sammendrag 2
2 Generell informasjon 4
2.1 Omfang 4
2.2 Overordnet ramme for aktiviteten 6
2.3 Lokasjon 7
2.4 Planlagte miljørisikoreduserende tiltak 9
2.5 Forkortelser 11
3 Aktivitetsbeskrivelse 12
3.1 Boreplan 13
3.2 Brønndesign 15
4 Fysisk påvirkning av havbunnen 17
4.1 Oppankring 17
4.2 Borekaks og andre faste partikler 17
5 Planlagt forbruk og utslipp til sjø 19
5.1 Sammendrag av omsøkte utslipp 19
5.1.1 Miljøvurdering av kjemikalier 19
5.1.2 Substitusjon 20
5.2 Bore- og brønnkjemikalier 21
5.2.1 Borevæskekjemikalier 21
5.2.2 Sementkjemikalier 21
5.2.3 Hjelpekjemikalier 22
5.2.4 Beredskapskjemikalier 23
5.3 Utslipp av oljeholdig vann 24
6 Utslipp til luft 25
6.1 Utslipp ved kraftgenerering 25
7 Energiproduksjon og energieffektivitet 26
8 Avfallshåndtering 27
9 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning 28
9.1 Krav om miljørisiko- og beredskapsanalyse 28
9.2 Gjennomførte analyser 28
9.3 Akseptkriterier og ytelseskrav 28
9.4 Lokasjon og tidsperiode 29
9.5 Egenskaper til referanseoljen 29
9.6 DFUer og dimensjonerende hendelser 30
9.7 Naturressurser i området 30
9.7.1 Sjøfugl 31
9.7.2 Marine pattedyr 31
9.7.3 Fisk 32
9.7.4 Sensitive strandområder 32
9.7.5 Bunnfauna 32
9.8 Drift og spredning av olje 32
9.9 Miljørisikoanalyse 35
9.10 Beredskapsanalyse 37
11.1 Planlagt forbruk og utslipp av vannbasert borevæske 43
11.2 Planlagt forbruk av oljebasert borevæske 43
11.3 Planlagt forbruk og utslipp av sementkjemikalier 44
11.4 Planlagt forbruk og utslipp av hjelpekjemikalier 45
11.5 Planlagt forbruk av kjemikalier i lukkede system 45
12 Vedlegg B - Beredskapskjemikalier 46
Figurliste
2.1 Boreriggen Deepsea Yantai ... 5
2.2 Neptune Energy HMS retningslinjer ... 6
2.3 Odfjell Drilling HSE Policy... 7
2.4 Lokasjon Duva... 8
3.1 Tid- og dybdekurve ... 14
3.2 Skisse brønnkonstruksjon topphull... 15
3.3 Skisse brønnkonstruksjon ... 16
7.1 Neptune Energy Energy Policy... 26
9.1 Influensområdet for en sjøbunnsutblåsning fra Duva geopilot for sesongene vinter (øverst til venstre), vår (øverst til høyre), sommer (nederst til venstre) og høst (nederst til høyre). ... 33
9.2 Influensområdet på strand for en sjøbunnsutblåsning fra Duva Geopilot for sesongene vinter (øverst til venstre), vår (øverst til høyre), sommer (nederst til venstre) og høst (nederst til høyre). ... 34
9.3 Maksimalt utslag i miljørisiko som andel av selskapets akseptkriterier i hver sesong. ... 35
9.4 Miljørisiko for kystsel som andel av selskapets akseptkriterier i hver sesong. ... 36
9.5 Nøkkelegenskaper for Piloljen ... 37
9.6 Plasseringen av Duva geopilot og de nærmeste NOFO-basene og fartøyene i stående beredskap. ... 39
Tabelliste
1.1 Oppsummerende tabell av totalt planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier med stoff i de ulike
fargekategoriene fordelt på bruksområde... 2
1.2 Oppsummerende tabell av totalt planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier med stoff i de ulike fargekategoriene fordelt på bruksområde for geopilot sidesteg (opsjon)... 2
1.3 Utslipp av borekaks ved boring av topphull og geopilot... 3
1.4 Utslipp til luft ved boring av topphull og geopilot ... 3
2.1 Kontaktdetaljer hos operatør... 4
2.2 Utslipps- og miljørisikoreduserende tiltak ... 10
2.3 Forkortelser... 11
3.1 Basisinformasjon om brønnene... 12
3.2 Operasjonsrekkefølge ... 14
4.1 Estimert mengde borekaks per seksjon for boring av grunn gass pilot, topphull og geopilot Duva... 17
4.2 Estimert mengde borekaks per seksjon for boring av sidesteg (opsjon) ... 17
5.1 Omsøkt forbruk og utslipp av kjemikalier på Duva... 19
5.2 Omsøkt forbruk og utslipp av kjemikalier sidesteg (opsjon)... 19
5.3 Miljøvurdering av kjemikalier ... 20
6.1 Estimert utslipp til luft ved boring av topphull og geopilot Duva ... 25
9.1 Neptune Energys akseptkriterier for aktiviteten ... 28
9.2 Neptune Energys ytelseskrav til oljevernberedskap for Duva geopilot ... 29
9.3 Rate-/varighetsmatrisen for Duva geopilot. Det er disse kombinasjonene av utslippsrater og -varigheter som modellerers i OSCAR og danner grunnlaget for videre beregninger (basert på Add Energy, 2019). ... 30
9.4 Beregnet behov for beredskap i barriere 1 og 2 for hver av de fire sesongene... 38
9.5 Gangtider og responstider for relevante oljevernressurser for aktiviteten. Gangtid og best oppnåelig responstid avrundes oppad til nærmeste hele time. Følgende transitthastigheter legges til grunn: OR-fartøy = 14 knop, oljevernfartøy (slepefartøy offshore) = 10 knop, fartøy fra NSSR = 20 knop. ... 38
9.6 Beregnet behov for beredskap i barriere 3 for hver av de fire sesongene. ... 39
9.7 Beregnet behov for beredskap i barriere 3 for hvert av eksempelområdene som har en korteste drivtid <20 døgn... 40
11.1 Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier i vannbasert borevæske for boring på Duva-feltet... 43
11.2 Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier i oljebasert borevæske for boring på Duva-feltet... 43
11.3 Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier i oljebasert borevæske for boring av sidesteg på Duva-feltet (opsjon)... 43
11.4 Planlagt forbruk og utslipp av sementkjemikalier for boring på Duva-feltet ... 44
11.5 lanlagt forbruk og utslipp av sementkjemikalier for boring av sidesteg på Duva-feltet (opsjon) ... 44
11.6 Planlagt forbruk og utslipp av hjelpekjemikalier for boring på Duva-feltet ... 45
11.7 Planlagt forbruk av kjemikalier i lukket system under boring på Duva-feltet ... 45
12.1 Oversikt over beredskapskjemikalier... 46
Dokument godkjenning
Tittel Prosjekt Klassifisering Dokument
referanse Versjon Søknad om tillatelse etter forurensningsloven for boring av
topphull og geopilot på Duva-feltet
Duva Development - PL636
Åpen DUVA-NEP-S-
GA-00001
1 Dokument
Utarbeidet Verifisert Godkjent
Navn Wenche R. Helland Allan Ritchie Gerhard Sund
Dato 24/6-19 26/6-19 26/6-19
Dokument godkjenning
Ver. Dato Endringer Utarbeidet Verifisert av Godkjent av
1 26/6-19 Dok. opprettet Wenche R. Helland Allan Ritchie Gerhard Sund
Versjoner
1 Sammendrag
Neptune Energy Norge AS (Neptune Energy) søker om tillatelse til virksomhet etter forurensingsloven kapittel 3 §11 for boring på Duva-feltet. Duva-feltet er lokalisert innenfor PL636, som dekker deler av blokken 36/7 i den nordlige delen av Nordsjøen. Feltet vil bygges ut med én overtrålbar havbunnsramme med fire brønnslisser og knyttes opp mot Gjøa plattformen for prosessering og eksport.
Søknaden er utarbeidet i henhold til Miljødirektoratets retningslinjer for søknad om petroleumsvirksomhet til havs (Miljødirektoratet, 2016) og omfatter boring av én grunn gass pilot, fire topphull og én geopilot i reservoaret.
Boreoperasjonene vil bli utført med den halvt nedsenkbare boreriggen Deepsea Yantai. Tidligste oppstart av boreoperasjonen er 1.11.2019 og total varighet på boreoperasjonen er 54 dager (+ opsjon 6 dager).
Søknaden omfatter forbruk og utslipp av kjemikalier til sjø, utslipp av borekaks, utslipp til luft, avfallshåndtering og utslipp av oljeholdig vann. I tillegg er beredskap ved en akutthendelse presentert. En oppsummering av forbruk og utslipp av kjemikalier (+ opsjon), utslipp av borekaks og utslipp til luft er gitt i hhv. Tabell 1.1, Tabell 1.2, Tabell 1.3 og Tabell 1.4.
Bruk og utslipp av kjemikalier
Oppsummering forbruk og utslipp
Det søkes om tillatelse til bruk og utslipp av henholdsvis 6311 og 2020 tonn stoff i grønn kategori, bruk og utslipp av henholdsvis 1321 og 123 stoff i gul kategori, samt forbruk av 13 tonn stoff i rød kategori, se Tabell 1.1.
For sidesteg (opsjon) søkes det om tillatelse til bruk og utslipp av henholdsvis 527 og 17 tonn stoff i grønn kategori, bruk og utslipp av henholdsvis 224 og 0,9 tonn stoff i gul kategori, samt forbruk av 2,5 tonn stoff i rød kategori, se Tabell 1.2.
Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier/komponenter er beskrevet i 5.2 Bore- og brønnkjemikalier og ytterligere detaljer er gitt i 11 Vedlegg A - Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier.
Forbruk stoff i grønn kategori
(tonn/
år)
Utslipp stoff i grønn kategori
(tonn/
år)
Forbruk stoff i gul kategori (tonn/år)
Utslipp stoff i gul kategori (tonn/år)
Forbruk stoff i
rød kategori
(tonn/
år)
Utslipp stoff i
rød kategori
(tonn/
år) 104 og
100
101 102 103 104 og
100
101 102 103
6311,2 2019,6 1236,1 29,6 55,7 0,0 119,8 2,0 0,8 0,0 13,2 0,0
Tabell 1.1 Oppsummerende tabell av totalt planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier med stoff i de ulike fargekategoriene fordelt på bruksområde
Forbruk stoff i grønn kategori
(tonn/
år)
Utslipp stoff i grønn kategori
(tonn/
år)
Forbruk stoff i gul kategori (tonn/år) Utslipp stoff i gul kategori (tonn/år)
Forbruk stoff i
rød kategori
(tonn/
år)
Utslipp stoff i
rød kategori
(tonn/
år) 104 og
100
101 102 103 104 og
100
101 102 103
527,4 16,8 208,7 4,4 11,1 0,0 0,7 0,1 0,04 0,0 2,5 0,0
Tabell 1.2 Oppsummerende tabell av totalt planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier med stoff i de ulike fargekategoriene fordelt på bruksområde for geopilot sidesteg (opsjon)
Utslipp av borekaks
Utslipp av borekaks er gitt i Tabell 1.3 og er nærmere beskrevet i 4.2 Borekaks og andre faste partikler.
1 Sammendrag 2
Aktivitet Mengde (tonn) Utslipp av borekaks ved boring av grunn-gass pilot 85
Utslipp av borekaks ved boring av topphull og geopilot 1982 Utslipp av borekaks ved boring av sidesteg (opsjon) 97 Tabell 1.3 Utslipp av borekaks ved boring av topphull og geopilot
Utslipp til luft
Utslipp til luft i forbindelse med kraftgenerering er vist i Tabell 1.4
Aktivitet CO2 (tonn) NOx (tonn) nmVOC (tonn) SOx (tonn)
Boring av grunn gass pilot, topphull og geopilot 4328 72,4 6,8 1,4
Boring av sidesteg (opsjon) 455 7,6 0,7 0,1
Tabell 1.4 Utslipp til luft ved boring av topphull og geopilot
Basert på borestedsundersøkelse er ingen potensielt sensitive habitater, som kaldtvannskoraller eller dype havsvampsamfunn, identifisert (Gardline Environmental Ltd, 2015).
Sårbar bunnfauna
Det er gjennomført en miljørisiko- og beredskapsanalyse for boring av geopiloten (Akvaplan-niva, 2019). Miljørisikoen er vurdert som moderat høy. Den maksimale miljørisikoen er beregnet i vinterperioden for sjøfugl åpent hav, med rundt 30 % av Neptune Energys akseptkriterier.
Miljørettet risiko- og beredskapsanalyse
En havgående beredskap med en ytelse tilsvarende totalt 5 NOFO-systemer vil tilfredsstille aktivitetens ytelseskrav. Første system kan være operativt innen 6 timer. Fullt utbygd barriere 1 og 2 kan være operativt innen 24 timer.
En kystnær beredskap med en ytelse tilsvarende totalt 9 Current Buster 4-systemer vil tilfredsstille den planlagte aktivitetens behov for å kunne håndtere operasjoner i de 9 eksempelområdene med en korteste drivtid <20 døgn, og dekke Neptune Energy sitt ytelseskrav om å kunne håndtere den totale emulsjonsmengden (95-prosentilen) som vil kunne strande i influensområdet. Med bakgrunn i aktivitetens miljørisiko, stor sannsynlighet for stranding, kort drivtid til land og til dels vesentlige strandingsmengder, vurderer Neptune Energy at beredskapsløsningen for Duva geopilot kystnært bør utvides med to systemer utover det beregnede behovet. Dette vil øke robustheten i beredskapen for brønnen. Neptune Energys beredskapsløsning i barriere 3 omfatter mao. 11 Current Buster 4-systemer. De to systemene som kommer i tillegg til det beregnede basisbehovet vil, for plan-formål, mobiliseres til områdene Sverslingsosen-Skorpa og Runde. Det første systemet skal være på plass innen 95-prosentilen av korteste drivtid til land, altså 1,4 døgn. De resterende systemene kan mobiliseres sekvensielt.
NOFO vil kunne mobilisere 10 komplette kystsystem til nærmeste NOFO-base innen 5 døgn. Disse systemene vil kunne dekke behovet for beredskap i barriere 3 for 7 av de 9 eksempelområdene med drivtider kortere enn 20 døgn. For de to områdene Sverslingsosen-Skorpa og Runde vil Neptune Energy etablere en særskilt løsning for å ivareta kravet til kort responstid.
Beredskap i strandsonen kan løses innenfor NOFO sitt eksisterende avtaleverk.
2 Generell informasjon
Aktiviteten det søkes om er å bore de to øverste hullseksjoner (topphull) for inntil fire brønner. Deretter skal det bores fra et av disse topphullene videre ned til reservoaret for å påvise olje/vann kontakt samt å ta væskeprøver. Rett før boring av topphullene skal det bores et mindre hull nær bunnrammen som risikoreduserende tiltak mot grunn gass. Ferdigstillelse av brønnene med videre boring og kompletteringsaktiviteter vil bli gjennomført senere, i 2020.
Disse aktivitetene er del av utbyggingen av Duva-feltet. En søknad om oppfylt utredningsplikt, samt en Plan for Utbygging og Drift av Duva, ble overlevert til OED i februar 2019 (Neptune Energy, 2019). PUD ble godkjent 25/6-19.
Søknaden er skrevet i samsvar med aktivitetsforskriften §66 og forurensningsforskriften kapittel 36. Det er lagt vekt på at søknaden skal følge Miljødirektoratets veileder (Miljødirektoratet, 2016). Operasjonen vil omfatte forbruk og utslipp av kjemikalier til sjø, utslipp av borekaks, utslipp til luft, avfallshåndtering, samt utslipp av oljeholdig vann. Forbruk og utslipp av kjemikalier til sjø er beskrevet i kap. 5 Planlagt forbruk og utslipp til sjø. Utslipp til luft er beskrevet i kap. 6 Utslipp til luft.
Informasjon om kontaktperson hos Neptune Energy er gitt i Tabell 2.1.
Navn Wenche R. Helland
Tittel Environmental Advisor
Adresse Neptune Energy Norge AS
Vestre Svanholmen 6, Sandnes P.O. Box 242, 4066 Stavanger Organisasjonsnummer 983 426 417
E-post [email protected]
Tlf arbeid 52031522
Mobil 99021989
Tabell 2.1 Kontaktdetaljer hos operatør
Kontroll, måling og rapportering
All rapportering av forbruk og utslipp av kjemikalier i forbindelse med boreoperasjonen vil bli gjort i henhold til myndighetskrav og interne retningslinjer. De samme krav vil også gjelde for leverandører som leverer tjenester i
forbindelse ved boring av brønnene. Rapportering av borevæske, sementkjemikalier, kaks og avfall utføres av den enkelte leverandør. Rapportering av riggkjemikalier og forbruk av diesel utføres av boreentreprenør (riggen).
Alle kjemikalier som skal benyttes offshore skal være godkjente og tilgjengelige for Miljødirektoratet i databasen NEMS Chemicals. Sikkerhetsdatablad vil være tilgjengelig for alle kjemikalier, inkludert de hvor HOCNF ikke er påkrevd. Neptune Energy evaluerer alle kjemikalier som er planlagt for bruk og utslipp ved boring av brønnene. Ved eventuelle endringer vil det gjøres miljøvurderinger som sammen med endret forbruk/utslipp vil rapporteres i henhold til HMS-forskriftene for petroleumsvirksomheten.
Neptune Energy benytter miljøregnskapssystemet NEMS Accounter for registrering og rapportering av miljødata.
Rapporteringen følges opp i henhold til tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven. Ved utilsiktete utslipp vil disse bli rapportert i selskapets system for hendelsesrapportering (Synergi). Rapporteringspliktige utslipp vil bli varslet og meldt i henhold til de krav som stilles i styrings- og aktivitetsforskriften.
I henhold til Lov om vern mot forurensing og om avfall (Forurensingsloven) § 11 samt HMS forskriftene søker Neptune Energy Norge AS, på vegne av partnere, om tillatelse til virksomhet i forbindelse med boring av brønner på Duva-feltet i utvinningstillatelse PL 636.
2.1 Omfang
2 Generell informasjon 4
Aktiviteten som det søkes om er:
• Boring av grunn gass pilot ned til 600m under havbunnen fra en lokasjon nær bunnrammen. Denne aktiviteten gjennomføres som et risikoreduserende tiltak mot grunn gass. Grunn gass pilot er planlagt plugget med sement.
• Boring av første topphull seksjon for alle fire brønner; produksjonsbrønnene 36/7-K-1 H, 36/7-K-2 H, 36/7-K-3 H, 36/7-K-4 H. Alle disse skal bores gjennom bunnrammen på feltet ned til 50-60 meter under havbunnen og vil stabilisere bunnrammen før videre boring.
• Boring av andre topphull seksjon for produksjonsbrønnene 36/7-K-1 H, 36/7-K-3 H, 36/7-K-4 H. Alle disse topphullene skal bores gjennom bunnrammen ned til 600 meter under havbunnen.
• Fra et av topphullene, boring av en geopilot, brønn 36/7-K-3 H ned til gjennom reservoaret for å påvise olje/vann kontakt samt å ta væskeprøver. Om nødvendig, vil det bli boret et sidesteg for å sikre oljeprøver.
• Permanent plugge tilbake reservoarseksjonen av geopilot (36/7-K-3 H).
Denne søknaden omfatter:
• Forbruk og utslipp av vannbaserte bore- og brønnkjemikalier
• Forbruk av oljebaserte bore- og brønnkjemikalier
• Forbruk og utslipp av sementeringskjemikalier
• Forbruk og utslipp av hjelpekjemikalier (riggkjemikalier)
• Forbruk av kjemikalier i lukkede systemer
• Utslipp av borekaks fra seksjoner som bores med vannbasert borevæske
• Utslipp av oljeholdig vann, sanitærvann og matavfall
• Utslipp til luft fra daglig drift av riggen
• Beredskapskjemikalier, inkludert brannskum
• Avfallshåndtering
Boreoperasjonene vil bli utført med den nybygde flyteriggen Deepsea Yantai som drives av Odfjell Drilling. Riggen er en halvt nedsenkbar 6. generasjons borerigg, bygget for å operere på norsk sokkel og på havdyp inntil 1200 meter. Riggen er designet ut i fra strenge miljømessige kriterier og har CLEAN notasjon i henhold til DNVs klassifisering av nybygg, med fokus på doble barrierer for systemer med risiko for akutte utslipp.
Figur 2.1 Boreriggen Deepsea Yantai
Tidligste forventet oppstart for boringen på Duva er 1. november 2019. Estimert varighet for boreoperasjonen er totalt 60
Ferdigstilling av brønnene 36/7-K-1 H, 36/7-K-3 H og 36/7-K-4 H med videre boring og komplettering er planlagt som aktiviteter i 2020 og blir søkt om i en separat søknad om utslippstillatelse.
2.2 Overordnet ramme for aktiviteten
Boreoperasjonene vil bli gjennomført i henhold til Neptune Energy sine krav og strategier for boreoperasjoner, og i tråd med gjeldende lovgiving. 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 mest mulig. Prinsippene for risikoreduksjon sier at risikoen for miljøskade deretter skal reduseres ytterligere så langt det er praktisk mulig.
Neptune Energy ønsker å være proaktiv i forhold til å håndtere risiko for uønskede hendelser, samt å kontinuerlig forbedre prestasjoner innen helse, miljø, sikkerhet og kvalitet. Neptune Energy har som mål å gjennomføre miljømessige forsvarlige operasjoner og minimere effekten på miljøet, og miljøvurderinger er en integrert del av planleggings- og
beslutningsprosessene i alle aktiviteter. For å ivareta selskapets miljømål, skal beste tilgjengelige teknikker (BAT) og beste miljømessige praksis (BEP) benyttes i planlegging og gjennomføring av aktiviteter. Neptune Energy Norges HMS
retningslinjer er vist i Figur 2.2 og gjengitt på norsk under:
Figur 2.2 Neptune Energy HMS retningslinjer
Neptune Energy HMS-retningslinjer
Vårt mål er å drive virksomheten vår uten personskader, skader på miljø og ulykker, både i dag og i fremtiden.
Neptune Energy krever et aktivt engasjement og ansvarlighet med hensyn til HMS fra alle medarbeidere – både egne ansatte og underleverandører.
Vi mener hendelser kan forebygges i våre aktiviteter, og for å nå denne målsettingen er vi avhengige av konstant innsats og samarbeid fra profesjonelle og ansvarlige enkeltpersoner.
Sammen skal vi:
1. Ta vare på medarbeiderne våre (inkludert underleverandører og interessenter) i alle arbeidsrelaterte aktiviteter gjennom identifisering, vurdering og styring av risiko.
2. Integrere HMS i beslutningsprosessene, ledelse og gjennomføringen av alle aktiviteter.
3. Prioritere sikkerhetshensyn høyere enn produksjon, kostnader og tidsplaner.
4. Oppnå best mulig HMS-resultater ved å opptre profesjonelt og etterleve alle gjeldende lover og forskrifter.
5. Lære av hendelser og tilløp, og oppmuntre til og legge til rette for deling av erfaringer og innsikt gjennom å etablere en kultur uten skyld og bebreidelse.
6. Gripe inn når usikre situasjoner oppstår.
7. Forebygge alvorlige ulykker ved å etterleve vår Global Operational Integrity Management Standard (GOIMS) og vårt HMS-styringssystem på en hensiktsmessig og effektiv måte.
8. Minimere påvirkningen på vårt miljø gjennom å forebygge forurensning, redusere utslipp, forbruk av naturressurser, resirkulere og redusere produksjonen av avfall.
9. Kommunisere åpent med interessentene våre og sikre forståelse av HMS-retningslinjene, målene og resultatene våre.
2 Generell informasjon 6
10. Kontinuerlig forbedre HMS-resultatene våre ved å overvåke egnetheten og effektiviteten av ledelsesstandard og styringssystemet vårt og lære av beste praksis i bransjen.
Alt personell som arbeider for Neptune Energy, skal overholde disse retningslinjene og være proaktiv når det gjelder å etterstrebe målet vårt om null ulykker.
Odfjell Drillings mål er å gjennom alle operasjoner opprettholde den høyeste sikkerhetsstandard, beskytte mennesker og minimere miljøpåvirkning. En beskrivelse av virkemidler for å oppnå målene er gitt i Odfjell Drillings HSE Policy (se Figur 2.3).
HSE POLICY
Odfjell Drilling shall maintain the highest safety standard and protect the health of our employees and others associated with our operations. Operations shall be conducted according to sound and environmental principles and in a manner to minimize any adverse environmental impact.
This will be achieved by:
• Complying with HSE legislation and other relevant requirements
• Avoiding personnel injury and harm to health and reducing environmental risks through effective risk management
• Monitoring, reviewing and continually improving HSE performance, including energy efficiency, through management by objectives
• Ensuring safety leadership and environmental stewardship are a prioritized part of management responsibility
• Developing an HSE culture based on competence, involvement and commitment from all in applying the Odfjell Drilling HSE rules:
I will always comply with rules and procedures I will always risk assess my work
I will always act when I see unsafe behaviour and conditions
• Developing and maintaining emergency response plans to prevent loss to the environment
• Promoting energy saving awareness and use of environmentally preferable processes and technologies
• Evaluating energy efficiency in new design and technologies
• Considering environmental preferable and energy efficient products and services in procurement processes
Simen Lieungh, CEO Odfjell Drilling 20.11.2017
Through continuous improvement achieve zero fault.
Figur 2.3 Odfjell Drilling HSE Policy Boring av brønnene på Duva-feltet skal gjennomføres uten at mennesker, miljø og
verdier blir skadet som følge av aktiviteten. De viktigste virkemidler i dette arbeidet er:
• Kartlegginger og analyser av naturforhold på borestedet
• Risikostyring gjennom en omfattende og detaljert planleggingsprosess
• Kvalifisering og valg av utstyr og tjenester som er egnet for oppgavene
• Samordning av de leveranser og tjenester som inngår i brønnleveransen
• Trening og forberedelser av involverte enheter og personell
• Åpen kommunikasjon med myndigheter, samarbeidspartnere og eksterne interessenter
• Overvåking, kontroll og tett oppfølging under gjennomføring av aktivitetene
• Rapportering og erfaringsoverføring internt og eksternt etter avsluttende operasjoner
Basert på erfaringer fra tidligere tilsvarende operasjoner med planlagte utslipp, konkluderes det med at den omsøkte boreaktiviteten kun vil ha marginale påvirkninger på bunnfauna lokalt og neglisjerbar påvirkning på det marine miljø i vannmassene. Med de kjemikalievalgene som er tatt, samt generelt høyt fokus på null skadelige utslipp og tiltak som er beskrevet i denne søknaden, vurderer Neptune Energy det slik at boringen kan gjennomføres uten vesentlige negative konsekvenser for miljøet på borestedet og havområdet for øvrig.
2.3 Lokasjon
Duva-feltet er lokalisert i den nordlige delen av Nordsjøen, 6 km fra Gjøa-feltet (12 km fra Gjøa Semi) og med korteste avstand til land på 35 km. Lokasjonen av Duva-feltet er vist i figur Figur 2.4. Havdyp i området er 345 til 364 meter. Funnet ble gjort i utvinningstillatelse 636 i august 2016 ved boring av brønn 36/7-4. Utvinningstillatelsen ble tildelt 3. februar 2012. Boringen vil bli gjennomført i samsvar med lisenskravene gitt til PL636. Det foreligger følgende vilkår:
Beliggenhet og lisensforhold
• Foreta nødvendig kartlegging av eventuelle forekomster av korallrev og andre verdifulle bunnsamfunn
• Ta særlig hensyn til fiskeriaktiviteten og forekomst av marine organismer under planlegging av boreoperasjon
• Unngå utslipp av miljøfarlige stoffer til sjø
1 ª
1
' ª
1
1
j 1 1
ª
! (
Duva PL636
PL989 PL153
PL828 PL929
PL636 B PL930
PL682 PL153 C
PL153 C
PL153 B PL682
PL153 B 35/9 36/7
36/8 36/4
36/10
35/6 36/5
35/12
36/11 36/7-3
35/9-1
36/7-1 36/7-4
36/7-2 35/9-3
35/9-9
35/9-2 35/9-1 R 35/6-2 S
35/9-4 S
4°20'E 4°20'E
4°E 4°E
61°30'N 61°30'N
61°15'N 61°15'N
!
( Duva template PL636 Licenced areas
Date: 05.06.2019
0 1.25 2.5 5
Kilometers
±
Dr.nr.:WFG_22_050619
Figur 2.4 Lokasjon Duva
Duvas influensområde ligger primært i Nordsjøen og Norskehavet. Det atlantiske vannet og den norske kyststrømmen flyter begge generelt i nordlig retning i Norskehavet. Vannet i den norske kyststrømmen har lav salinitet og danner fronter mot det atlantiske vannet. I disse frontene blir det høy biologisk produksjon. Norskehavet er sterkt preget av
frontsystemer og lokale virvler som danner muligheter for gunstige forhold for biologisk produksjon. Til Nordsjøen kommer det vann fra Atlanterhavet med høy saltholdighet og et signifikant bidrag av mer ferskvannspåvirket vann fra Baltikum, og tilsig av ferskvann fra elver. Strømbildet i det området hvor Duva ligger er i hovedsak preget av den norske kyststrømmen som beveger seg nordover langs norskekysten. Strømmene ellers i Nordsjøen er meget vindpåvirket. Ved en eventuell utblåsning av olje vil både vindretning og -styrke ha sterk påvirkning på oljens drivretning.
Miljøforhold ved lokasjonen
Økosystemet i Norskehavet har relativt lav biodiversitet, men det er produktivt og noen arter kan forekomme i svært høye antall. Planteplankton finnes i enorme antall under våroppblomstringen. Dette gir grunnlag for oppvekst av de mange fiskeartene som gytes både i Nordsjøen og Norskehavet (Akvaplan-niva, 2019). Den norske kyststrømmen er svært viktig
2 Generell informasjon 8
for transport og fordeling av planktoniske organismer. Fiskeressursene varierer med dybdeforholdene, med innflytelsen av ferskvann fra elver, samt vindretning og -styrke. Dybdevariasjonen påvirker lokale bevegelser i vannmassene.
Vanndypet er 359 m MSL på borelokasjonen. Det har blitt utført borestedsundersøkelse inkludert visuell
miljøundersøkelse med video og kamera (Gardline Environmental Ltd, 2015 og DNV GL, 2015). Området er relativt flatt (gjennomsnitt: <1°) og spenner fra 335 til 364 m MSL. Skurelinjer etter isfjell og mange fordypninger ble observert i hele undersøkelsesområdet. I tillegg er sjøbunnen veldig preget av ankerspor ved brønnlokasjonen og i sørvest. Ingen potensielt sensitive habitater som kaldtvannskoraller eller svampsamfunn definert som OSPAR type dyphavs
svampaggregering ble identifisert. Det ble heller ikke identifisert vrak/kulturminner i undersøkelsesområdet (Gardline Environmental Ltd, 2015).
Grunnlagsundersøkelser ble gjennomført 2. kvartal 2019, som del av programmet for miljøovervåking i region 3.
Programmet for overvåkingen er utarbeidet av DNV GL og godkjent av Miljødirektoratet.
Duva er planlagt utbygd som et undervannsanlegg koblet til eksisterende infrastruktur på Gjøa Semi. Undervannsanlegget til Duva vil bestå av en overtrålbar havbunnsramme med fire brønnslisser. Basis for Duva er å bruke tre brønnslisser, hvorav to for oljeprodusenter og en til gassbrønn. Siste brønnslisse er både reserve i tilfelle skade på en av installerte brønnhoder og gir mulighet til å øke reservoar utvinning ved å bore en ekstra olje produsent. Dette blir avklart etter geopilot resultater foreligger. Undervannsanlegget vil styres fra Gjøa Semi og kontrollsystemet for Duva vil bli integrert med plattformens øvrige kontrollsystem.
Utbyggingsløsning og produksjonsperiode
Rørledningssystemet for Duva vil bestå av én rørledning for produksjon og én for gassløft. Produksjonsrørledningen er en rør-i-rør løsning som skal tilkobles den eksisterende oljerørledningen til Gjøa. Rørledningen for gassløft vil bli tilkoblet eksisterende undervanns-infrastruktur på Gjøa. En kontrollkabel vil bli installert mellom Gjøa Semi og undervannsanlegget til Duva. Denne vil overføre kommunikasjon, kjemikalier samt nødvendig elektrisk- og hydraulisk energi.
Produksjonsstart er planlagt til fjerde kvartal 2020, og forventet produksjonsperiode er 13 år. Det er ikke behov for vann- eller gassinjeksjon, men det er planlagt for en gassnedblåsing mot slutten av feltets levetid.
Brønnstrømmen fra Duva vil bli prosessert på Gjøa Semi. Oljen skal transporteres videre gjennom Troll Oljerør II til Mongstad, og gassen skal eksporteres via rørledningen Far North Liquids and Associated Gas System (FLAGS) til St. Fergus i Storbritannia.
Eksport av olje og gass
Den planlagte boreoperasjonen vil foregå i et område hvor Neptune Energy er godt kjent på grunn av tidligere boreaktiviteter i samme område.
2.4 Planlagte miljørisikoreduserende tiltak
Risikoen knyttet til den planlagte boreoperasjonen har blitt vurdert gjennom hele planleggingsfasen frem til innsendelse av utslippssøknaden, samt gjennom miljørisiko- og beredskapsanalyser, både operasjonelt og med hensyn til HMS og miljøpåvirkning. I det videre arbeidet frem mot oppstart av boreoperasjonen vil det bli gjennomført ytterligere aktiviteter og tiltak som vil bidra til en robust operasjonell gjennomføring av de planlagte aktivitetene.
I Tabell 2.2 er det gitt en oversikt over utslipps- og miljørisikoreduserende tiltak som allerede er eller vil bli implementert i prosjektet.
Risikoaspekt Tiltak Akutte utslipp av olje (utblåsning/
brønnlekkasje)
• Brønnkonstruksjon er optimalisert for å redusere den totale risikoen for en ukontrollert utblåsning. Program for setting av foringsrør er gjennomført iht.
retningslinjer og krav i NORSOK-standarder, etablerte barriereprosedyrer og Neptune Energys styrende dokumenter. I det videre arbeidet med detaljert brønnplanlegging vil flere tiltak bli vurdert. Løpende risikovurderinger vil bli gjort under
boreoperasjonene.
• For å unngå en utblåsning skal det alltid være to uavhengige fysiske barrierer på plass, i form av borevæske med tilpasset slamvekt og BOP.
Mindre akutte utslipp • Riggen skal opereres slik at det alltid er to fysiske barrierer mot søl av olje og kjemikalier til sjø
• Prosedyrer og operasjonelle rutiner vil bli implementert for å forhindre akutte utslipp, samt for å begrense og samle opp uhellsutslipp før de går til sjø
• Alle rutiner knyttet til lasting/lossing av kjemikalier og diesel vil bli sjekket som en del av forberedelsene til operasjonene. Dette gjelder bl.a. kompatibilitet og vedlikehold på slangekoblinger, sjekking/testing/utskifting av bulkslanger, rutiner for sjekking av kritiske ventiler osv.
Utslipp av borekaks • Utslipp av borekaks er begrenset til utslipp fra boring av topphullseksjonene. Boring av 17 1/2", 12 1/4" og 8 1/2" seksjonene vil bli utført med oljebasert borevæske.
• All borekaks med vedheng av oljebasert borevæske vil bli håndtert av
borevæskeleverandør MI-Swaco. Kaksen blir sendt i dedikerte avfallskontainere til land for forsvarlig og forskriftsmessig behandling.
Bruk og utslipp av kjemikalier • Det skal være fokus på å minimere kjemikalieforbruk. Gjenbruk skal gjennomføres der det er mulig. Ubrukte kjemikalier skal ikke gå til utslipp.
• Fokus på bruk av miljøvennlige kjemikalier (miljøkategori grønn og gul).
• Bruk av ROV, for a verifisere retur av sement på sjøbunnen under sementering av topphullsseksjonen for å se til at dette er iht. plan, vil bli brukt for å justere anslåtte mengder ved senere operasjoner
Utslipp av oljeholdig vann • Lukket drainsystem
• Prosedyrer for opplæring av håndtering av drainsystemet samt for låsing/opplåsing av ventiler for utslipp til sjø på plass.
• Riggen har installert en Rena slopbehandlingsenhet som renser alt vann fra både rene og skitne områder til <15 ppm før utslipp til sjø.
Bruk av gjengefett (dope) • Bruk av gjengefett på borestreng, foringsrør og stigerør vil bli begrenset i størst mulig grad, men innenfor operasjonelt akseptable nivåer. Det vil bli benyttet gjengefett i gul kategori.
Utslipp til luft • Under boringen av topphull og geopilot vil riggen være oppankret, noe som reduserer utslippene til luft sammenlignet med bruk av dynamisk posisjonering.
• Det benyttes diesel med lavt svovelinnhold, hvilket reduserer SOx-utslippene til luft.
• Bruk av PowerBlade Hybrid som preserverer tapt energi og dermed reduserer utslipp til luft.
• Rigg vil implementere et system for energiledelse med fokus på energieffektivitet og reduksjon av utslipp fra boreoperasjonene.
Avfall • Det vil være gode kildesorteringsløsninger for avfall ombord på riggen, og det vil være fokus på å redusere avfallsmengden og følge opp avfallshåndteringen slik at det ikke oppstår avvik. Riggen har spesielt fokus på å redusere forbruket av engangsservise, som plast- og pappkopper.
Verifikasjoner • Det planlegges for en ytre miljø verifikasjon med fokus på barrierestyring/
utslippspunkter, kjemikaliestyring og avfallshåndtering. Dette omfatter blant annet kontroll og inspeksjon av slanger, ventiler, kjemikalielagring, kakshåndtering og dreneringssystem. Det vil også være fokus på at operasjonene gjennomføres iht. krav og tillatelser.
SSRA og WSRA • En områdespesifikk risikovurdering (SSRA) og brønnspesifikk risikovurdering (WSRA) med relevant personell vil blir gjennomført. Ytre miljørisiko vil bli dekket i denne gjennomgangen.
Tabell 2.2 Utslipps- og miljørisikoreduserende tiltak
2 Generell informasjon 10
2.5 Forkortelser
ALARP As Low as Reasonably Practicable BAT Best Available Techniques/Technologies
BOP Blow out preventer
CB4 Current Buster 4 system
DP Dynamisk posisjonering
HI Havforskningsinstituttet
HOCNF Harmonized Offshore Chemical Notification Format
MD Measured Depth
MDRT Measured Depth Rotary Table
NOFO Norsk Oljevernforening for Operatørselskap NOROG Norsk Olje og Gass
OED Olje- og Energidepartementet POSMOOR Position Mooring system
Ptil Petroleumstilsynet
PUD Plan for utbygging og drift
RMR Riserless Mud Recovery
sg specific gravity
SKIM Samarbeidsforum offshorekjemikalier, industri og myndigheter
TD Total Depth
TVDRT True Vertical Depth Rotary Table
VBB Vannbasert borevæske
Tabell 2.3 Forkortelser
3 Aktivitetsbeskrivelse
Primærmålene for boring av grunn-gass pilot er:
• Bekrefte at det ikke er grunn gass tilstede før boring av topphull (det er lettere å forhindre innstrømming av gass i et mindre borehull enn i de store topphullene)
Primærmålene for boring av topphullene på Duva er:
• Sikre stabiliteten av bunnrammen ved å bore topphull og sementere på plass brønnhodet, 30" foringsrør og 20"
foringsrør.
• Ferdigstille de to øverste seksjonene av Duva produsent brønner.
Primærmålene for boring av geopiloten på Duva er:
• Innhente fluidprøver som skal brukes til å designe voks inhibitor.
• Forbedre beslutningsgrunnlaget for boring av en eventuell tredje oljeprodusent ved å bore gjennom oljesonen og vannsonen for å innhente data om reservoaregenskapene i randen av Duva turbidittene
• Bekrefte olje-vannkontakten.
• Optimalisere plassering av oljeprodusentene Primærmålene for plugging av geopiloten på Duva er:
• Sikre at geopiloten ikke forhindrer boring av olje produsent brønn fra samme topphull.
• Sikre at reservoarvæsker ikke kan lekke ut gjennom den forlatte geopilot.
Basisinformasjon om 36/7-U-1, 36/07-K-1 H, 36/07-K-2 H, 36/07-K-3 H og 36/07-K-4 H er gitt i tabell Tabell 3.1.
Brønnidentitet 36/7-U-1, 36/07-K-1 H, 36/07-K-2 H, 36/07-K-3 H, 36/07-K-4 H,
Utvinningstillatelse PL636
Tidspunkt for tildeling 03/02/2012
Organisasjonsnummer for PL636 922 249 148
Lisenshavere Neptune Energy Norge AS (operatør) (30%)
Idemitsu Petroleum Norge AS (30%) Pandion Energy AS (20%)
Wellesley Petroleum AS (20%) Sjøbunnslokasjon for havbunnsrammen (lengde-/breddegrad) 61°24' 0,94" N, 4°04' 2,34" E Sjøbunnslokasjon for havbunnsrammen (UTM koordinater, sone
31)
557 000m E, Y : 6 808 000m N
Vanndyp 359 meter
Avstand til land 35 km
Planlagt boredyp 960 mMDRT for 36/7-U-1
3205mMDRT for 36/07-K-3 H
960 mMDRT for 36/07-K-1 H, 36/07-K-2 H og 36/07-K-4 H
Varighet inntil 60 dager
Tabell 3.1 Basisinformasjon om brønnene
Reserver og reservoar
Duva er et gassfelt med en underliggende oljekolonne som ble påvist av letebrønn 36/7-4 i 2016 i utvinningstillatelse 636 i den nordlige Nordsjøen. Funnet er en stratigrafisk felle med toppunkt estimert ved -2242 meter vertikalt dyp under havbunnen, gasskolonnen er estimert til 212 meter med en oljerand på rundt 75 meter (definert ved fritt vannivå).
Reservoarbergarten er sandstein av tidlig kritt-alder avsatt som undersjøiske turbiditter i et særs begrenset
avsetningsmiljø. Reservoaret er sand definert som Agat-formasjonen og er splittet i to hovedenheter; nedre og øvre
3 Aktivitetsbeskrivelse 12
reservoar. Kun det øvre reservoaret planlegges produsert i gjeldende utbyggingskonsept. Olje-gass kontakten ble boret i letebrønn 36/7-4, men olje-vann kontakten er ikke påvist. Vannmetningsmodellering er benyttet for å definere forventet kontakt.
Grunn-gass pilot
3.1 Boreplan
I åpent vann bores det til dyp 960 m MDRT. 9 7/8" grunn gass pilot er planlagt boret med sjøvann og høyviskøse piller av bentonitt med retur til havbunnen. Grunn gass pilot er planlagt plugget med sement.
Topphull
Gjennom bunnrammen bores 42"-seksjonen til dyp 465 mMDRT med sjøvann og høyviskøse piller av bentonitt med retur til havbunnen for brønnene 36/7-K-1 H, 36/7-K-2 H, 36/7-K-3 H og 36/7-K-4 H. 42"-hullet vil bli fortrengt med vannbasert borevæske (VBB) før kjøring av brønnhode med 30" foringsrør som sementeres på plass. Riggen flyttes til nest brønnslisse på bunnrammen og gjentar operasjon med boring av 42" hull og kjøring av brønnhode med 30" foringsrør.
Riggen borer så 26"-seksjonener som er planlagt boret med sjøvann og høyviskøse piller av bentonitt med retur til rigg vha RMR for produksjonsbrønnene 36/7-K-1 H, 36/7-K-3 H og 36/7-K-4. 26"-hullene vil bli fortrengt med vannbasert
borevæske (VBB) før kjøring av 20" foringsrør som sementeres på plass.
Geopilot
Topphullet for brønn 36/7-K-3 H skal fordypes ned til topp reservoar. Stigerør og BOP monteres på brønnhode og 17 1/2
" vil bli boret med oljebasert borevæske fra 960 mMDRT og til 2050 mMDRT med retur av borevæske og kaks til rigg.
Foringsrør i størrelse 13 5/8" vil bli kjørt og sementeret på plass. Fra 13 5/8" foringsrør sko bores 8 1/2" seksjon ned til og gjennom reservoar til dyp 2594 mTVDRT / 3205 mMDRT. Med loggeverktøy skal det innhentes væskeprøver. Det er ikke planlagt å foreta brønntest. Alternativ plan er boring av en 12 1/4" hullseksjon med foringsrør i størrelse 9 5/8" som vil kun bli gjort dersom det viser seg vanskelig å bore 8 1/2" seksjon i tilstrekkelig dyp (2990 mMDRT / 2454 mMDRT). Dette er reflektert i de omsøkte utslippsvolumene men ikke i tid- og dybdekurve.
Geopilot sidesteg- opsjon
Hvis reservoaregenskapene er for dårlige til å innhente av væskeprøver er det planlagt å bore et 8 1/2" sidesteg til en lokasjon med antatt bedre reservoaregenskaper. Utslippsmengder er omsøkt og sidesteg er vist i tid- og dybdekurve.
Plugging av geopiloten
Brønn seksjon under 13 5/8" foringsrør sko (2050 mMDRT / 1829 mTVDRT) vil bli permaent plugget og forlatt i henhold til NORSOK D10, Chpt. 9 Abandonment (NORSOK D-010, 2013).
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
0 10 20 30 40 50 60
Depth (mMD)
Time (days)
Time Depth Graph
Shallow Gas Pilot / DUVA Top Holes / 36/7-K-3 H
Prognosed (Contigency ST) Prognosed
ALL depths are mMD RKB Shallow Gas pilot
36"x30" Section (4x)
26"x20" Section (3x)
Geopilot 17 /1/2"x13 5/8" Section
Geopilot 8 1/2" Section
Geopilot Data Acquisition
Geopilot P&A
Rig Mob Rig Demob
Geopilot ST 8 1/2" Section
Geopilot ST P&A
Rig Demob
Geopilot ST Data Acquisition
Figur 3.1 Tid- og dybdekurve
Brønn Aktivitet Tidsestimat
(dager)
Akkumulert tid (dager)
Rigg Mob 3 3
Grunn gass pilot 36/7-U-1 Grunn gass pilot 2 5
Topphull 36/7-K-1H 42"x30" seksjon 2 7
36/7-K-2H 42"x30" seksjon 2 9
36/7-K-3H 42"x30" seksjon 2 11
36/7-K-4H 42"x30" seksjon 2 13
36/7-K-4H 26"x20" seksjon 4 17
36/7-K-1H 26"x20" seksjon 4 21
36/7-K-3H 26"x20" seksjon 4 25
Geopilot 36/7-K-3H Kjøre BOP 1,5 26,5
17 1/2 Drilling 2,3 28,8
17 1/2 Flat 6 34,8
8 1/2" Drilling 4,2 39
8 1/2" Flat 2 41
Data innsamling 6 47
P&A geopilot 1,5 48,5
Set Kick Off plug 0,5 49
Subsea move off 1,6 50,6
Demob 3 53,6
Tabell 3.2 Operasjonsrekkefølge
Ved behov for boring av et eventuelt sidesteg (opsjon) er det estimert 6 dager ekstra med boreaktivitet.
3 Aktivitetsbeskrivelse 14
3.2 Brønndesign
Den planlagte brønnkonstruksjonen består av et 4-strengers brønndesign som beskrevet under og vist i Figur 3.3. Med begrepet topphull menes 42" hullseksjon / 30" lederør og 26" seksjon / 20" foringsrør boret fra bunnrammen. Med begrepet geopilot menes 17 1/2" seksjon / 13 5/8" foringsrør, samt 8 1/2" seksjonen. Ved plugging av geopilot beholdes topphullet samt 17 ½" seksjon / 13 5/8" foringsrør til å bli del av en produksjonsbrønn.
9 7/8" hullseksjon
Grunn gass pilot
Et 9 7/8" hull bores fra lokasjon nær bunnramme for å undersøke om det er grunn gass tilstede.
42" hullseksjon / 30" lederør
Topphull
Et 42" hull bores fra sjøbunnen, gjennom brønnslissen på bunnrammen på 386m MDRT til 470 m MDRT. Hullet bores med sjøvann og renses periodevis med høyviskøse bentonittpiller. Etter boring til planlagt dybde fortrenges hullet med 1,25 sg - 1,50 sg fortrengningvæske. Lederøret (30") settes deretter i hullet og støpes med sement. Borekaks og overskytende sement slippes ut til sjøbunn.
26" seksjon / 20" foringsrør
Et 26" hull bores fra 470 m MD til 960m MD. Hullet bores med 1,25 sg - 1,50 sg KCl vannbasert borevæske med retur til riggen ved hjelp av et Riserless Mud Recovery (RMR) system. Borekaksen fra seksjonen blir sluppet ut fra riggen. Et 20"
foringsrør installeres deretter i hullet og støpes med sement. Sementen vil være et skumbasert sementsystem. Et slikt system er valgt for å opprettholde overbalanse mot formasjonen. Overskytende sement slippes ut til sjøbunn. Etter installering av foringsrøret installeres BOP på brønnhodet over sjøbunnen, og stigerør monteres fra BOP opp til riggen.
30" Conductor Pipe shoe
Well TD 20" Surface
Casing shoe 30" Conductor
Pipe shoe
Well TD 42" x 30" Section
(a)
42" x 30" Section 26" x 20" Section
(b)
Figur 3.2 Skisse brønnkonstruksjon topphull
Geopilot
17 ½" seksjon / 13 5/8" foringsrør
Et 17 ½" hull er planlagt boret fra 960 m MD til et gitt dyp innenfor intervallet 2000 m MD til 2100 m MD. Hullet bores med 1,15 - 1,45 sg tung borevæske med retur til riggen. Etter fullføring av seksjonen installeres det et 13 5/8" foringsrør som støpes på plass med sement.
8 1/2" seksjonen for prøvetaking
8 ½" seksjonen er planlagt boret fra 2052m MD til totalt dyp på 3205m MD, med 1,15 - 1,35 sg tung borevæske med retur til riggen. Det er forventet at det i reservoaret blir funnet olje slik at væskeprøver kan innsamles med loggeverktøy.
Alternativ plan, et 12 ¼" hull er planlagt boret fra TD i 17 ½" seksjon (2052 m MD - 3000 mMD) til 3823 m MD, med 1,15 - 1,35 sg tung borevæske med retur til riggen. Etter fullføring av seksjonen installeres det 9 5/8" produksjonsrør og støpes med sement.
30" Conductor Pipe shoe
Well TD 13⅝" Intermediate
Casing Shoe 20" Surface
Casing shoe
36/7-K-3 H (c)
Figur 3.3 Skisse brønnkonstruksjon
8 1/2" seksjon
Geopilot sidesteg - opsjon
Hvis det ikke blir påtruffet olje eller påvist tilstrekkelig reservoar egenskaper vil det bli det boret et sidesteg til østlig lokasjon. For geopiloten er dette sidesteget en opsjon dersom det viser seg at det ikke er mulig å få tatt væskeprøver i geopiloten.
3 Aktivitetsbeskrivelse 16
4 Fysisk påvirkning av havbunnen
Fysisk påvirkning av havbunnen inkluderer oppankring av borerigg samt utslipp av borekaks og andre faste partikler. En vurdering av konsekvenser knyttet til disse aktivitetene er gitt i påfølgende kapitler.
4.1 Oppankring
I forkant av boreoperasjonen på Duva vil åtte anker bli installert på havbunnen. Det planlegges for at riggen skal opereres på DP (dynamisk posisjonering) under boring av grunn gass pilot. Deretter vil boreriggen kobles opp til de
forhåndsinstallerte ankerene og boring av topphull og geopilot gjennomføres. Oppankring ved boring av topphull og geopilot vil redusere dieselforbruk og dermed utslipp til luft i forhold til bruk av DP. Oppankring betinger at den lokasjonsspesifikke forankringsanalysen er forenelig med arbeid med rørlegging på havbunnen.
Det er ikke forventet negative konsekvenser for miljøverdier ved oppankring da det i Duva-området ikke er identifisert potensielt sensitive habitater som kaldtvannskoraller eller dype havsvampsamfunn (Gardline Environmental Ltd., 2015).
4.2 Borekaks og andre faste partikler
Beregnede mengder borekaks er vist i Tabell 4.1 og Tabell 4.2. Kaks generert under boring av den øverste
topphullsseksjonen vil bli sluppet til sjø på havbunnen. Utslipp på havbunnen vil medføre at borekakset vil sedimentere i nærområdet rundt brønnen, mens hoveddelen av de øvrige tilsatte kjemikaliene vil løses i vannmassene. Et
transportsystem for borekaks vil benyttes for å transportere borekaks bort fra borelokasjonen. For 26" seksjonene vil borekakset og boreslammet bli pumpet opp til riggen ved hjelp av RMR og bli separert over vibrasjonssikt (shakere).
Borekaks med vedheng av vannbasert boreslam vil deretter bli sluppet ut fra riggen
Borekaks
Borekaks med vedheng av vannbasert borevæske vil etter utslipp fra rigg spres og fordeles i vannmassene avhengig av partikkelstørrelse, strømstyrke og retning. Partiklene vil sedimentere i varierende avstand fra borelokasjonen. Erfaringer fra tilsvarende utslipp ved boring med vannbasert borevæske andre steder på sokkelen har vist at konsekvensene vil være kortvarige og begrenset til lokal nedslamming av havbunnen.
For 17 1/2" og 8 1/2" seksjonene (som bores med oljebasert borevæske), vil borekakset med vedheng av borevæske bli samlet sammen på vibrasjonsristen, og deretter sendt til land for forsvarlig behandling som farlig avfall.
Brønnseksjon Lengde (m) Type borevæske Borekaks
(tonn) Disponering
9 7/8" (grunn gass pilot) 600 Vannbasert 85 Utslipp til sjø
42" 4 x 60 Vannbasert 452 Utslipp til sjø
26" 3 x 520 Vannbasert 1530 Utslipp til sjø
17 1/2" 1100 Oljebasert 488 Ilandføring
8 1/2" 1170 Oljebasert 122 Ilandføring
Totalt (tonn) 2677
Totalt til sjø (tonn) 2067
Totalt til sjø (m3) 795
Tabell 4.1 Estimert mengde borekaks per seksjon for boring av grunn gass pilot, topphull og geopilot Duva
Tabell 4.2 Estimert mengde borekaks per seksjon for boring av sidesteg (opsjon)
Kaksspredningsanalyse er ikke utført for Duva siden det ikke er påvist koraller eller andre sensitive habitater i nærområdet til brønnen. Det er ikke forventet noe negativ påvirkning på fisk eller bunnsamfunn som følge av utslipp av kaks og vannbasert borevæske med lavt organisk innhold og lav toksisitet.
Sementering av topphullseksjonene vil som vist i tabell i kap 11.3 Planlagt forbruk og utslipp av sementkjemikalier vil medføre et totalt utslipp på opptil 320 tonn sementkjemikalier til sjø. Sementkjemikaliene som slippes ut vil delvis sedimentere raskt i nærområdet rundt brønnen, mens mindre partikler kan fraktes lenger avsted. Noen av komponentene er vannløselige og vil fortynnes og løses i vann ved utslipp.
Sement
Utslipp av borekaks med vedheng av vannbasert borevæske og sement fra produksjonsboring på Duva er oppsummert vurdert å medføre små og forbigående konsekvenser for bunnfauna i form av lokal nedslamming begrenset til
nærområdene rundt borelokalitetene.
4 Fysisk påvirkning av havbunnen 18
5 Planlagt forbruk og utslipp til sjø
5.1 Sammendrag av omsøkte utslipp
Et sammendrag av omsøkte mengder forbruk og utslipp fordelt på kjemikaliegrupper er vist i Tabell 5.1. En detaljert oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier fremgår av tabeller i 11 Vedlegg A - Planlagt forbruk og utslipp av
kjemikalier. Kjemikaliemengder er beregnet ut fra informasjon fra HOCNF som er tilgjengelig i databasen NEMS Chemicals.
Kjemikalier i gul kategori er valgt dersom det ikke er tilgjengelig produkter i grønn/PLONOR kategori som er teknisk akseptable. Det foreligger ingen planer om utslipp av kjemikalier i kategorien sort eller rød. Det er ikke benyttet kjemikalier i kategori gul Y3.
En miljøvurdering av kjemikalier i kategori gul Y2 og rød er gitt i kapittel 5.1.1 Miljøvurdering av kjemikalier.
Forbruk (tonn) Utslipp (tonn)
Grønne Gule Røde Grønne Gule
Vannbasert borevæske 1 736,1 98,0 1 736,1 98,0
Oljebasert borevæske 1 755,8 992,8 13,2
Sementkjemikalier 2 814,8 229,8 279,0 24,1
Hjelpekjemikalier 4,6 0,7 4,6 0,5
Tabell 5.1 Omsøkt forbruk og utslipp av kjemikalier på Duva
Forbruk (tonn) Utslipp (tonn)
Grønne Gule Røde Grønne Gule
Oljebasert borevæske 208,8 208,5 2,5
Sementkjemikalier 318,6 15,6 16,8 0,9
Tabell 5.2 Omsøkt forbruk og utslipp av kjemikalier sidesteg (opsjon)
5.1.1 Miljøvurdering av kjemikalier
Neptune Energy legger vekt på å velge kjemikalier som gir minst mulig miljøskade ved utslipp til sjø. Fokus er å velge kjemikalier basert på vurdering av beste tilgjengelige teknikker (BAT), teknisk ytelse, erfaring fra drift, hensyn til helsefaktorer og miljømessige hensyn (beste miljøpraksis - BEP).
Kategoriseringen av kjemikalier og stoffer i kjemikaliene som planlegges benyttet under boringen er gjennomført på bakgrunn av økotoksikologisk dokumentasjon i form av HOCNF og er utført i henhold til aktivitetsforskriften §§ 62 og 63.
Omsøkte kjemikalier er vurdert opp mot HOCNF data mottatt fra de ulike kjemikalieleverandørene via databasen NEMS Chemicals. Den økotoksikologiske informasjonen fra HOCNF-databladene er benyttet til å vurdere stoffenes kategori (svart, rød, gul eller grønn) i henhold til aktivitetsforskriften § 63 og til å utføre en miljørisikovurdering. Gule kjemikalier er i tillegg kategorisert på bakgrunn av forbindelsene som dannes ved nedbrytning av kjemikaliet (Y1, Y2, Y3). Inndelingen av gule komponenter i underkategorier er basert på SKIM-veiledningen.
Kjemikalier kategorisert som grønne, gule og gule Y1 er alle fullt akseptable kjemikalier som utgjør veldig lav miljørisiko.
Gule Y2 kjemikalier medfører også lav miljørisiko, mens gule Y3 medfører moderat miljørisiko - begge kategorier vurderes for substitusjon og har spesiell fokus. Kjemikalier i rød og svart kategori medfører hhv. høy og veldig høy/alvorlig
miljørisiko, og skal, i henhold til Neptune Energys interne prosedyrer, unngås brukt.
En miljøvurdering av omsøkte produkter i kategoriene gul Y2 og rød er gitt i tabell Tabell 5.3. Kjemikalier i grønn, gul og gul Y1 kategori er ikke med i tabellen da miljørisiko ved bruk av disse kjemikaliene er vurdert som lav.
Produkt Miljø-
kategori Miljøvurdering Begrunnelse for bruk av kjemikalier i gul Y2 og rød kategori
Borevæske- kjemikalier
One-Mul NS Gul Y2 One-Mul inneholder et langkjedet fettsyrederivat og tilsettes oljebasert borevæske for å sikre stabilitet og brønnkontroll. Kjemikaliet er lite giftig for vannlevende organismer og middels
nedbrytbart. Noe potensial for bioakkumulering.
Komponenten som er klassifisert Y2, må benyttes for å ha kontroll på mudstabilitet og stabil sikre stabil trykkolonne i brønnen.
Truvis Gul Y2 Produktet består av kvartære
ammoniumsforbindelser og har en moderat nedbrytning. Forventes å biogradere til stoff som ikke er miljøfarlige. Er ikke giftig for vannlevende organismer.
Komponenten som er klassifisert Y2, må benyttes på grunn av temperaturen i brønnen og sikre kontroll for sig stabilitet og hullrensing.
Versatrol M Rød Produktet består av en komponent som ikke har potensial for bioakkumulering, men som brytes sakte ned i marint miljø. Svært lite giftig.
Komponenten som er klassifisert rødt må benyttes på grunn av temperaturen i brønnen, og stabilitet for å sikre kontroll på potensiell væsketap til formasjonen.
Sement- kjemikalier
Halad-300L NO
Gul Y2 Inneholder omlag 7 % virkestoff, resten er ferskvann og brukes under sementering. I det gule stoffet er en liten andel et biocid, som skal forhindre vekst av mikrober. Selv om biocidet er giftig ovenfor alger og skalldyr, er biocidet biologisk nedbrytbart. Det resterende andel gult stoff i kjemikalet er ikke giftig og ikke
bioakkumulerende, men det brytes langsomt ned.
Akutt miljøeffekt av utslippet av dette kjemikalet vil i fortynnet tilstand være lav, men vil medføre noe utslipp av polymerer med lav
bionedbrytbarhetsevne (Y2).
Kjemikaliets funksjon er å hindre tapt sirkulasjon. Det er ikke identifisert et egnet produkt for substitusjon.
Halad-350L NO
Gul Y2 Produktet er lett biologisk nedbrytbart og løselig i vann. Forventes ikke å bioakkumulere. Inneholder tre stoff i gul kategori, ingen av disse har
potensiale for bioakkumulering.
Kjemikaliet er nødvendig for å redusere faren for tap av sement under
pumpejobber. Det er ikke identifisert et egnet produkt for substitusjon.
SCR-100L NS Gul Y2 Benyttes som retarder i sementering. Produktet har moderat bionedbrytbarhet og dermed på substitusjonslisten. For øvrig er kjemikaliet biologisk inert ved å ikke bioakkumulere eller være giftig slik at miljørisiko vil være knyttet til marin kontaminering. Produktet brukes i sementblandinger og blir fanget i herdet sement slik reell miljøeksponering er liten.
SCR-220L (gul Y1) vil delvis kunne erstatte SCR-100 L NS og bruken av kjemikaliet er økende. Bruk av SCR-200L vil kreve et sterkere dispergeringsmiddel enn hva som finnes på markedet i dag. Arbeid pågår for å finne dette.
Hjelpe- kjemikalier
Jet-Lube HPHT Thread Compound
Gul Y2 Produktet består av organiske og uorganiske gule stoffer samt grønne stoffer. Det gule organiske stoffet har lavt potensiale for bioakkumulering og har moderat bionedbrytbarhet.
Nedbrytningsprodukter vil raskt biodegradere til forbindelser som ikke er miljøfarlige. Er ikke giftig for marine organismer.
Valgt ut fra tekniske egenskaper. Til bruk ved boring med oljebasert borevæske og dermed ingen utslipp til sjø.
Tabell 5.3 Miljøvurdering av kjemikalier
Ved kontraktsinngåelse og gjennom de ulike fasene av brønnarbeidet vil Neptune Energy følge opp leverandørene med hensyn til valg av kjemikalier, substitusjon eller utfasing av farlige kjemikalier som går til utslipp. Leverandørene har selv utarbeidet substitusjonsplaner for sine kjemikalier (i svart, rød eller gul Y2/Y3 kategori) og Neptune Energy vil i samarbeid med dem gjøre nødvendige vurderinger om mulighet for substitusjon eller utfasing. Videre er det utarbeidet prosesser for boreriggen knyttet til både substitusjon og kvalitetssikring av kjemikalier mhp. boretekniske problemstillinger og den totale miljøgevinsten. En substitusjonsplan for boreriggen vil bli utarbeidet.
5.1.2 Substitusjon
5 Planlagt forbruk og utslipp til sjø 20
