2 Generell informasjon

(1)

(2)

Søknad om tillatelse etter forurensningsloven for permanent plugging av brønner, PL019 B Gyda

Dok.nr.:

REN-MDIR-2018-0016 Rev.: 01

2

Innhold

1 Sammendrag ... 5

2 Generell informasjon ... 5

2.1 Innledning /historikk ... 6

2.2 Lokasjon ... 7

2.3 Topografi og miljøforhold ... 8

2.4 Resultat fra miljøovervåkning ... 8

2.5 Beskrivelse av permanent plugging på Gyda ... 8

3 Utslipp til sjø ... 15

3.1 Bruk og utslipp av kjemikalier ... 15

3.1.1 Miljøvurdering ... 15

3.1.2 Kjemikalier i vannbasert borevæske ... 16

3.1.3 Kjemikalier i oljebasert borevæske ... 16

3.1.4 Sementkjemikalier... 16

3.1.5 Hjelpe-/riggkjemikalier ... 16

3.1.6 Kjemikalier i lukkede system ... 17

3.1.7 Beredskapskjemikalier ... 17

3.2 H2S ... 17

3.3 Oljeholdig vann ... 17

3.4 Måleprogram ... 18

4 Injeksjon og håndtering av gammel borevæske ... 18

5 Utslipp til luft ... 19

6 Avfall ... 21

7 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning ... 21

7.1 Miljørisiko- og beredskapsanalyse ... 21

7.2 Miljørisiko ... 22

7.3 Fjernovervåking, deteksjon og bekjempelse ... 22

7.4 Referanser ... 22

(3)

3

8 Vedlegg A – Oversikt over væske og volum i brønnene ... 23

9 Vedlegg B – Kjemikalietabeller for permanent plugging av brønner på Gyda .. 25

9.1 Totalt forbruk og utslipp av kjemikalier ... 25

9.2 Opsjon A - Forbruk og utslipp av vannbasert borevæske, 1,60 sg ... 26

9.3 Opsjon B - Forbruk av oljebasert borevæske, Enviromul NS 1,60 sg ... 28

9.4 Opsjon A - Forbruk og utslipp av sementkjemikalier ved vannbasert borevæske ... 31

9.5 Opsjon B - Forbruk og utslipp av sementkjemikalier ved oljebasert borevæske ... 34

9.6 Forbruk og utslipp av hjelpe-/riggkjemikalier ... 37

10 Vedlegg C – Miljøvurdering av kjemikalier ... 38

Tabeller

Tabell 1 – Typiske operasjonstrinn i fase 2 for plugging av en standard brønn ... 9

Tabell 2 – Typiske operasjonstrinn i fase 2 for plugging av tieback brønn ... 11

Tabell 3 – Typiske operasjonstrinn i fase 2 for plugging av ERD brønn ... 13

Tabell 4 – Anslått mengde utslipp til luft, 2019 ... 19

Tabell 7 – Benyttede utslippsfaktorer ... 20

Tabell 8 – Oversikt over væske og volum i brønnene ... 23

Tabell 9 – Opsjon A - Totalt forbruk og utslipp av kjemikalier per bruksområde ved bruk av vannbasert borevæske ... 25

Tabell 10 – Opsjon B - Totalt forbruk og utslipp av kjemikalier per bruksområde ved bruk av oljebasert borevæske ... 25

Tabell 11 - Vannbasert borevæske, sum for 19 standard brønner ... 26

Tabell 12 - Vannbasert borevæske, sum for 8 tie-back brønner ... 26

Tabell 13 - Vannbasert borevæske, sum for 5 ERD-brønner ... 27

Tabell 14 - Vannbasert borevæske, sum for 32 brønner ... 27

Tabell 15 – Beredskapskjemikalier/Cleanout for vannbasert borevæske, sum for 32 brønner ... 28

Tabell 16 – Oljebasert borevæske, sum for 19 standard brønner ... 28

Tabell 17 – Oljebasert borevæske, sum for 8 tie-back brønner ... 29

(4)

Dok.nr.:

REN-MDIR-2018-0016 Rev.: 01

4

Tabell 18 – Oljebasert borevæske, sum for 5 ERD-brønner ... 29

Tabell 19 – Oljebasert borevæske, sum for 32 brønner ... 30

Tabell 20 – Beredskapskjemikalier oljebasert borevæske/cleanout, sum for 32 brønner ... 30

Tabell 21 – Beredskapskjemikalier/Lost circulation, sum for 32 brønner ... 31

Tabell 22 – Sementkjemikalier, vannbasert, sum 19 standard brønner ... 31

Tabell 23 – Sementkjemikalier, vannbasert, sum for 8 tie-back brønner ... 32

Tabell 24 – Sementkjemikalier, vannbasert, sum for 5 ERD brønner ... 32

Tabell 25 – Sementkjemikalier, vannbasert, sum for 32 brønner ... 33

Tabell 26 – Beredskapskjemikalier, vannbasert, sum for 32 brønner ... 33

Tabell 27 – Sementkjemikalier, oljebasert, sum for 19 standard brønner ... 34

Tabell 28 – Sementkjemikalier, oljebasert, sum for 8 tie-back brønner ... 35

Tabell 29 – Sementkjemikalier, oljebasert, sum for 5 ERD brønner ... 35

Tabell 30 – Sementkjemikalier, oljebasert, sum for 32 brønner ... 36

Tabell 31 – Beredskapskjemikalier, oljebasert, sum for 32 brønner ... 36

Tabell 32 - Hjelpe-/riggkjemikalier, forbruk og utslipp per år ... 37

Tabell 33 - Kjemikalier til wireline, forbruk per år ... 37

Tabell 34 - Kjemikalier i lukkede systemer, forbruk per år ... 37

Tabell 35 – Miljøvurdering av kjemikalier ... 38

Figurer

Figur 1 – Gyda installasjonen ... 6

Figur 2 – Lokasjon for Gyda i PL019 B. ... 7

Figur 3 – Gyda lisens PL019 B. ... 7

Figur 4 – Skjematisk eksempel på en standard brønn etter permanent plugging .. 10

Figur 5 – Skjematisk eksempel på en tieback brønn etter permanent plugging... 12

Figur 6 – Skjematisk eksempel på en ERD brønn etter permanent plugging ... 14

(5)

5

1 Sammendrag

Repsol Norge AS (RNAS) planlegger permanent plugging av totalt 32 brønner på Gyda, i PL019 B i blokk 2/1 i Nordsjøen. Søknaden omfatter utslipp til sjø og luft, samt injeksjon av slop og borevæske. Tidligste oppstart av operasjonen vil være 1.

januar 2019, og planlagt varighet er 979 dager, eller ca. 2,7 år.

Pluggeoperasjonene vil bli utført fra Gyda-installasjonen. RNAS søker med dette om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for aktiviteten.

Avhengig av om det brukes oljebasert eller vannbasert borevæske er utslippene fra kjemikalier anslått til maksimalt 465 tonn stoffer i grønn kategori og 24 tonn stoffer i gul kategori (oljebasert) fordelt på hele perioden. Ved bruk av vannbasert borevæske er utslipp anslått til 13 300 tonn grønne stoffer og 230 tonn gule stoffer.

Utslipp til luft fra kraftgenerering er for 2019 og 2020 anslått til å utgjøre 60 000 tonn CO2, 120 tonn NOx, 18 tonn CH4, 5 tonn nmVOC og 3 tonn SOx. For 2021 blir utslipp til luft betydelig redusert (anslått 40 000 tonn CO2).

Utslippene til ytre miljø er forventet å ha ubetydelig innvirkning på det marine miljø ved lokasjonen på Gydafeltet.

2 Generell informasjon

Søknaden er utarbeidet i henhold til Forurensningslovens § 11 og Aktivitetsforskriftens § 66 og med utgangspunkt i Miljødirektoratets Veileder for innhold i søknad om tillatelse etter forurensningsloven for petroleumsvirksomhet til havs (M-593/2016).

Søknad om tillatelse for permanent plugging på Gyda omfatter:

• Bruk og utslipp av kjemikalier i borevæske

• Bruk og utslipp av sementkjemikalier

• Bruk og utslipp av hjelpe- /riggspesifikke kjemikalier

• Utslipp og injeksjon av oljeholdig drenasjevann

• Injeksjon av slop og borevæske som ikke kan gjenbrukes

• Utslipp til luft i forbindelse med kraftgenerering

• Avfallshåndtering

Utslipp til sjø i forbindelse med produksjon frem til nedstengning av siste brønn (mai 2019) er dekket av eksisterende tillatelse, ref. 2016/842.

(6)

Dok.nr.:

REN-MDIR-2018-0016 Rev.: 01

6

2.1 Innledning /historikk

Tildeling av lisensen PL019 B ble opprinnelig gjort i 1977. Gyda-reservoaret ble påvist i 1980 og feltet satt i produksjon i 1990 av BP Norge, mens Repsol (daværende Talisman) overtok lisensen i 2003. Feltet er bygd ut med en kombinert bolig-, bore- og prosessinnretning med stålunderstell, se Figur 1. Avslutningsplanen for feltet ble godkjent av myndighetene i 2017. Produksjonslisensen går ut 1.

september 2019. Partnere i lisensen er INEOS E&P Norge AS (34 %) og KUFPEC Norway AS (5 %).

Første del av avslutningsplanen er forestående kampanje med permanent plugging av 32 brønner. Samtidig med plugging vil det være produkson frem til siste brønn er nedstengt, i april/mai 2019.

Oppstart av pluggeaktiviteten vil være tidligst 1. januar 2019. Det er planlagt at kampanjen vil vare i totalt 979 dager, eller ca. 2,7 år. Disponeringsarbeidet inkludert fjerning av plattform, stålunderstell og havbunnsinnretninger skal avsluttes i løpet av 2023. Utslippssøknad for disponering av installasjonen vil bli sendt på et senere tidspunkt.

Figur 1 – Gyda installasjonen

(7)

7

2.2 Lokasjon

Figur 2 viser kart over lokasjonen for Gyda-lisensen, markert med rød stjerne.

Figur 2 – Lokasjon for Gyda i PL019 B.

Nærmeste avstand til land er ca. 270 km. Forsyningsbase og nærmeste beredskapsressurs (NOFO og Kystverket depot) er Stavanger. Figur 3 viser et kart av Gyda-lisensen i blokk 2/1.

Figur 3 – Gyda lisens PL019 B.

(8)

Dok.nr.:

REN-MDIR-2018-0016 Rev.: 01

8

2.3 Topografi og miljøforhold

Gydafeltet er lokalisert i blokk 2/1 i Nordsjøen, på ca. 66 meters dyp. Sedimentene på havbunnen ved Gyda består hovedsakelig av fin sand. Gyda ligger i et område som ikke er vurdert til å være miljøsårbart. Det er ikke gitt spesielle miljøvilkår i lisensen.

Pluggeoperasjonen vil foregå fra Gydas egne borefasiliteter på installasjonen.

Aktiviteten vil ikke medføre fysisk påvikning av havbunnen ved Gyda. RNAS anser at den planlagte pluggekampanjen vil ha ubetydelig innvirkning på miljøforhold i området.

2.4 Resultat fra miljøovervåkning

Forrige miljøovervåkning for Gyda (Region I) var i 2017 (2018-0001 Rev. 01, DNV GL/SINTEF MOLAB). Det er påvist THC (Total Hydrocarbon Content) > LSC (Limit of Significant Contamination, 4 mg/kg) ved fire av stasjonene. Både THC og barium viser gjennomgående en nedgang i fra tidligere undersøkelser. Stasjon GYDA18 er karakterisert som silt og leire og har et forhøyet innhold av metaller. Med unntak av to stasjoner (GYDA 18 og GYDA 6), indikerer artssammensetning og diversitetsindeks at det ikke er forstyrrelser i bunnfaunaen ved Gyda.

2.5 Beskrivelse av permanent plugging på Gyda

De 32 brønnene på Gyda er boret over et tidsrom fra 1980-tallet til 2013 og er av ulik kompleksitet. Brønnene kan grupperes i tre hovedtyper;

• 19 standard brønner (13 ⅜" surface csg), boret fra plattformen.

• 8 «tieback»-brønner, forboret før ankomst av plattform gjennom et subsea templat med 8 «slots» og tilhørende brønnhoder, og senere knyttet tilbake til plattformen.

• 5 ERD (Extended Reach Drilling, 18 ⅝" surface csg) brønner.

Fremgangsmåten for permanent plugging av de tre hovedtypene av brønner vil være tilpasset hver brønntype, men i hovedtrekk kan operasjonstrinnene deles inn i tre hovedfaser, hvorav fase 2 vil variere med type brønn:

• Fase 1: Fjerne hydrokarboner i produksjonsrør og A-ringrom. Etablere to barrierer for å forberede fjerning av «juletre». Denne operasjonen vil bli gjort

«offline» samtidig med fase 2 ved hjelp av wireline fra BOP (Blow-out Preventer)-dekket. Denne fasen innebærer også kutting av produksjonsrør og klargjøring for fjerning av ringroms sikkerhetsventiler.

(9)

9

• Fase 2: Arbeid gjennom derrick. «Nipple up» BOP og trekke tubing. Logging for å bekrefte påkrevd annulusbarriere og setting av påkrevde sementplugger. «Nipple down» BOP. Denne operasjonen innebærer kutting og trekking av foringsrør.

• Fase 3: Kutte og trekke foringsrør/lederør nedenfra havbunnen.

Varighet av fase 1, 2 og 3 er planlagt til henholdsvis 185, 715 og 79 dager, tilsammen 979 dager (2,7 år). Deler av arbeidet i de ulike fasene vil skje parallelt.

Tabell 1 viser typiske operasjonstrinn for fase 2 i det planlagte pluggeprogrammet for en standard brønn.

Tabell 1 – Typiske operasjonstrinn i fase 2 for plugging av en standard brønn Phase 2 Operational steps, Standard well

1. Nipple up the BOP

2. Pump open shallow tubing plug

3. Retrieve the tubing

4. Perform scraper run and displace to weighted mud

5. Run Cement Bond Log to verify annulus barrier

6. RIH, set and pressure test EZSV to 70 bar above LOT

7. Place 200 m primary and 200 m secondary reservoir barriers on top of EZSV

9. Place 200 m primary and 200 m secondary overburden barriers on top of EZSV

10. Cut and retrieve the 9 5/8” casing at ± 280 m

11. Perform scraper run (Optional)

12. RIH, set and pressure test EZSV

13. Set 100 m surface barrier cmt plug on top of EZSV

14. Nipple down the BOP

15. Skid to next well in campaign

Figur 4 viser skjematisk eksempel på en standard brønn etter utført permanent plugging.

(10)

Dok.nr.:

REN-MDIR-2018-0016 Rev.: 01

10 Figur 4 – Skjematisk eksempel på en standard brønn etter permanent plugging

(11)

11 Tabell 2 viser typiske operasjonstrinn for fase 2 i det planlagte pluggeprogrammet for en tieback brønn.

Tabell 2 – Typiske operasjonstrinn i fase 2 for plugging av tieback brønn Phase 2 Operational steps, Tieback well

8. RIH, set and pressure test EZSV to 70 bar above LOT

9. Place 200 m primary and 200 m secondary overburden barriers on top of EZSV 10. RIH, set and pressure test 9 5/8’’ EZSV at ± 450 m

11. Displace well to SW

12. Make up TCP guns & 9 5/8" spartan plug and RIH to subsea WH at ±120 m 13. Perforate casing above and below subsea wellhead.

14. Continue RIH to ± 430 m 15. Perforate casing

16. Establish circulation. Pump wash train and displace OBM in B-Annulus below subsea WH to SW.

17. Perform cement job to seal 9 5/8” x 13 5/8” annulus (±200 m cmt height in annulus) 18. Set ±100 m environmental cement plug on top of 9 5/8” Spartan plug

19. M/U cup tool assy and RIH to upper perforations above subsea WH

20. Establish circulation though upper perforation with return through B-annulus gate valve. Pump wash train and displace fluid in 9 5/8" x 13 3/8" tieback annulus to seawater.

21. Nipple down the BOP

Figur 5 viser skjematisk eksempel på en tieback brønn etter utført permanent plugging.

(12)

Dok.nr.:

REN-MDIR-2018-0016 Rev.: 01

12 Figur 5 – Skjematisk eksempel på en tieback brønn etter permanent plugging

(13)

13 Tabell 3 viser typiske operasjonstrinn for fase 2 i det planlagte pluggeprogrammet for en ERD brønn.

Tabell 3 – Typiske operasjonstrinn i fase 2 for plugging av ERD brønn Phase 2 Operational steps, ERD well

8. Cut and retrieve the 9 5/8” casing 9. Perform scraper run

10. Run Cement Bond Log in 13 3/8” casing to verify annulus barrier

11. RIH to top Forties Fm. Set and pressure test 13 3/8” EZSV to 70 bar above LOT 12. Place 200 m primary and 200 m secondary overburden barriers on top of EZSV 13. RIH, set and pressure test EZSV at ± 450 m

14. Displace well to SW

15. Make up TCP guns & 13 3/8" spartan plug and RIH to ± 430 m 16. Perforate casing

17. Displace C-Annulus from OBM to seawater and perform cement job to seal 13 5/8” x 18 5/8”

annulus (±200 m cmt height in annulus)

18. Set ±100 m environmental cement plug on top of 13 3/8” Spartan plug 19. Nipple down the BOP

Figur 6 viser skjematisk eksempel på en ERD brønn etter utført permanent plugging.

(14)

Dok.nr.:

REN-MDIR-2018-0016 Rev.: 01

14 Figur 6 – Skjematisk eksempel på en ERD brønn etter permanent plugging

(15)

15

3 Utslipp til sjø

3.1 Bruk og utslipp av kjemikalier

Alle kjemikalier som er planlagt brukt og sluppet ut i forbindelse med pluggeoperasjonen er valgt med tanke på at de skal ha minimal påvirkning på det marine miljø. Miljøvurdering av kjemikalier utføres i tråd med Aktivitetsforskriften § 64 Miljøvurderinger av kjemikalier. Dette inkluderer håndtering og behandling av farlig avfall og nødvendig transport av avfall (ref. også kap. 4 Injeksjon og håndtering av gammel borevæske). Samtlige kjemikalier som går til utslipp i forbindelse med pluggeoperasjonene er enten i grønn eller gul miljøkategori. I utgangspunktet er det lagt opp til bruk av vannbasert borevæske, med mulighet for valg av oljebasert borevæske hvis nødvendig. Reservoaret på Gyda har såpass høy temperatur at vannbaserte produkter kan dekomponere og derfor ikke er teknisk tilfredsstillende, for eksempel ved setting av de dypeste pluggene. For å sikre fleksibilitet i valg av type borevæske er det derfor presentert behov for kjemikalier både for vannbasert og oljebasert borevæske med tilhørende mengde sement (henholdsvis opsjon A og B i kjemikalietabellene). I tillegg er det oppgitt beredskapskjemikalier, til bruk ved spesielle behov. Overskudd/retur av oljebaserte kjemikalier vil enten bli injisert i brønn eller fraktet til land for destruksjon.

Forbruket av kjemikalier vil bli forsøkt holdt på et minimum og eventuelt gjenbruk av kjemikalier vil skje i den grad det er mulig. Rigg-/hjelpekjemikaliene er valgt med utgangspunkt i eksisterende utstyr og kjemikalieportefølje på Gyda. All bruk og utslipp av de omsøkte kjemikaliene vil inngå i RNAS sitt miljøregnskap.

Mengde borevæske og sementkjemikalier vil variere med den enkelte brønns type og beskaffenhet. Kjemikalieleverandøren har tatt utgangspunkt i behovet for en type brønn og multiplisert kjemikaliemengden med antall brønner av hver type (standard, tie-back eller ERD), samt oppgitt totalmenge for alle 32 brønnene, se kjemikalietabellene i kap.9 ( Vedlegg B – Kjemikalietabeller for permanent plugging av brønner på Gyda). Merk at det i tabellene for borevæske og sement er oppgitt mengder for hele perioden (2,7 år).

3.1.1 Miljøvurdering

RNAS har tilgang til økotoksikologisk dokumentasjon (testdata) i form av HOCNF (Harmonised Offshore Chemical Notification Format) for alle relevante kjemikalier i databasen NEMS Chemicals. En oppsummering av miljøvurderinger som er gjort finnes i Tabell 35 – Miljøvurdering av kjemikalier. Sikkerhetsdatablad for alle produktene vil være tilgjengelige på forespørsel.

(16)

Dok.nr.:

REN-MDIR-2018-0016 Rev.: 01

16 3.1.2 Kjemikalier i vannbasert borevæske

Det vil fortrinnsvis bli brukt vannbasert borevæske under pluggingen. Alle kjemikaliene som inngår i den vannbaserte borevæsken er i grønn kategori, med unntak av ett produkt (GEM GP), som er i gul kategori og uten negativ miljøeffekt.

Grønne kjemikalier er på PLONOR (Pose Little Or NO Risk)-lista, og er ikke forventet å ha negativ miljøeffekt. Barytt (vektstoff) er hovedbestanddelen i borevæsken (utenom vann).

3.1.3 Kjemikalier i oljebasert borevæske

Ved behov vil det bli brukt oljebasert borevæske (Enviromul NS) på noen av brønnene. Hovedingrediensene i den oljebaserte borevæsken er barytt og en baseolje i gul kategori. I tillegg er det to produkter, EZ MUL NS og Duratone E i henholdsvis gul kategori 101 og 102 (Y1 og Y2). Ett produkt er i rød kategori (Geltone II). Argumentet for å bruke Geltone II er at den må tåle den relativt høye temperaturen i noen av brønnene, uten å dekomponere. Det er ikke identifisert noen alternative produkter i gul kategori som har de påkrevde egenskapene. Det vil ikke være utslipp av oljebasert borevæske.

3.1.4 Sementkjemikalier

Sammensetning av sementblandingen avhenger av om en bruker vannbasert eller oljebasert borevæske. Hovedbestanddelene i sementkjemikaliene, barytt og sement, er i grønn miljøkategori. Gule stoffer utgjør en mindre andel. De er av en type som brytes ned raskt eller moderat innen 28 dager (101, Y1), og er ikke forventet å ha negativ miljøeffekt. To av produktene er i gul kategori 102 (Y2);

Halad-350L og SCR-100 L NS. Totalt utslipp av disse to produktene for alle brønnene er anslått til ca. 4 tonn ved bruk av vannbasert borevæske og tilsvarende utslipp på 0,01 tonn (10 kg) ved bruk av oljebasert borevæske.

3.1.5 Hjelpe-/riggkjemikalier

Riggspesifikke kjemikalier på Gyda består av:

- VK-Kaldavfetting, Microsit Polar og CC-Turboclean brukes til rengjøring ute på dekk i prosess- og boreområdene. Kjemikaliene vil slippes til sjø via drenasjevannsystemet. Stoffene er i grønn og gul kategori og brytes raskt ned.

- Bestolife "3010" NM SPECIAL og JET-LUBE® SEAL-GUARD(TM) ECF er smøremidler (henholdsvis pipe dope og casing dope). Begge typene inneholder ufarlige stoffer i grønn og gul kategori og vil kun avgi mindre mengder til sjø.

- Til arbeid med wireline vil det brukes en grease i rød kategori (91 %);

Polybutene Multigrade (PBM). Det er blitt etterspurt dokumentasjon for

(17)

17 teknisk og sikkerhetsmessig ytelse av to alternative typer wireline grease i gul kategori (Biogrease 160R10 og V500). Tilbakemelding fra leverandør av wireline tjenester og brukere av de alternative typer grease viser at produktene ikke har tilfredstillende ytelse under såpass høye temperaturer som det er i brønnene på Gyda. Til wireline brukes også en lubrikator; RX- 72TL Brine lubricant, i gul kategori, samt MEG (Monoetylenglykol, hydratinhibitor) i grønn kategori. Produktene til wireline går ikke til utslipp.

3.1.6 Kjemikalier i lukkede system

Til BOP (Blow Out Preventer) brukes en hydraulikkvæske i sort kategori; HydraWay HVXA15 LT. Hydraulikkvæsken inngår i et lukket system, uten utslipp til sjø.

Forbruket av BOP hydraulikkvæske vil være mindre enn 3000 kg per år.

3.1.7 Beredskapskjemikalier

Beredskapskjemikaliene i forbindelse med borevæske og sement brukes kun ved spesielle behov. For både vannbasert og oljebasert borevæske er alle beredskapskjemikaliene i grønn eller gul kategori 100 eller 101 (Y1).

HALAD-300L NO (Fluid loss control) i gul kategori 102 og SA-1020 (suspending agent) i rød kategori er beredskapskjemikalier for sement. Disse brukes kun ved spesielle behov. SA-1020 brukes ved problemer med en ustabil sementslurry på høy temperatur (>121°C). En stabil sementslurry er viktig når P&A pluggene skal settes over reservoaret. Estimert temperatur i noen brønner er opp mot 140-150°C, noe som gir økt risiko for termisk tynning av sementslurriene. SA-1020 gir økt viskositet og hjelper å kontrollere frivann. Det er ikke identifisert noen alternative produkter i gul kategori som har de påkrevde egenskapene.

Brannskummet på Gyda er av typen fluorfritt RE-HEALING™ RF3, 3% Low Viscosity Freeze Protected Foam Concentrate i rød kategori (3,3 % røde stoffer).

3.2 H

2

S

Det er ikke forventet høye nivåer av H2S i brønnene. På bakgrunn av felthistorien på Gyda er det ikke sannsynlig at H2S vil kunne medføre at brønnvæske må ledes direkte til sjø i forbindelse med de kommende pluggeoperasjonene. I forbindelse med utsirkulering av gammel borevæske / slop fra ringrom vil det være ekstra fokus mot detektering av H2S.

3.3 Oljeholdig vann

Det vil bli utslipp av drenasjevann fra «rene» dekksområder på Gyda-plattformen i henhold til dagens praksis. Oljeholdig vann og slop med et oljeinnhold større enn 30 mg/l vil enten bli injisert i brønn eller sendt i land.

(18)

Dok.nr.:

REN-MDIR-2018-0016 Rev.: 01

18

3.4 Måleprogram

Relevante data som inngår i miljøregnskapet er brenngass og dieselforbruk, olje i drenasjevann, forbruk og utslipp av diverse kjemikalier, samt avfallshåndtering.

Data for borevæske- og sementkjemikalier legges inn i miljøregnskapet av de respektive leverandørene.

4 Injeksjon og håndtering av gammel borevæske

Valgt strategi for avhending av gammel borevæske og slop er primært injeksjon i noen av brønnene. Denne løsningen er ansett for å være den beste helhetlige løsningen ut fra miljøhensyn, ved at en eliminerer transport og videre behandling av brønnvæske og kjemikalieavfall. Injeksjonsbrønnene vil bli sikret med påkrevde barrierer/plugger for å hindre lekkasje til sjø, i henhold til regelverk. I tillegg vil brønnene overvåkes med jevne mellomrom for å sjekke at de holder tett. Ved eventuelle problemer med kapasitet eller injektivitet i brønnene er alternativ løsning å samle opp brønnvæske og slop for ilandsending og videre behandling.

Det er dessverre vanskelig å finne dokumentasjon på eksakt sammensetning og fargekategori av borevæskene, da de fleste brønnene er gamle og boret i en periode da regelverk for fargekategorier var noe ulikt det vi har i dag. I hovedsak består de vannbaserte brønnvæskene av brine (konsentrert saltløsning i grønn kategori) og sjøvann, mens de oljebaserte væskene består av en baseolje med ulik mengde vektstoffer og borekjemikalier. Ved bruk av oljebasert borevæske vil denne, sammen med sirkulert volum og slop, bli injisert i èn, eventuelt flere brønner, alternativt samlet opp og sendt i land. Sirkulert volum vil være anslagsvis 2 -3 ganger volum i ringrom (annnulus).

Nåværende brønnvæske er av både vannbasert og oljebasert type, mengden varierer for de ulike brønnene. Anslåtte volumer med brønnvæske varierer fra 29 m³ til 360 m³, gjennomsnittlig ca. 150 m³ per brønn. En oversikt over beregnet volum brønnvæske er gitt i Vedlegg A – Oversikt over væske og volum i brønnene.

(19)

19

5 Utslipp til luft

I forbindelse med kraftgenerering under pluggeaktivitetene og drift av installasjonen vil det bli utslipp til luft fra forbrenning av gass fra to turbiner. I tillegg vil det bli normal fakling i perioden januar til mai, før siste produserende brønn stenges ned, samt eventuell fakling i perioden med gassimport. Gyda har allerede lagt til rette for gassimport fra Ekofisk i form av reversering av gasseksportlinjen. I en periode i mai/juni 2019 er det revissjonstans på Ekofisk, turbinene vil da drives med diesel.

Drivstoffbehovet per turbin per dag er anslått til å være 30 000 Sm³ gass og 30 m³ for diesel (benyttet tetthet for diesel 0,855 tonn/m³). Til beregning av utslipp til luft er det tatt utgangspunkt i drift av to turbiner hver dag. For 2019 vises anslåtte utslipp i Tabell 4.

Tabell 4 – Anslått mengde utslipp til luft, 2019

Brensel [Sm³ gass, tonn diesel]

Daglig

forbruk Periode

[dager] Total

mengde CO2

[tonn] NOx

[tonn] CH4

[tonn] nmVOC

[tonn] SOx [tonn]

Naturgass 60 000 323 19 380 000 53 295 102 17,7 4,7 0,97

Fakkel ^{1 400} 120 168 000 627 0,24 0,04 0,01 0,01

Diesel ^51,3 42 2 155 6 830 17 - 0,06 2,15

Sum utslipp 60 125 119 18 4,7 3,1

For 2020 er det usikkert hvor mye diesel som eventuelt vil brukes, men det er lagt inn 30 dagers forbruk av diesel i stedet for gass ved et eventuelt behov. Utslippene vil da bli i samme størrelsesorden som for 2019. Anslåtte utslipp i 2020 vises i Tabell 5.

Brensel [Sm³ gass, tonn diesel]

Daglig forbruk

Periode

[dager] Total

mengde CO2

[tonn] NOx

[tonn] CH4

[tonn] SOx [tonn]

Naturgass 60 000 335 20 100 000 55 275 106 18,33 4,8 1,0

Diesel 51,3 30 1 539 4 879 12 - 0,05 1,5

Sum utslipp 60 154 118 18 4,9 2,5

(20)

Dok.nr.:

REN-MDIR-2018-0016 Rev.: 01

20 I 2021 er det kun diesel som er brensel til turbinene. Anslåtte utslipp i 2021 vises i Tabell 6.

For enkelhets skyld er det lagt opp til at gassimport slutter fra og med januar 2021.

Det faktiske antall dager med kraftgenerering fra henholdsvis brenngass og diesel vil kunne avvike noe fra det som er oppgitt i tabellene.

Brensel

Daglig forbruk

[tonn]

Periode [dager]

Total mengde

[tonn]

CO2

[tonn] NOx

[tonn] CH4

[tonn] SOx [tonn]

Diesel 51,3 249 12 774 40 493 103 - 0,38 12,8

Benyttede utslippsfaktorer for turbiner og fakkel vises i Tabell 7. Utslippsfaktor for NOx er utstyrsspesifikk, mens faktorene for CO2, CH4 og nmVOC er fra standard faktorer fra Norsk olje og gass. For SOx er det tatt utgangspunkt i diesel med et maksimalt innhold av svovel på 0,05 %.

Tabell 7 – Benyttede utslippsfaktorer

Brensel Enhet CO2 NOx CH4 nmVOC SOx

Naturgass tonn/1000 Sm³ 2,75 0,00527 0,00091 0,00024 0,00005 Fakkel tonn/1000 Sm³ 3,73 0,0014 0,00024 0,00006 0,00005

Diesel tonn/tonn 3,17 0,00803 - 0,00003 0,001

(21)

21

6 Avfall

Det er etablert et system for avfallshåndtering og sortering på Gyda. Dette er i overensstemmelse med Anbefalte retningslinjer for avfall i offshorevirksomheten utarbeidet av Norsk olje og gass, og regnes som bransjestandard.

Avfallet samles og lagres i spesialkontainere og egnede beholdere i henhold til spesifikk avfallsplan. Det er plassert ut kontainere for oppsamling av bl.a.:

 Papp og papir

 Plast

 Trevirke

 Brennbart (matbefengt) avfall

 Stål- og metallskrap

 Glass- og metallemballasje

 EE-avfall

 Restavfall

 Risiko-/medisinsk avfall

 Farlig avfall

Brukte produksjons-/foringsrør (casing) vil bli behandlet som kontaminert med NORM (Naturally Occurring Radioactive Material), hvis målinger offshore antyder tilstedeværelse av NORM.

Videre håndtering av avfallet foregår på land i henhold til kontrakt med forsyningsbasen ASCO. RNAS har via ASCO avtale med SAR-gruppen i Tananger om mottak og videre håndtering av avfall fra Gyda. Alt farlig og eventuelt radioaktivt avfall deklareres elektronisk på www.avfallsdeklarering.no .

7 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning 7.1 Miljørisiko- og beredskapsanalyse

Med bakgrunn i den etter hvert fallende produksjonen og den tilhørende reduserte miljørisiko på Gyda, ble det i 2016 utført en risikobasert vurdering av fjernmålingssystemet og beredskapsbehovet. Konklusjonen fra vurderingen var at miljørisikoen for Gyda er meget lav. Dimensjonerende utblåsningsrate i 2016 var redusert til 13 Sm³ /døgn og er nå sannsynligvis ytterligere redusert. Kun èn av de produserende brønnene har i senere tid produsert uten gassløft.

Produksjonen på Gyda blir nedstengt i mai 2019 og alle brønnene blir plugget permanent. Et potensiale for en utblåsning fra brønn er dermed ikke lenger tilstede.

(22)

Dok.nr.:

REN-MDIR-2018-0016 Rev.: 01

22

7.2 Miljørisiko

Gjenværende miljørisiko i forbindelse med akutt forurensning på Gyda vil være mindre utilsiktede utslipp av kjemikalier eller gammel borevæske i forbindelse med håndteringen av denne. Risikoen for at dette skjer er minimal, men om et utslipp allikevel skulle skje vil miljøkonsekvensen kun ha en kortvarig negativ effekt.

Eventuell gjenværende baseolje vil etter hvert spre seg utover havflaten, mens vektstoffer vil synke til bunns. Vannløselige kjemikalier vil raskt tynnes ut. Se også kap. 3.2 H2S.

Samlet sett vil miljørisikoen ved de forestående pluggeoperasjonene være ubetydelig.

7.3 Fjernovervåking, deteksjon og bekjempelse

Et utslipp til sjø vil kunne detekteres først og fremst under rutinemessig, visuell sjekk fra mannskap både på Gyda-plattformen eller andre fartøyer i området (Sørfeltet), og eventuelt fra helikopter. Et uhellsutslipp fra Gyda vil ha et volum som er for lite og en kvalitet som er uegnet for bekjempelse ved hjelp av tradisjonelle opptakssystemer som lenser og lignende. Et alternativ til bekjempelse kan være mekanisk dispergering med hjelp av et nærliggende fartøy.

Overvåking med radarsatellitt (K-Sat) samt regional flyovervåkning er også en viktig ressurs i forbindelse med deteksjon av utslipp som skjer i mørke. Tjenesten koordineres av NOFO. RNAS vil bli varslet umiddelbart av NOFO dersom det oppdages olje på sjø. Ved et eventuelt større utslipp vil RNAS mobilisere sin beredskapsorganisasjon og vurdere støtte fra NOFO sin beredskapsorganisasjon for videre håndtering av hendelsen.

7.4 Referanser

1. M-593 | 2016 Veileder for innhold i søknad om tillatelse etter forurensningsloven for petroleumsvirksomhet til havs.

2. 094 Anbefalte retningslinjer for avfallsstyring i offshorevirksomheten (Norsk olje og gass).

3. Vurdering av fjernmålingssystemet på Gyda, RNAS/HSE 7.7.2016.

4. Verifikasjon av Miljørisiko og Beredskapsanalyse for Gyda (ProActima 6.6.2014).

(23)

Tabell 8 – Oversikt over væske og volum i brønnene

Fluid type

↘

Tubing volume down to cut

Casing volume down to cut

A-Annulus

B-Annulus (behind scabliner)

B-Annulus B-Annulus

Injector well C-Annulus

Total injected volumes ea

well

Total injected volumes ea

well (3 x theoretical

Comments

Well # ↓ HC / Brine / SW WBM / SW HC / Brine / SW SW / OBM OBM Slop / SW OBM Various Various

A-01 37 115 13 165 495 Assume SW in B annulus above subsea hanger

A-02A 39 63 29 13 144 432 Assume SW in B annulus above subsea hanger

A-06A 35 84 13 132 396 Assume SW in B annulus above subsea hanger

A-07A T2 35 89 13 137 411 Assume SW in B annulus above subsea hanger

A-08A 35 92 13 140 420 Assume SW in B annulus above subsea hanger

A-09A 38 71 8 117 351 Tubing cut at prod. Packer

A-10 42 123 123 28 316 948 Tubing cut at top 7" liner

A-11 41 84 7 132 396 Tubing cut above sealstem

A-12 180 15 8 203 609 Bottom of tubing at 698 mMD- tubing volume

includes total well volume to top of 4 ½" liner

A-13 58 151 132 28 369 1107 Tubing cut at prod. Packer

A-14C 51 88 8 147 441 Tubing cut at prod. Packer

A-15 32 52 22 8 114 342 Tubing cut at prod. Packer

A-16B 35 95 8 138 414 HUD at 2614 mMD - clear & cut tbg at prod. Packer

Volumes (m3)

(24)

Dok.nr.:

REN-MDIR-2018-0016 Rev.: 01

24 Tabell 8, forts.

A-17A 33 88 8 129 387

Primary plan is to cut tubing at P. Packer. Packer is set shallow - contingency to cut/mill packer and retrieve all tubing if limited cmt available above

packer.

A-18 T2 39 79 8 126 378 Tubing cut above sealstem

A-19A 25 42 22 8 97 291 Tubing cut at prod. Packer

A-21 146 No Tubing 90 23 259 777 Temporary plugged. 1,76 sg KCl WBM below VMB

plug and seawater above plug

A-22A 181 No Tubing 8 189 567

Temporary plugged. 1,03 sg seawater and 100 m Hi- visc pill below the 200 m surface cmt plug that will

be drilled out

A-24B 67 29 33 8 137 411

Tubing volume includes total well volume to top of 4 ½" liner. Scabliner will most likely not be POOH, ie

fluid behind liner will not be circulated out.

A-25A 40 109 13 28 190 570 Tubing cut at top 7" liner

A-26 30 87 8 125 375 ESP completion. Tubing pulled free from sealstem

A-27A 30 90 8 128 384 Tubing cut at top 7" liner

A-28A 30 80 8 118 354 Tubing cut at top 7" liner

A-30A T2 58 109 8 175 525 Tubing cut above sealstem

A-31A T2 52 52 8 112 336 Tubing cut at prod. Packer

A-32D 48 90 126 28 292 876 Tubing cut shallow at ± 4210 mMD

Total 1349 327 2524 106 621 111 135 5173 15519

(25)

25

9 Vedlegg B – Kjemikalietabeller for permanent plugging av brønner på Gyda

Tabellene viser anslått forbruk og utslipp av kjemikalier i forbindelse med permanent plugging av brønner på Gyda for hele perioden. Det er ikke lagt inn sikkerhetsfaktor på borevæsken, mens det for sement er en sikkerhetsfaktor på 50 %. Oppsummering for de ulike bruksområdene ved bruk av vannbasert og oljebasert borevæske vises i henholdsvis Tabell 9 og Tabell 10. Se også beskrivelse i kap. 3.1 Bruk og utslipp av kjemikalier.

9.1 Totalt forbruk og utslipp av kjemikalier

Tabell 9 – Opsjon A - Totalt forbruk og utslipp av kjemikalier per bruksområde ved bruk av vannbasert borevæske

Tabell 10 – Opsjon B - Totalt forbruk og utslipp av kjemikalier per bruksområde ved bruk av oljebasert borevæske Bruksområde

Sum utslipp gult [tonn]

100/104 101 102 100/104 101 102 100/104,

101,102

Vannbasert borevæske 11 951 6 694 338 0 0 189 0 0 189 0 0

Sementkjemikalier 10 018 6 642 17,5 112,6 19,5 15,1 22,8 4,0 41,9 0 0

Rigg-/Hjelpekjemikalier 54,7 5,8 419 0,13 0 2,4 0 0 2,4 4 387 0

Totalt 22 024 13 342 774 113 19,5 207 22,8 4,0 233 4 387 0

Forbruk grønn [tonn]

Utslipp grønn [tonn]

Forbruk rød [tonn]

Utslipp rød [tonn]

Forbruk gul, [tonn] Utslipp gul, [tonn]

Bruksområde

Sum utslipp gult [tonn]

100/104 101 102 100/104 101 102 100/104,

101,102

Oljebasert borevæske 12 015 0 5781 88 252 0 0 0 0 0 0

Sementkjemikalier* 10 018 460 284,2 112,6 19,5 18,6 2,2 0,32 21,1 0 0

Rigg-/Hjelpekjemikalier 54,7 5,8 419 0,13 0 2,4 0 0 2,4 4 387 0

Totalt 22 088 465 6 484 201 271 21,0 2,2 0,32 23,5 4 387 0

* I utslippet inngår overskudd spacer og sement, og 300 liter vaskevann per brønn. Reelt utslipp vil være lavere, da en del vi bli injisert.

Forbruk grønn [tonn]

Utslipp grønn [tonn]

Forbruk gul, [tonn] Utslipp gul, [tonn] Forbruk

rød [tonn]

Utslipp rød [tonn]

(26)

Dok.nr.:

REN-MDIR-2018-0016 Rev.: 01

26

9.2 Opsjon A - Forbruk og utslipp av vannbasert borevæske, 1,60 sg

Tabell 11 - Vannbasert borevæske, sum for 19 standard brønner

Tabell 12 - Vannbasert borevæske, sum for 8 tie-back brønner

Grønn Gul

100/104 Grønn Gul

100/104 Grønn Gul 100/104

Fresh Water Solvent Grønn 5361,248 3285,594 100 5361,248 0 3285,594 0

Potassium Chloride Shale Inhibitor Grønn 870,568 533,520 100 870,568 0 533,520 0

PAC-L Viscosifier Grønn 14,509 8,892 100 14,509 0 8,892 0

N-DRIL™ HT PLUS Viscosifier Grønn 50,783 31,122 100 50,783 0 31,122 0

BARAZAN Viscosifier Grønn 29,019 17,784 100 29,019 0 17,784 0

Soda ash Buffer Grønn 10,882 6,669 100 10,882 0 6,669 0

GEM GP Shale inhibitor Gul 183,182 112,262 100 0 183,182 0 112,262

Barite Weighting agent Grønn 5509,811 3376,639 100 5509,811 0 3376,639 0

Sum, uten "Fresh water" 6668,754 4086,888 6485,572 183,182 3974,626 112,262

Handelsnavn Funksjon Miljø-

kategori

Forbruk [tonn]

Utslipp [tonn]

% andel Totalt forbruk [tonn] Totalt utslipp [tonn]

Grønn Gul

100/104 Grønn Gul

100/104 Grønn Gul 100/104

Sum, uten "Fresh water" 2832 1721 2754 78 1674 47

kategori

(27)

27 Tabell 13 - Vannbasert borevæske, sum for 5 ERD-brønner

Tabell 14 - Vannbasert borevæske, sum for 32 brønner

Grønn Gul

100/104 Grønn Gul

100/104 Grønn Gul 100/104

Sum, uten "Fresh water" 2788 1075 2711 77 1046 30

kategori

Grønn Gul

100/104 Grønn Gul

100/104 Grønn Gul 100/104

Sum, uten "Fresh Water" 12288 6883 11951 338 6694 189

Totalt forbruk [tonn] Totalt utslipp [tonn]

kategori

% andel Utslipp

[tonn]

(28)

Dok.nr.:

REN-MDIR-2018-0016 Rev.: 01

28 Tabell 15 – Beredskapskjemikalier/Cleanout for vannbasert borevæske, sum for 32 brønner

9.3 Opsjon B - Forbruk av oljebasert borevæske, Enviromul NS 1,60 sg

Tabell 16 – Oljebasert borevæske, sum for 19 standard brønner

Grønn Gul

100/104 Gul 101 Grønn Gul

100/104 Gul 101

CFS-926 Well bore clean-up Gul 160.0 112.0 100 0 160.0 0 0 112 0

Oxygon Oxygen scavenger Gul Y1 10.0 7.0 100 0 0 10.0 0 0 7.0

Starcide Biocide Gul 12.8 0.0 100 0 12.8 0 0 0 0

Sourscav H2S scavenger Gul 64.0 0.0 100 0 64.0 0 0 0 0

Sugar Cement retarder Grønn 32.0 28.8 100 32.0 0 0 28.8 0 0

NF-6 Defoamer Gul Y1 12.8 9.0 7.4 89.6 3.0 0.95 11.5 0.38 0.66 8.0 0.27

Citric acid Acidity control Grønn 64.0 12.8 100 64.0 0 0 12.8 0 0

SODIUM BICARBONATE Buffer Grønn 50.0 10.0 100 50.0 0 0 10.0 0 0

Sum 406 180 147 248 10 52 120 7.3

Totalt forbruk [tonn] Totalt utslipp [tonn]

% andel

kategori

Grønn Gul

100/104 Gul 101 Gul 102 Rød Grønn Gul

100/104 Gul 101 Gul 102 Rød

Escaid 120 ULA Base oil Gul 2972,112 0 100 0 2972,112 0 0 0

EZ MUL Emulsifier Gul Y1 195,878 0 0,52 75,1 24,4 1,019 147,104 47,794 0 0

Lime pH control Grønn 145,095 0 100 145,095 0 0 0 0

Duratone E Fluid loss control Gul Y2 188,623 0 18,1 9,5 72,4 34,141 17,919 0 136,563 0

Geltone II Viscosifier Rød 217,642 0 100 0 0 0 0 217,642

CaCl2 Weighting agent Grønn 499,967 0 100 499,967 0 0 0 0

Barite Weighting agent Grønn 5840,061 0 100 5840,061 0 0 0 0

Fresh water Solvent Grønn 1545,258 0 100 1545,258 0 0 0 0

Sum, uten "Fresh Water" 10059 0 6520 3137 48 137 218

% andel Totalt forbruk [tonn]

kategori