1 Introduksjon og oppsummering 1
1.1 Bakgrunn 1
1.2 Oppsummering forbruk og utslipp 2
1.3 Sårbar bunnfauna 3
1.4 Miljørettet risiko- og beredskapsanalyse 3
1.5 Overordnet ramme for aktiviteten 4
1.6 Barrierer 5
1.7 BAT- og BEP-vurdering av kjemikalier 6
1.7.1 Substitusjon 6
1.8 Definisjoner 7
1.9 Forkortelser 8
2 Boreplan 10
2.1 Brønntesting (Drill Stem Test) 14
2.1.1 Brønntesteanlegget 14
2.1.2 Gjennomføring av brønntest 15
2.1.3 Tiltak for å sikre optimal forbrenning 16
2.1.4 Alternative teknologier 17
3 Forbruk og utslipp av kjemikalier 19
3.1 Borevæskekjemikalier 19
3.2 Borekaks 20
3.3 Sementeringskjemikalier 20
3.3.1 Kilder til utslipp av sement og tilsetningskjemikalier 21
3.3.2 Tilsetningskjemikalier 21
3.4 Riggkjemikalier (hjelpekjemikalier) 21
3.4.1 Gjengefett 22
3.4.2 Riggvaskemiddel 22
3.4.3 BOP-væsker 23
3.4.4 Rensing av oljeholdig spillvann 23
3.4.5 Kjemikalier i lukkede system 23
3.5 Kjemikalier for brønnopprensing og brønntesting 24
4 Utslipp til luft 25
4.1 Utslipp ved kraftgenerering 25
4.2 Utslipp ved brønntesting 25
5 Kvantifisering av sot og oljenedfall under brønntesting 27
6 Avfall 28
6.1 Sanitært vann og matavfall 28
7 Planlagte miljørisikoreduserende tiltak 29
8 Miljøforhold ved lokasjonen 31
10.2 Inngangsdata for analysene 34
10.2.1 Oljeegenskaper 35
10.2.2 Definerte fare- og ulykkessituasjoner (DFU) 36
10.2.3 Naturressurser i analyseområdet 36
10.2.4 Influensområder ved drift og spredning av olje 38
10.3 Miljørisiko 47
10.3.1 Miljørisiko sjøfugl 47
10.3.2 Miljørisiko fisk 49
10.3.3 Miljørisiko marine pattedyr 50
10.3.4 Miljørisiko strandressurser 51
10.4 Beredskap mot akutt forurensning 52
10.4.1 Beredskapsbehov åpent hav (Barriere 1a og 1b) 53
10.4.2 Beredskapsbehov kyst (Barriere 2) 53
10.4.3 Beredskapsbehov strand (Barriere 3) 53
10.4.4 Andre ytelseskrav 54
11 Konklusjon 55
12 Referanser 56
13 Vedlegg A - Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier 57
14 Vedlegg B - Beredskapskjemikalier 62
14.1 Beredskapskjemikalier - borevæske 62
14.2 Beredskapskjemikalier - sement 63
14.3 Beredskapskjemikalier - riggkjemikalier 63
2.3 Tid-dybde-kurve ved tørt hull øverst (Pmean - 41 dager) . . . 13
2.4 Tid-dybde-kurve ved funn inkludert testing (Pmean - 66 dager). . . . 13
2.5 Generisk brønntesteanlegg . . . 15
10.1 Inndeling i miljøsoner og eksempler på ressurstyper innen disse, ref. /2/. . . . 37
10.2 Influensområde overflateutslipp. Sannsynlighet for treff av olje på overflaten med mer e . . . 39
10.3 Influensområde sjøbunnsutslipp. Mest sannsynlige utslipp. Sannsynlighet for treff av ol . . . 40
10.4 Oljedriftsimulering av en enkelt hendelse/oljeutblåsning med rate 1467 Sm3/d, ref. /2/. . . . 42
10.5 Sannsynlig THC-konsentrasjon (ppb) i en 10x10 km rute for overflateutslipp med rate n . . . . . . . 44
10.6 Sannsynlighet for stranding, ref. /2/. . . . 46
10.7 Miljørisiko som andel av akseptkriterier i konsekvenskategorier for de sjøfugl-arter kyst . . . 48
10.8 Miljørisiko som andel av akseptkriteriene i konsekvenskategorier for sjøfugl i åpent hav . . . 49
10.9 Miljørisiko som andel av akseptkriterier i konsekvenskategorier for havert og steinkobb . . . 50
10.10 Miljørisiko som andel av akseptkriterier i konsekvenskategorier for strand, ref. /2/. . . . 51
2.1 B r ø n n t e s t i n g s a l t e r n a t i v e r . . . 17
3.1 E s t i m e r t f o r b r u k o g u t s l i p p a v b o r e v æ s k e k j e m i k a l i e r v e d b o r i n g a v 3 6 / 7 - 4 C a r a . . . . 20
3.2 E s t i m e r t m e n g d e b o r e k a k s p e r s e k s j o n f o r 3 6 / 7 - 4 C a r a . . . 20
3.3 E s t i m e r t f o r b r u k o g u t s l i p p a v s e m e n t e r i n g s k j e m i k a l i e r v e d b o r i n g a v b r ø n n 3 6 / 7 - 4 C . . . 20
3.4 E s t i m e r t f o r b r u k o g u t s l i p p a v r i g g k j e m i k a l i e r v e d b o r i n g a v 3 6 / 7 - 4 C a r a ( 6 6 d a g e r s o p . . . 22
3.5 O v e r s i k t o v e r k j e m i k a l i e r i l u k k e t s y s t e m m e d å r l i g f o r b r u k p å o v e r 3 0 0 0 k g / å r , i n k l . e s . . . 23
3.6 E s t i m e r t f o r b r u k o g u t s l i p p a v k o m p l e t t e r i n g s k j e m i k a l i e r u n d e r t e s t i n g a v 3 6 / 7 - 4 C a r a . . . 24
4.1 U t s l i p p t i l l u f t i f o r b i n d e l s e m e d k r a f t g e n e r e r i n g u n d e r b o r i n g a v 3 6 / 7 - 4 C a r a ( 6 5 d a g e . . . 25
4.2 U t s l i p p t i l l u f t i f o r b i n d e l s e m e d b r ø n n t e s t i n g a v 3 6 / 7 - 4 C a r a . . . . 26
4.3 U t s l i p p s f a k t o r e r f o r b r ø n n t e s t i n g . . . 26
5.1 E s t i m a t p å u t s l i p p a v s o t o g o l j e n e d f a l l u n d e r t e s t i n g a v C a r a . . . . 27
10.1 E N G I E E & P s a k s e p t k r i t e r i e r f o r a k u t t f o r u r e n s n i n g , r e f . / 1 1 / . . . . 34
10.2 G r u n n l a g s d a t a f o r 3 6 / 7 - 4 C a r a . . . . 35
10.3 R a t e - o g v a r i g h e t s m a t r i s e , r e f . / 1 4 / . . . 36
10.4 T r e f f s a n n s y n l i g h e t , d i m e n s j o n e r e n d e d r i v t i d o g e m u l s j o n s r a t e ( 9 5 - p r o s e n t i l e r ) i n n t i l b . . . 53
13.1 E s t i m e r t f o r b r u k o g u t s l i p p a v b o r e v æ s k e k j e m i k a l i e r - 3 6 / 7 - 4 C a r a h o v e d b r ø n n . . . . 58
13.2 E s t i m e r t f o r b r u k o g u t s l i p p a v k o m p l e t t e r i n g s k j e m i k a l i e r - 3 6 / 7 - 4 C a r a t e s t i n g . . . 59
13.3 E s t i m e r t f o r b r u k o g u t s l i p p a v s e m e n t e r i n g s k j e m i k a l i e r 3 6 / 7 - 4 C a r a - h o v e d b r ø n n . . . . 60
13.4 E s t i m e r t f o r b r u k o g u t s l i p p a v s e m e n t e r i n g s k j e m i k a l i e r 3 6 / 7 - 4 C a r a - 7 " l i n e r . . . . 60
13.5 E s t i m e r t f o r b r u k o g u t s l i p p a v r i g g k j e m i k a l i e r v e d b o r i n g a v 3 6 / 7 - 4 C a r a ( 6 6 d a g e r s o p . . . 61
13.6 E s t i m e r t f o r b r u k o g u t s l i p p a v r e n s e k j e m i k a l i e r v e d b o r i n g a v 3 6 / 7 - 4 C a r a ( 6 6 d a g e r s . . . 61
14.1 B e r e d s k a p s k j e m i k a l i e r b o r e v æ s k e v e d b o r i n g a v 3 6 / 7 - 4 C a r a . . . 62
14.2 B e r e d s k a p s k j e m i k a l i e r v e d t e s t i n g a v 3 6 / 7 - 4 C a r a . . . . 63
1 Introduksjon og oppsummering
1 Introduksjon og oppsummering 1
1.1 Bakgrunn
ENGIE E&P Norge AS (ENGIE E&P) søker med dette Miljødirektoratet om tillatelse til virksomhet som medfører utslipp til luft og sjø, og som genererer avfall under boring av letebrønn 36/7-4 Cara i PL636.
ENGIE E&P er operatør i lisensen med 30 % eierandel, og partnere er Wellesley Petroleum AS, Idemitsu Petroleum Norge AS og Tullow Oil Norge AS med hhv. 20 %, 30 % og 20 % eierandeler. Denne søknaden er utarbeidet i henhold til Forurensningslovens kapittel 3 §11, Aktivitetsforskriften Kap. XI, og
Styringsforskriften, samt tilhørende veiledninger.
Brønn 36/7-4 vil bli lokalisert i den nordlige delen av Nordsjøen ca. 6 km nordøst for Gjøa og ca. 35 km fra Norskekysten (Melværet i Atløy-Værlandet), se Figur 1.1. Vanndypet er 348 m MSL på borelokasjonen og havbunnen består av mykt, mudderholdig sediment, ref. /1/. Brønnen vil bli boret med den halvt
nedsenkbare boreriggen Transocean Arctic. Tidligste oppstart er 13. juni 2016, og operasjonen er planlagt å vare i maksimalt 66 dager (inkl. logging, kjerneboring og brønntesting).
Formålet med boringen av Cara er å:
Bore, evaluere og forlate brønnen på en sikker måte uten skade på mennesker, miljø eller utstyr Påvise tilstedeværelse av produserbare hydrokarboner i Agat-formasjonen
Påvise kommersielt produserbart reservoar gjennom datainnsamling av høy kvalitet Bestemme hydrokarbon-vannkontakt
Ta vannprøve av høy kvalitet for å begrense usikkerheten i den petrofysiske evalueringen og for å danne grunnlag for videre plannlegging av vanninnjeksjon
Ta hydrokarbonprøver for å vurdere verdi og produktivitet
Oppfylle konsesjonsplikten for lisens PL636 ved å bore til enten total dybde på minst 100 m inn i Draupne-formasjonen eller til minimum 2500 m MSL
Ferdigstille brønnen senest 03.02.2017 (siste frist for lisensen)
Figur 1.1 Lokalisering av letebrønn 36/7-4 Cara.
1.1 Bakgrunn 2
1.2 Oppsummering forbruk og utslipp
Søknaden beskriver forventede bruks- og utslippsmengder av kjemikalier kategorisert som gule eller grønne.
Miljøkategorisering av kjemikaliene er basert på retningslinjer gitt i Aktivitetsforskriften § 63. I tillegg er det beskrevet forventet utslipp til luft i forbindelse med kraftgenerering, samt rutiner knyttet til håndtering av avfall. Det vil være energiproduksjon med dieseldrevne motorer for drift av riggen.
ENGIE E&P søker om tillatelse til forbruk og utslipp henholdsvis 125,32 og 51,09 tonn av kjemikalier kategorisert som gule, samt 1524,52 og 1112,21 tonn kategorisert som grønne for den planlagte
operasjonen på 36/7-4 Cara (se Tabell 1.1). Forbruk og utslipp av kjemikalier/komponenter er beskrevet i 3 Forbruk og utslipp av kjemikalier, og detaljer er gitt i 13 Vedlegg A - Planlagt forbruk og utslipp av
kjemikalier.
Totalt utslipp til luft i forbindelse med kraftgenerering og testing er vist i Tabell 1.2.
Tabell 1.1 Totalt forbruk og utslipp av kjemikalier under boring av 36/7-4 Cara.
Gul Y1 Y2 Y3 Gul Y1 Y2 Y3
Borevæskekjemikalier - hovedbrønn 776,45 624,14 56,59 0,00 0,00 0,00 42,45 0,00 0,00 0,00
Borevæskekjemikalier - testing 391,93 391,93 42,87 0,00 0,00 0,00 4,52 0,00 0,00 0,00
Sementeringskjemikalier - hovedbrønn 300,39 66,62 19,47 2,45 0,00 0,00 2,11 0,23 0,00 0,00
Sementeringskjemikalier - 7" liner ifm. testing 33,77 13,19 0,00 1,00 0,00 0,00 0,00 0,05 0,00 0,00
Riggkjemikalier 19,99 16,13 0,47 0,54 1,64 0,00 0,062 0,00 1,64 0,00
Rensekjemikalier (slop) 1,99 0,20 0,27 0,00 0,00 0,00 0,03 0,00 0,00 0,00
TOTALT (tonn) 1524,52 1112,21 119,68 3,99 1,64 0,00 49,16 0,29 1,64 0,00
36/7-4 Cara Forbruk stoff i
grønn kategori (tonn)
Utslipp stoff i grønn kategori
(tonn)
Forbruk stoff i gul kategori (tonn) Utslipp stoff i gul kategori (tonn)
Tabell 1.2 Totalt utslipp til luft under operasjon og testing av 36/7-4 Cara.
Utslipp til luft CO2
(tonn)
NOX
(tonn) nmVOC (tonn) SOX
(tonn)
CH4 (tonn)
Kraftgenerering boring - totalt 4842,27 82,18 7,64 4,28 -
Brønntesting 6068,26 10,28 5,50 5,64 0,0828
TOTALT 10910,53 92,46 13,13 9,92 0,0828
1.2 Oppsummering forbruk og utslipp 3
1.3 Sårbar bunnfauna
Basert på borestedsundersøkelse er ingen potensielt sensitive habitater, som kaldtvannskoraller eller dype havsvampsamfunn, identifisert, ref. /1/.
1.4 Miljørettet risiko- og beredskapsanalyse
Det er gjennomført en miljørisiko- og beredskapsanalyse for brønnen (ref. /2/) i henhold til NOROGs og NOFOs veiledninger.
Miljørisikoen er vurdert som moderat til høy. Den maksimale miljørisikoen er beregnet for havhest kystnært, med rundt 34 % av ENGIE E&Ps akseptkriterier. Miljørisikoen, regnet som et gjennomsnitt for hele
analyseperioden, er lavere for sjøfugl i åpent hav. Den beregnede miljørisikoen for marine pattedyr, fisk og strandressurser er lav.
Beredskapsanalysen for letebrønn Cara viser et behov for 2 NOFO-systemer i den havgående beredskapen.
Fullt utbygd barriere 1a og b skal være etablert innen 10 timer. Kystnært etableres en beredskap med kapasitet tilsvarende 10 kystsystemer fordelt på 9 prioriterte områder.
1.5 Overordnet ramme for aktiviteten
Boreoperasjonen vil bli gjennomført i henhold til ENGIE E&P 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 mulig.
Miljøstyring er en integrert del i HMS-styringen i ENGIE E&P. Miljøvurderinger skal være en integrert del av planleggings- og beslutningsprosesser i alle selskapets aktiviteter. For å ivareta selskapets miljømål skal beste tilgjengelige teknikker (BAT) og beste miljømessige praksis (BEP) benyttes i planlegging og
gjennomføring av aktiviteter.
Boringen vil bli gjennomført i samsvar med lisenskravene gitt til PL636. Det er ikke gitt spesielle miljøkrav til lisensen.
ENGIE E&P Health, Safety and Environment Policy:
"Our Goal is to conduct our business activities with no harm to people, no damage to the environment and no accidents, today and in the future.
ENGIE E&P requires the active commitment to, and accountability for, HSE from all our people, employees and contractors alike.
We believe that all incidents are preventable in all our activities and we require the relentless collaborative effort of professional and responsible individuals to drive this ambition.
Together, we will:
Take care of our people (including contractors and stakeholders) in all work related activities through risk identification, assessment and management
Integrate HSE in decision making and in the management and execution of all activities Ensure that safety takes precedence over production, cost and schedule
Achieve the highest level of HSE performance by demonstrating professional conduct and compliance to all applicable laws and regulations
Learn from incidents and near incidents, encouraged and facilitated to share our experience and insights by our no blame culture
Intervene when unsafe situations occur
Prevent major accidents by suitable and effective implementation of our Global Operational Integrity Management Standard (GOIMS) and our HSE Management System
Minimize our impact on the environment through pollution prevention, reduction of natural resource consumption and emissions, and the reduction and recycling of waste
Communicate openly with our stakeholders and ensure an understanding of our HSE Policy, our standards and performance
Continuously improve our HSE results by monitoring the suitability and effectiveness of our management standards and systems, and learning from industry best practice.
All personnel working on behalf of ENGIE E&P shall comply
with this policy and be proactive in the pursuit of our zero accident goal"
1.5 Overordnet ramme for aktiviteten 4
Transocean QHSE Policy Statement
"Transocean's Quality, Health, Safety and Environment policies support our goal of achieving our company's vision. All of our actions will be guided by our FIRST Core Values - Financial Discipline, Integrity and Honesty, Respect, Safety and Technical Leadership. We will conduct our operations in an incident-free workplace, all the time, everywhere.
The fundamental expectations within our QHSE management system are:
We will work in a safe and environmentally responsible manner.
We will comply with our Company Management System and all applicable laws and regulations at all times.
We will conform to agreed Customer requirements.
We will promote and maintain service quality and facilitate continuous improvement within each business process.
We will regularly establish and review objectives as part of our continuous improvement effort.
We will participate in developing action plans using Company approved processes.
We will participate in our START and THINK processes, and call a "Time Out for Safety" when necessary.
We will report and respond to all incidents of any kind.
We will conduct our business to limit adverse impact to the environment and prevent pollution."
1.5 Overordnet ramme for aktiviteten 5
1.6 Barrierer
Den som driver virksomhet som kan medføre akutt forurensning skal sørge for en nødvendig beredskap for å hindre, oppdage, stanse, begrense og fjerne virkningen av forurensningen. Robusthet i hver barriere og uavhengighet mellom barrierene, som nevnt i veiledningen til Styringsforskriften § 5 om barrierer, er i fokus hos ENGIE E&P. Basert på dette forholder ENGIE E&P seg til oversikten gitt i Tabell 1.3, og mener gjennom dette at vi har et robust oppsett i forhold til barrierer og uavhengighet mellom disse.
Tabell 1.3 Barrierer
UTBLÅSNING KJEMIKALIEUTSLIPP
Stanse Stenge BOP Avlastningsbrønn
Capping and containment utstyr Begrense NOFO systemer
Dispergeringsmidler
Fjerne Oppsamling med NOFO skimmere Kyst- og strandrensing
Hindre
Oppdage SBV har Miros og bærbart IR-kamera.
Overvåknings- og varslingssystemer ombord på riggen. Detaljeres i oljevernplanen
Måleinstrumenter Vekt på borevæske
Robust brønndesign Formasjonsstyrkekrav Relevante prosedyrer
Stengte drain plugger Oppsamlingsbakker/kanter Oppsamlingsutstyr
Låste tankplugger/ventiler Vedlikehold
Inspeksjoner
Relevante prosedyrer
Sette på plass drain plugger Lukk ventiler
Granskning Forbedringstiltak Skifte deler
Oppdatere prosedyrer Økt/bedre vedlikehold
1.7 BAT- og BEP-vurdering av kjemikalier
ENGIE E&P legger vekt på å velge kjemikalier som gir minst mulig miljøskade ved utslipp til sjø. I den sammenheng er det fokus på å velge kjemikalier etter vurdering av BAT, teknisk ytelse, erfaring fra drift, hensyn til helsefaktorer og miljømessige hensyn.
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 vil unngås brukt.
Borevæskekjemikaliene er valgt med den tekniske spesifikasjonen som kan løse de utfordringene man antar vil oppstå under boring av brønnen. Da velges de mest miljøvennlige løsningene ut fra de produktene som er tilgjengelige, og som samtidig kan ivareta sikkerheten og barrierefunksjonene. Under operasjon av Cara vil det ikke brukes eller slippes ut kjemikalier kategorisert som gule Y3 eller røde.
Det er ingen sementeringskjemikalier eller riggkjemikalier som er planlagt brukt som er kategorisert å medføre moderat, høy eller alvorlig risiko for miljøet.
1.7 BAT- og BEP-vurdering av kjemikalier 6
1.7.1 Substitusjon
Det jobbes kontinuerlig med kjemikaliesubstitusjon. For Cara-brønnen planlegges kun bruk og utslippp av kjemikalier i gul og grønn miljøkategori. Av disse kjemikaliene er størst miljørisiko knyttet til kjemikalier i kategori gul Y2, dvs. produkter som brytes langsomt ned og gir opphav til stabile komponenter som ikke er farlige for miljøet. Dermed er disse akseptable, men det settes fokus på denne type produkter som et føre- var prinsipp. Ombord på Transocean Arctic brukes en BOP væske som er kategorisert som gult Y2. Y2- kategorien utgjør 3,2 % av det totale utslippet av kjemikalier kategorisert som gule.
Det jobbes også med substitusjon av kjemikalier i lukkede system - kjemikalier som i utgangspunkt ikke går til utslipp. Det foreligger prosesser ombord på riggen knyttet til både substitusjon og kvalitetssikring av kjemikalier mhp. boretekniske problemstillinger og den totale miljøgevinsten. Blant annet har riggen substituert Castrol Hyspin M32 i svart miljøkategori med Castrol Biobar 32 i rød miljøkategori.
Det har vært fokus på utfasing av AFFF brannvannskum, og riggen har ikke dette produktet om bord lenger. I 2015 ble Artic Foam 203 AFFF 3% erstattet med RE-HEALING FOAM RF3LV (3 %).
Ved kontraktsinngåelse og oppfølging av leverandørene følger ENGIE E&P opp planlegging for bruk av, og substitusjon eller utfasing av, farlige kjemikalier som går til utslipp. Selv om enkelte substitusjonsprosesser hos kjemikalieleverandørene har lengre varighet enn tiden det tar å planlegge og gjennomføre Cara- operasjonen, samarbeider vi med kjemikalieleverandørene og prøver å påvirke prosessene.
1.8 Definisjoner
Akseptkriterier Kriterier som benyttes for å uttrykke et akseptabelt risikonivå i virksomheten, uttrykt ved en grense for akseptabel frekvens for en gitt miljøskade
Barriere Fellesbetegnelse for en samlet aksjon i et avgrenset område; kan inkludere ett eller flere system.
Bekjempelse Alle tiltak som gjennomføres i akuttfasen av en forurensningssituasjon og som skal hindre at oljen sprer seg (strakstiltak ved å stanse lekkasjen, begrense utstrekningen, hindre spredning, samle opp fra sjøen, lede oljen forbi sensitive områder og hindre strandet olje fra å bli remobilisert).
Dispergering Når den ene væsken eller et fast stoff (materiale), brytes ned til svært små, mikroskopiske partikler eller dråper, som flyter rundt i den andre væsken. Disse er ikke sammenblandet, men fint fordelt i hverandre fordi de har ulik polaritet.
Emulsjon En blanding av to væsker som ikke er fullstendig løselige med hverandre. Den ene væsken er fordelt som dråper i den andre væsken. Oljeemulsjon er at olje tar til seg vann og den er generelt oppsamlingsbar når emulsjonen har en viskositet på 1000 cP og høyere.
Forvitring Nedbrytning av olje i miljøet. Forvitringsanalysen måler fysiske og kjemiske egenskaper for oljen til stede i miljøet over tid.
Influensområde Området med større eller lik 5 % sannsynlighet for forurensning med mer enn 1 tonn olje innenfor en 10 x 10 km rute, iht. oljedrifts-beregninger.
k, h og skin k beskriver strømningsmotstand i reservoaret, h sier noe om hvor tykk produserende formasjonen er, skin er en faktor som beskriver strømningsmotstand fra reservoaret inn i brønnen
Korteste drivtid Tiden det tar fra utslippets start til den første oljen når kyst- og strandsonen.
OSCAR OSCAR er en 3-dimensjonal oljedrifts- og beredskapsmodell som beregner oljemengde på sjøoverflaten, på strand og i sedimenter samt konsentrasjoner i vannsøylen.
Persentil P-persentil betyr at p prosent av observasjoner i et utfallsrom er nedenfor verdien for p-persentilen. En 25-persentil er da slik at 25 % av data/observasjoner er under den gitte verdien, mens 75 % er over.
PLONOR Pose Little Or No Risk to the Marine Environment er en liste fra Oslo/Paris (OSPAR) konvensjonen over kjemikalier som antas å ha liten eller ingen effekt på det marine miljø ved utslipp.
Responstid Sammenlagt mobiliseringstid, gangtid og utsettelse av lenser.
Restitusjonstid Restitusjonstiden er oppnådd når det opprinnelige dyre- og plantelivet i det berørte samfunnet er tilbake på tilnærmet samme nivå som før utslippet (naturlig variasjon tatt i betraktning), og de biologiske prosessene fungerer normalt. Bestander anses å være restituert når bestanden er tilbake på 99 % av nivået før hendelsen. Restitusjonstiden er tiden fra et oljeutslipp skjer og til restitusjon er oppnådd.
Viskositet Sier noe om hvor tyktflytende væsken er. En lav viskositet gir tyntflytende væske, høy viskositet innebærer en tykk/seig konsistens.
1.8 Definisjoner 7
1.9 Forkortelser
FORKORTELSE BESKRIVELSE
AFFF Aqueous Film Forming Foam
APN Akvaplan-niva
BAT Best Available Technique (beste tilgjengelige teknikk) BEP Best Environmental Practice (beste miljøpraksis)
BSS Baroid Surface Solution
BOP Blow Out Preventer
DFU Definert fare- og ulykkeshendelse/-situasjon
DST Drill Stem Test
EE Elektrisk og elektronisk
FLIR Forward looking Infrared camera
HI Havforskningsinstituttet
HOCNF Harmonised Offshore Chemical Notification Format (økotoksikologisk dokumentasjon)
IR Infrarød
KSAT Kongsberg Satellite services
MDT modulært formasjonsdynamikk tester system MEMW Marine Environmental Modelling Workbench
MIRA Miljørisikoanalyse
MSL Mean Sea Level (Gjennomsnittlig havnivå) NOFO Norsk Oljevernforening for Operatørselskap NOROG Norsk olje og gass (tidl. OLF)
OLF Oljeindustriens Landsforening, nå Norsk olje og gass OSCAR Oil Spill Contingency And Response Model
PL Produksjonslisens
ppb Parts Per Billion
RKB Rotary Kelly Bushing (referansenivå boredekk)
ROV Remotely Operated Vehicle
RT Rotary Table
SEAPOP Seabird populations. Overvåkings- og kartleggingsprogram for sjøfugler
SLAR Side Looking Airborne Radar
SBV Standby Vessel
sg Specific gravity (egenvekt)
TD Total dybde
THC Total HydroCarbons
TVD True Vertical Depth (sann vertikal dybde)
VBB Vannbasert borevæske
1.9 Forkortelser 8
FORKORTELSE BESKRIVELSE
VØK Verdsatt økosystemkomponent
1.9 Forkortelser 9
2 Boreplan
Boreoperasjonen er planlagt gjennomført med den halvt nedsenkbare boreriggen Transocean Arctic, (Figur 2.1). Tidligste borestart vil være 13. juni 2016. Estimert varighet for boreoperasjonen er 41 dager for tørr brønn og 66 dager ved funn, inkludert logging, kjerning og en mulig brønntest (DST).
Figur 2.1 Leteriggen Transocean Arctic.
Cara vil ha en total dybde på ca. 2724 m TVD RKB, 80 m inn i Åsgardformasjonen, både ved tørr brønn og ved funn. Primærmålet er Agat sandsteinsformasjon i Cromer Knoll-gruppen som forventes å inneholde gass og olje. Maksimum forventet bunnhullstemperatur er 101°C og maksimalt trykk ved brønnhodet er 345 bar (trykktest for 9 5/8"-foringsrør og 7"-forlengningsrør).
Normalt poretrykk er estimert ned til 740 m TVD RKB i intra Lista-formasjonen, før trykket øker jevnt til 1,10 sg i intra Våle-formajonen (125 bar) ved 1200 m TVD RKB. Trykket er så stabilt ned 1738 m TVD RKB i Kyrre-formasjonen før porestrykket synker til hydrostatisk i intra-Kyrre-formasjonen ved 2000 m TVD RKB.
Trykket øker til 1,07 sg i Trygvassonformasjonen før det synker igjen til 1,05 sg ved toppen av Agat- reservoaret ved 2439 m TVD RKB. Trykket synker videre til hydrostatisk ved bunnen av reservoaret ved 2568 m TVD RKB og er hydrostatisk ned til total dybde på ca. 2724 m TVD RKB.
2 Boreplan 10
9 7/8" pilothull, 36"-seksjonen og 26"-seksjonen er planlagt boret med sjøvann og høyviskøse piller av bentonitt med retur til havbunnen. 26"-hullet vil bli fortrengt med vannbasert borevæske (VBB) før kjøring av 20" foringsrør. 17 1/2", 12 1/4" og 8 1/2"-seksjonene vil bli boret med et vannbasert borevæskesystem.
Avhengig av resultater fra brønnen kan det bli aktuelt å utføre en brønntest. Da vil et 7" forlengningsrør kjøres og sementeres, samt produksjonsrør kjøres, før brønnen åpnes for testing. Brønnen vil bli permanent
plugget og forlatt i henhold til NORSOK D-010, ref. /4/.
Bakgrunn for å gjennomføre brønntest på Cara er at dette vil kunne gi svar på størrelsen og
strømningspotensialet for reservoaret og om funnet er drivverdig. Alternativt vil et funn uten brønntesting føre til at en avgrensningsbrønn med påfølgende brønntest bores i utredningsfasen av PL636. Dette vil dermed føre til en større miljøbelastning totalt sett sammenlignet med å brønnteste ved første letebrønn i Cara prospektet. Geologisk funnsannsynlighet for Cara er rundt 25-30%. I ca. 80 % av tilfellene for funn vil reservoaret være mulig drivverdig. Totalt sett vil dermed sannsynligheten for testing være rundt 20%.
En detaljert beskrivelse av den planlagte operasjonen, inkludert barrierefilosofi, er gitt i boreprogram, ref. /5/.
Tidsplan for boreoperasjonen ved tørt hull og funn er vist i hhv. Figur 2.3 og Figur 2.4.
2 Boreplan 11
Figur 2.2 Brønnskisse av 36/7-4 Cara.
2 Boreplan 12
Figur 2.3 Tid-dybde-kurve ved tørt hull øverst (Pmean - 41 dager)
Figur 2.4 Tid-dybde-kurve ved funn inkludert testing (Pmean - 66 dager).
2 Boreplan 13
2.1 Brønntesting (Drill Stem Test)
Avhengig av brønnresultatet ved boring av Cara, planlegges det å gjennomføre en brønntest (Drill Stem Test, DST). Testen vil kjøres i Agat sandstein formasjon dersom en betydelig oljekolonne påtreffes og kjerneprøver, wireline logging, og væskeprøver fra reservoarbergarter tilsier gode resultater. En brønntest vil ha stor verdi for forståelsen av reservoarets utstrekning og produksjonsegenskaper, og for å bevise kommersiell
brønnproduktivitet i Cara prospektet.
De viktigste dynamiske usikkerhetene på Cara prospektet er produktiviteten i Agatformasjonen, reservoartilkobling og risikoen for kammerdeling. Undersøkelsesradius på testen er avhengig av reservoaregenskapene, men testen vil kjøres for å undersøke reservoarets avgrensning. Det planlagte designet av testen kan bli revidert avhengig av brønnresultatene og overflateavlesningsdata som blir tilgjengelig under testeoperasjonen. Hvis resultatene av DST blir positive, vil utbygging av feltet bli vurdert videre.
Formål med brønntesting er å:
Vurdere produktiviteten i Agat-reservoaret og verifisere økonomiske produksjonsrater Undersøke reservoarets utstrekning, kontinuitet og potensielle strømningsgrenser Bestemme reservoaregenskaper (k, h og skin) og redusere usikkerhet
Ta representative væskeprøver (overflate og nedihulls) Skaff informasjon om reservoartrykk og -temperatur Måle sporstoffinnholdet (H2S, CO2)
Den endelige beslutningen om å teste vil være basert på kjerneprøver, wireline logging og reservoarvæskeprøver som blir skaffet fra MDT.
2.1 Brønntesting (Drill Stem Test) 14
2.1.1 Brønntesteanlegget
Brønntesten gjennomføres ved at en midlertidig produksjonstreng instaleres i brønnen og brønnen blir perforert og hydrokarboner ledes opp til produksjonsanlegget på riggen. Her blir strømmen av
hydrokarbonene målt før disse brennes på riggen.
Figur 2.5 viser et generisk brønntestanlegg.
ENGIE E&Ps valg av testeutstyr er basert på at det beste tilgjengelige utstyret og de beste teknikkene benyttes for å redusere forurensning. Testeoperasjonen vil bli utformet og forvaltet på en slik måte at en best mulig forbrenning av brønnstrømmen oppnås og utslipp til sjø minimeres. En viktig komponent er
brennerhoder med høy effektivitet og god forbrenning. Disse type brenner produserer mindre
hydrokarbondråper enn konvensjonelle brennere, noe som reduserer potensialet for at hydrokarboner faller ut ved flammen. Brennerne har blitt mye brukt i Nordsjøen, og har vist seg å være meget effektive.
Brenneren kan håndtere vannkutt på opp til 10-30 %, men det er ikke forventet noen vannproduksjonen under brønntesten. Under oppstart av brønnstrømmen, vil produserte væsker bli samlet i en tank. Rene brennbare væsker (hydrokarboner) vil bli brent, mens resten av væskene vil bli sendt til land for
forskriftsmessig avhending.
Figur 2.5 Generisk brønntesteanlegg
2.1.1 Brønntesteanlegget 15
2.1.2 Gjennomføring av brønntest
Dersom brønnen vil bli testet vil en liner bli kjørt og sementert. Før installering av testestrengen vil BOP og stigerøret bli renset og skrapet før det sirkuleres og fortrengt med et lavpartikkel vannbasert
kompletteringsvæskesystem som brukes gjennom hele testefasen. Kjemikaliene som brukes til rengjøring av brønnen vil bli sluppet til sjø (se Tabell 3.6). Valg av borevæskesystem er basert på følgende:
Hindre hydratdannelse ved bruk av MEG Redusere friksjon ved kjøring av testestreng Optimalisere for bruk av nedihulls testeventiler
Før perforering, vil teststrengen vil bli fortrengt til baseolje (XP-07) for å generere et underbalansert trykk over reservoarintervallet. Baseoljen vil bli faklet, mens den bringer brønnen på nett etter perforering av reservoaret. MEG vil bli injisert undervanns inn i brønnstrømmen tidlig i hver strømningsperiode for å
forhindre eventuelle hydrater dannes på grunn av kalde «statiske» brønntemperaturer. Når brønnen starter å strømme vil baseoljen produseres først. Men før rene hydrokarboner kommer til overflaten vil en blanding av baseolje, saltlake (NaCl brine) og borevæske komme frem. Denne blandingen vil bli samlet inn og sendt til land da det ikke fins en garanti for tilstrekkelig brenning av dette.
Hele testeoperasjonen er planlagt å vare i 16 dager, men selve strømningen av brønnen vil forgå i flere korte perioder med påfølgende innestengning og trykkoppbygging for å analysere reservoaret. Totalt er det derfor estimert at brønnen skal strømme i 46 timer, som er basis for utslippsberegningene.
Testeanlegget består blant annet av separasjonsutstyr, hvor det er mulig å injisere kjemikalier for en forenklet behandling. I tillegg til selve prosessutstyret brukes det også lagertanker slik at man har tilstrekkelig kapasitet til å separere og mellomlagre produserte væsker som ikke kan brennes. Disse tankene har hjelpepumper koblet opp for væskeoverføring til transporttanker slik at slop, kompletteringsvæske og væske som har vært i kontakt med olje eller reservoaret og som er vanskelig å brenne, samles opp i transporttanker og sendes til land for forskriftsmessig behandling.
Hovedkomponentene i et testeanlegg er følgende:
Komponent Beskrivelse
DST tool Midlertidlig komplettering i brønnen.
Undervannstre Sikkerhetsventil og avkoblingsmulighet for testestrengen plassert i BOP.
Testtre Brønnstrømmen kommer til overflaten via produksjonsrøret i brønnen, som er koblet til overflate testtreet på boredekket. Testtreet er utstyrt med sikkerhetsventiler. Fra testtreet blir brønnstrømmen koblet til
høytrykkslinjen til brønntestområdet via armerte, fleksible slanger. Testtreet er en del av barrieresystemet i brønnen.
Chokemanifold På chokemanifolden kontrolleres produksjonen fra brønnen, den er utstyrt med blokkeringsventiler og en justerbare strupeventil.
Varmeveksler Væskene går fra chokemanifolden via en varmeveksler til testseparatoren. Varmeveksleren justerer
temperaturen på brønnstrømmen til ønsket nivå for å oppnå best mulig separasjonseffekt i testseparatoren. I tillegg vil varm olje forbrenne bedre.
Testseparator I testseparatoren skilles olje, gass og eventuelt produsert vann i separate faser ved hjelp av gravitasjon.
Gassen går til høytrykksfakkel på brennerbommen. Oljen går til brennerhodet på brennerbommen, mens eventuelt utskilt vann samles på en atmosfærisk lagertank.
Atmosfærisk lagertank
Her samles væske som er vanskelig å brenne (slop, kompletteringsvæske og væske som har vært i kontakt med olje eller reservoaret). Væsken pumpes over i små lagertanker for transport til land og forskriftsmessig behandling.
Kalibreringstank En kalibreringstank benyttes for å kontrollere og kalibrere oljemålerne under drift for å sjekke målt volum. En korreksjonsfaktor benyttes på oljemålingen for å få den så korrekt som mulig. Fra kalibreringstanken pumpes oljen til brennerhodet på brennerbom. Gass fra kalibreringstank går til lavtrykksfakkel på brennerbommen.
Pumpe Fra kalibreringstanken pumpes oljen til brennerhodet på brennerbommen.
Kompressor Flere kompressor enheter brukes for å skaffe luft til brennerhodene. Luften tilføres for å forstøve oljen og til oksygen selve forbrenningen.
Brennerbom Testeanlegget er utstyrt med to brennerbommer lokalisert på hver sin side av riggen. I tillegg til brennerhodet er brennerbommen utstyrt med høytrykksfakkel og lavtrykksfakkel.
Brennerhode Brennerhodet er lokalisert på brennerbommen. Brenneren har dyser med forbedret luftinnsug for å sørge for størst mulig grad av fullstendig forbrenning.
Høytrykksfakkel Gass fra testeseparatoren går til høytrykksfakkel, lokalisert på brennerbommen.
Planlagt forbruk og utslipp av kompletteringskjemikalier for rengjøring av brønnen før testing er vist i Tabell 13.2. I utgangspunktet brukes det ingen andre kjemikalier, men hvis det oppstår noe uforutsett, vil man ha noen kjemikalier i beredskap, vist i Tabell 14.2. Utslipp til luft i forbindelse med testing er vist i Tabell 4.2.
2.1.2 Gjennomføring av brønntest 16
2.1.3 Tiltak for å sikre optimal forbrenning
Brønntesting vil bli planlagt og styrt på en måte som gjør at man reduserer totalforbruket av olje og gass mest mulig og sikrer høyeffektiv forbrenning for å minimalisere utslipp:
For å redusere forbruk av olje og gass benyttes det nedihullsensorer i brønnen som formidler sanntidsdata (reservoartrykk og temperatur) til riggen og gjør det mulig å optimalisere strømning og kutte produksjonsperioder så snart nødvendige data er innsamlet.
Kortere testvarigheter betyr mindre volum av forbrent gass og olje og dermed mindre utslipp. I tillegg reduseres total tid riggen er i bruk.
Forbrenningen i oljebrennerne og gassfaklene overvåkes kontinuerlig for å sørge for optimal forbrenning og umiddelbar deteksjon av eventuelt oljesøl.
Det er et overordnet mål å gjennomføre brønntesten med så små utslipp som praktisk mulig, inkludert å minimalisere røykdannelse. Skulle oljeutfall til sjø eller sotutfelling inntreffe, vil
forbrenningsparameterne bli justert for å optimalisere forbrenningen. Om dette ikke umidelbart kan gjøres vil produksjonen stanses og ikke startes igjen før problemet er løst.
Barrierer som skal forhindre oljesøl på dekk under testing inkluderer:
Automatisk prosessnedstengingssystem som er ihht. NORSOK D-007, ref. /19/.
Nødstopp knapper flere plasser på riggen som stenger ned produksjonen. Det blir informert at det er alles plikt å stenge ned produksjonen om noen blir oppmerksom på forurensing.
Spillkanter rundt hele brønntestområdet, ihht. NORSOK D-007 (ref. /19/). Dette kan håndtere et utslipp som tilsvarer minimum 110 % av volumet i den største tanken i anlegget.
Dekkdreneringspunkter som er mekanisk blokkert og forseglet for å hindre eventuelt oljesøl på dekk fra å komme ned i riggens dreneringssystem.
Kontinuerlig bemanning av brønntestanlegget i drift.
Et beredskapsfartøy utstyrt med fjernmålingssystem som vil overvåke havoverflaten under
brønntesten. Om en hendelse skulle inntreffe og olje observeres på havoverflaten, vil nødvendige tiltak gjennomføres ihht. utslippets størrelse.
2.1.3 Tiltak for å sikre optimal forbrenning 17
2.1.4 Alternative teknologier
Basert på Oljedirektoratets rapport om miljøteknologi (ref. /3/), er flere alternative teknologier vurdert ifm.
testing av Cara
Tabell 2.1: Brønntestingsalternativer
Alternative teknologier Beskrivelse (basert på ref. /3/) Vurdering
Ingen test Ingen test Det har vært vurdert om det hadde vært mer
hensiktsmessig å bore et sidesteg. Men det er ønskelig å få best mulig informasjon om
produktivitet og utstrekning av reservoaret, slik at man får en bedre vurdering av
produksjonspotensialet.
Brønntesting med optimalisert forbrenning
Forbrenningen optimaliseres ved forbedring av testeutstyret samt prosedyrer for innsamling og tolkning av data.
Beste tilgjengelige testeutstyr med optimal forbrenning vil brukes.
Nedihullstesting Metoder som eliminerer produksjon av råolje til overflaten, f.eks. formasjonsverktøy kjørt på kabel eller borestreng og lukket kammer testing.
Denne metoden gir kun informasjon fra umiddelbar nærhet av brønnen, mens en brønntest gir informasjon om områdets
utstrekning og kommunikasjon opptil flere km fra brønnen.
Nedihullsproduksjon og injeksjon
Dette omfatter produksjon av formasjonsvæske fra ett formasjonsintervall og injeksjon av produsert formasjonsvæske til et annet formasjonsintervall i brønnen.
Dette krever et egnet reservoar til å injisere i - noe vi ikke har, og komplisert nedihullsutstyr.
Alternative teknologier Beskrivelse (basert på ref. /3/) Vurdering Tynnhullstesting Metoden reduserer produsert volum fra testen ved
å benytte produksjonsrør med mindre diameter i en brønn som er tynnhullsboret (mindre
rørdiameter fører lavere rater).
Ulempen med små rater er at trykkfall nede i brønnen under testingen blir lavt og
testresultatene blir mer unøyaktige. Derfor er det ønskelig å unngå bruk av mindre
produksjonsdiameter.
Kveilerørstesting (coil tubing)
Formålet med metoden vil være å redusere produsert volum i forhold til en konvensjonell brønntest.
I tillegg til ulempen med små rater (se over), vil metoden kreve omfattende opprigging av utstyr på boreriggen. På en leterigg er det både tid- og plassmangel.
Oppsamling Oppsamling av råolje for transport til land og deretter videre utnyttelse av oljen. Et alternativ er produksjon til et dedikert brønntestingsskip med fasiliteter for å stabilisere og lagre olje.
Utilstrekkelig kapasitet på riggen som medfører sikkerhetsmessige utfordringer. Medfører økt risiko med et brønntestingsskip liggende nær rigg. Det er ingen brønntestingsskip lett tilgjengelig.
Tilbakeproduksjon over produksjonsanlegget
Under produksjonsboring vil det være mulig å tilbakeprodusere til plattformen ved
brønnopprenskning/ testing og brønnbehandling.
Ikke aktuelt for leteboring.
Mini DST har også vært vurdert, men en slik test har liten undersøkelsesradius slik at det ikke kan gi avgjørende informasjon om mulig kammerdeling og grenser som forventet ut ifra den seismiske
kartleggingen. Den eneste måten å kvantifisere oppdeling i seksjoner og definere Agat produktiviteten i stor målestokk, er å utføre DST innenfor de store hydrokarbonførende intervallene.
Brønntesting med optimalisert forbrenning er en foretrukket teknologi ut fra brønnens brønndesign, ressursforbruk og av sikkerhetsmessige årsaker.
Miljømessige aspekter i forhold til brønntesting er vurdert i 9 Miljøvurdering av utslipp fra mulig brønntest.
2.1.4 Alternative teknologier 18
3 Forbruk og utslipp av kjemikalier
Kategoriseringen av kjemikaliene som planlegges benyttet under boring av Cara er gjennomført på bakgrunn av godkjent økotoksikologisk dokumentasjon (HOCNF) og er utført i henhold til Aktivitetsforskriften §§62 og 63. De omsøkte kjemikaliene er vurdert opp mot HOCNF mottatt fra de ulike kjemikalieleverandørene via NEMS Chemicals. De kjemikaliene som er valgt for bruk er vurdert ut ifra tekniske kriterier og HMS- egenskaper. Ingen av kjemikaliene som er planlagt sluppet ut under boreoperasjonen er identifisert for utfasing, og kjemikaliene som planlegges sluppet ut er vurdert å ha miljømessig akseptable egenskaper i kategori gul og grønn.
De kjemikaliene som skal benyttes, og som er underlagt krav om HOCNF, er sortert i følgende grupper i henhold til bruksområde:
Borevæskekjemikalier Sementeringskjemikalier
Riggkjemikalier (hjelpekjemikalier) Testekjemikalier
Slopbehandlingskjemikalier (rensing av oljeholdig spillvann) Kjemikalier i lukkede systemer
En oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier planlagt brukt under boreoperasjonen er gitt i 13 Vedlegg A - Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier. Beredskapskjemikalier som vil kunne være ombord på riggen og kriteriene for bruk av disse kjemikaliene er beskrevet i 14 Vedlegg B - Beredskapskjemikalier. Respektiv andel av hvert kjemikalie i kategoriene grønn og gul er blitt brukt ved beregningene, og ikke den kjemiske kategoriseringen. Det betyr at for kjemikalier i gul kategori, der en andel på 30 % er gul, og 70 % er grønn, vil disse deles opp tilsvarende, både ved overslag for bruk og utslipp. Grønn andel inkluderer vann.
Det planlegges ikke for utslipp av stoffer kategorisert som rød eller svart.
3 Forbruk og utslipp av kjemikalier 19
3.1 Borevæskekjemikalier
9 7/8" pilothull, 36"-seksjonen og 26"-seksjonen er planlagt boret med sjøvann og høyviskøse piller av bentonitt med retur til havbunnen. Etter at utblåsingsventilen (BOP) er påmontert brønnhodet, føres returen av borevæske til overflaten ved hjelp av et konvensjonelt stigerør. For 17 1/2", 12 1/4" og 8 1/2" seksjonene vil det benyttes vannbasert borevæske (VBB) med kjemikalier kategorisert som grønne og gule. Brukt VBB og borekakset vil slippes ut til sjø fra riggen.
Planlagt forbruk og utslipp til sjø av borevæskekjemikalier er vist i Tabell 3.1. En fullstendig oversikt er gitt i Vedlegg A, Tabell 13.1 for borevæskekjemikalier, mens kjemikalier til bruk i beredskapssammenheng er listet opp i Vedlegg B, Tabell 14.1. Leverandør av borevæskekjemikalier er Halliburton.
Tabell 3.1 Estimert forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier ved boring av 36/7-4 Cara.
Aktivitet Forbruk
(tonn)
Utslipp av grønne stoffer (tonn)
Utslipp av gule stoffer (tonn)
Boring av 36/7-4 Cara 833,05 624,14 42,45
3.1 Borevæskekjemikalier 20
3.2 Borekaks
All kaks generert etter boring av Cara vil bli sluppet til sjø. Totalt utslipp av borekaks er beregnet til 993 tonn.
Oversikt over massebalanse for borekaks er vist i Tabell 3.2.
Tabell 3.2 Estimert mengde borekaks per seksjon for 36/7-4 Cara.
Brønnseksjon Lengde (m) Borekaks (tonn)
36" 68 134,0
26" 140 143,9
17 ½” 1130 526,1
12 ¼” 660 150,6
8 ½” 354 38,9
Totalt 2352 993,3
Totalt til sjø (tonn) 993,3
Totalt til sjø (m3)1 2980,0
1) En faktor på 3 er brukt til omregning fra tonn til m3
3.3 Sementeringskjemikalier
Sement vil under boring av brønnen komme i retur på sjøbunn ved sementering av 30" lederør og 20"
foringsrør. Det er dette volumet som utgjør hoveddelen av utslippene til sjø. Dette volumet vil være avhengig av faktisk hullstørrelse og sementvolum på selve jobben. Et estimat for dette volumet har blitt beregnet etter erfaringsdata og gjeldende prosedyrer, ref. /4/. Sementen som kommer opp løser seg opp i sjøvannet og blir dratt med havstrømmer eller sedimenterer på havbunnen.
En oppsummering av forbruk og utslipp av sementeringskjemikalier er gitt i Tabell 3.3. En fullstendig oversikt er gitt i Vedlegg A, Tabell 13.3 og Tabell 13.4 for sementeringskjemikalier brukt hhv. i hovedbrønn og 7"
liner, mens kjemikalier til bruk i beredskapssammenheng er beskrevet i 14.2 Beredskapskjemikalier - sement. Alle sementkjemikalier er kategorisert som grønne eller vurdert som akseptable (gul kategori).
Tabell 3.3 Estimert forbruk og utslipp av sementeringskjemikalier ved boring av brønn 36/7-4 Cara.
Aktivitet Forbruk
(tonn)
Utslipp av grønne stoffer (tonn)
Utslipp av gule stoffer (tonn)
Sementering av hovedbrønn 322,32 66,62 2,34
Sementering 7" liner 34,76 13,19 0,05
Totalt 357,08 79,81 2,39
3.3.1 Kilder til utslipp av sement og tilsetningskjemikalier
Sement vil komme i retur til sjøbunn ved sementering av 30" lederør og 20" foringsrør. Det er planlagt med et overskudd av sement på 300 % for sementering av 30" lederør, og 100 % overskudd for sementering av 20"
foringsrør. Overskuddet av sement er nødvendig for å sikre tekniske krav som gir brønnhodet den strukturelle støtten som kreves for operasjonen. Det er dette sementvolumet som utgjør hoveddelen av utslippene til sjø. Volumet sement som brukes er avhengig av faktisk hullstørrelse og sementvolum brukt på selve jobben. Et estimat av dette volumet har blitt beregnet etter erfaringsdata og gjeldende prosedyrer.
Følgende forutsetninger er lagt til grunn for å beregne utslippsmengder til sjø:
Ved sementering av topphullsseksjonene (30" lederør og 20" foringsrør) er det lagt til grunn et utslipp av ca. 50 % av overskuddsmengde sementblanding som følge av retur til sjøbunn.
Utslippsmengdene inkluderer også utslipp av blandevann for hver jobb. Dette volumet kommer som følge av spyling av liner, "displacement"-tank og miksekar. Utslippsmengden er basert på
erfaringsmessige forhold. Rutiner er etablert for å redusere utslipp av blandevann mest mulig.
I utslippsmengden for sement er det også inkludert et mulig utslipp av tørr sement. Denne
utslippsmengden er grunnet fjerning av sement fra "surgetanken" etter jobben for a hindre den i å stivne. Så langt det er praktisk mulig blir mesteparten av mengden tørr sement samlet opp for gjenbruk eller sendt til land.
I forbindelse med sementering for alle seksjoner, er det beregnet et utslipp på 300 liter sementblanding i forbindelse med vasking av sementenheten.
Tiltak vil bli iverksatt for å minimalisere utslippsmengdene - se 7 Planlagte miljørisikoreduserende tiltak.
3.3.1 Kilder til utslipp av sement og tilsetningskjemikalier 21
3.3.2 Tilsetningskjemikalier
Tilsetningskjemikalier benyttes for å få sementblandingen og/eller ferdig herdet sement til å oppnå ønskede fysiske og kjemiske egenskaper. Tilsetningskjemikaliene har alle en spesifikk primærfunksjon i
sementblandingen, men de forskjellige kjemikaliene samhandler i stor grad med hverandre. Disse
sekundæreffektene gjør de forskjellige kjemikaliene avhengig av hverandre og gjør at de ofte fremstår som en gruppe som fungerer samlet. Dette gjør f.eks. utskifting av ett enkelt kjemikalie til en meget omfattende prosess, og det er i noen tilfeller ikke mulig å erstatte ett kjemikalie uten at man erstatter ett eller flere andre.
3.4 Riggkjemikalier (hjelpekjemikalier)
Forbruk av riggkjemikalier omfatter:
Gjengefett (borestreng, foringsrør og stigerør) Riggvaskemiddel
BOP-væsker Rensekjemikalier
Kjemikalier i lukket system
En oppsummering av anslåtte mengder forbruk og utslipp til sjø av riggkjemikalier er vist i Tabell 3.4. Tabell 13.5 i Vedlegg A gir detaljert oversikt over beregnet forbruk og utslipp av riggkjemikalier, samt oversikt over andelen av grønne og gule komponenter. Beregningen av mengde kjemikalier som planlegges forbrukt og sluppet ut er estimert ut i fra erfaringstall fra faktiske operasjoner og riggens tekniske utstyr, samt lengste varighet av operasjonen på 66 dager. Lengste varighet inkluderer 9 dager med logging og kjerneprøver + 16 dagers operasjon ifm. testing inkl. klargjøring av brønnen. En detaljert oversikt over beregnet forbruk og utslipp av rensekjemikalier, samt oversikt over andelen av grønne, og gule stoffer er gitt i Vedlegg A Tabell 13.6. Informasjon om beredskapskjemikalier er gitt i 14.3 Beredskapskjemikalier - riggkjemikalier.
Tabell 3.4 Estimert forbruk og utslipp av riggkjemikalier ved boring av 36/7-4 Cara (66 dagers operasjon).
Aktivitet Forbruk
(tonn)
Utslipp av grønne stoffer (tonn)
Utslipp av gule stoffer (tonn)
Boring av brønn 36/7-4 Cara 22,65 16,13 1,70
Rensing av slopvann 2,27 0,20 0,03
Totalt 24,91 16,33 1,73
3.4 Riggkjemikalier (hjelpekjemikalier) 22
3.4.1 Gjengefett
Gjengefett benyttes ved sammenkoblinger av borestrengen, foringsrør og marine stigerør for å beskytte gjengene og for å sikre korrekt sammenkobling slik at farlige situasjoner unngås. Valg og bruk av gjengefett er gjort på grunnlag av vurderinger av teknisk ytelse, driftstekniske erfaringer, helsemessige aspekter og miljøvurderinger. Ved boring med VBB vil en del av gjengefettet bli sluppet ut til sjø sammen med kaks.
Foringsrørene blir forhåndssmurt på land med gjengefettet Bestolife 4010 NM, og utslipp til sjø er anslått å være 2,5 % av forbruket. Kjemikaliet er kategorisert som gult. På borestreng brukes Jet Lube NCS-30 ECF, kategorisert som gult. Utslipp er her anslått å være 15 % av forbruk. Jet-Lube Alco EP ECF, også et
kjemikalie i gul miljøkategori, brukes til smøring av bolter og koblinger på stigerør. Her er det benyttet en utslippsfaktor på 10 % av forbruk.
3.4.2 Riggvaskemiddel
Vaske- og rensemidler brukes til rengjøring av gulvflater, dekk, tanker, olje/fettholdig utstyr etc.
Rengjøringskjemikaliene er overflateaktive stoffer som har til hensikt å øke løseligheten av olje i vann. Det vil bli brukt Cleanrig HP (gul miljøkategori) til rengjøring ombord på Transocean Arctic. Brukt vaskemiddel slippes til sjø etter å ha blitt renset i renseanlegget (se 3.4.4 Rensing av oljeholdig spillvann). Vaskemiddelet er vannbasert og komponentene forventes å biodegradere fullstendig i vannmassene.
3.4.3 BOP-væsker
BOP-væsker benyttes ved trykksetting, aktivering og testing av ventiler og systemer på BOP. Det planlegges for bruk av Stack Magic ECO-F (gul, Y2). Monoetylenglykol (MEG) blir bruk sammen med Stack Magic ECO-F og fungerer også som frostvæske. Dette kjemikaliet er kategorisert som grønt. Alt forbruk av disse
kjemikaliene vil slippes til sjø.
3.4.3 BOP-væsker 23
3.4.4 Rensing av oljeholdig spillvann
Spillvann fra sloptank vil bli renset i henhold til myndighetskrav og deretter sluppet til sjø. Renseanlegget på Transocean Arctic er levert av Halliburton BSS og er en Offshore Slop Treatment Unit.
Anlegget er basert på flokkulering og flotasjonsprinsippet. Rensekapasiteten er 5-16 m3/ time, og erfaringsmessig renses det 400 m3 spillvann per måned under operasjon på en tilsvarende rigg som
Transocean Arctic. Oljeinnholdet skal ikke overstige 30 mg olje per liter vann som vektet gjennomsnitt for en kalendermåned. Målingene utføres kontinuerlig under rensingen, og renset vann vil gå til utslipp dersom målingene viser oljeinnhold på under 30 mg/l. Dersom tilstrekkelig rensegrad ikke oppnås, vil spillvannet bli fraktet til land til godkjent behandlingsanlegg for videre behandling.
Det blir benyttet to kjemikalier for spillvannbehandling: MO-67 og BDF-908. Basert på erfaring er det gjennomsnittlige forbruket for rensing av spillvann offshore 1,2 l/m3 MO-67 og 0,8 l/m3 BDF-908.
Flokkuleringsmidlene forbrukes i prosessen for flokkulering eller utfelling av oppløste faste stoffer. Den faste stoffandelen fjernes i prosessen, behandles separat, og fraktes til land for videre behandling og deponering.
Man anslår at mellom 98 % og 100 % av brukte kjemikalier "brukes i prosessen". Men for å sikre at man er innenfor rammene, velger ENGIE E&P konservativt å bruke 10 % utslipp for begge kjemikaliene.
3.4.5 Kjemikalier i lukkede system
Det er gjort en vurdering av hvilke hydraulikkvæsker/oljer i lukkede systemer som omfattes av
Aktivitetsforskriften § 62 og kravet om HOCNF. En oversikt er gitt i Tabell 3.5. Disse er identifisert til å være omfattet av kravet om HOCNF ut fra et forventet årlig forbruk høyere enn 3000 kg per år per innretning, inkludert første oppfylling samt utskiftning av all væske i systemet.
Tabell 3.5 Oversikt over kjemikalier i lukket system med årlig forbruk på over 3000 kg/år, inkl. estimat på mengder dette kan tilsvare under operasjon på Cara - 66 dager.
Svart Rød Gul Grønn Svart Rød Gul Grønn
Castrol Alpha SP 100 Girolje 4744 2,10 % 97,90 % 18 840 0 0
Castrol Biobar 22 Hydraulikkolje 4000 91,8 % 8,2 % 0 664 59 0
Castrol Biobar 32 Hydraulikkolje 16896 68 % 32 % 0 2078 978 0
Houghto Safe NL1 Hydraulikkvæske 7668 18,52 % 7,41 % 74,07 % 0 257 103 1027
Aqualink 300F v2 BOP Pilot Fluid Y2 11342 5,5 % 94,5 % 0 0 113 1938
HOUGHTO-TRACE DYE Kompensatorvæske Y2 3245 5,952 % 94,048 % 0 0 35 552
47895 - - - - 18 3838 1287 3517
47,89 - - - - 0,02 3,84 1,29 3,52
Totalt (tonn) Totalt (kg)
%-andel av stoff i kategori Forbruk (66 dagers operasjon)
Handelsnavn Funksjon Farge-
kategori
Forbruk per år (kg)
3.5 Kjemikalier for brønnopprensing og brønntesting
Ved funn i Cara planlegges det å gjennomføre en brønntest med avbrenning av hydrokarboner.
Brønntesten planlegges i reservoarsonen dersom formasjonen er hydrokarbonbærende med tilstrekkelig reservoarkvalitet. Det er forventet å finne olje.
Den endelige beslutningen om å teste brønnen vil være basert på kjerneprøver, wireline logging og reservoarvæskeprøver. I løpet av brønntesten vil overflate- og bunnhullsprøver bli tatt. Disse vil bli benyttet for videre studier.
Når vedtaket er gjort for å gjennomføre brønntest, vil et 7" forlengelsesrør installeres og sementeres på plass. Borehullet, BOP'en og stigerøret vil bli rengjort og sirkulert med CaCl2/CaBr2 brine med en vekt som tilsvarer den borevæsken som benyttes i reservoarseksjonen. Kjemikaliene som planlegges brukt til
rengjøring av borehullet er Baraklean Dual (rengjøringsmiddel) og Barazan (viskositetsøker). Kjemikaliene og rengjøringpiller vil sendes til land for destruksjon.
Etter installasjon av DST-strengen, vil væskeinnholdet inne i DST-strengen fortrenges med baseolje (XP-07) for å generere et underbalansert trykk over reservoarintervallet. Denne oljen vil bli faklet ved brønnoppstart etter at reservoaret er perforert. MEG vil bli injisert i brønnstrømmen under den tidlige delen av hver strømningsperiode for å forhindre dannelse av hydrater.
Hele testeoperasjonen er planlagt å vare i 17 dager, men selve testen vil vare i maksimalt 46 timer. En oppsummering av forbruk og utslipp av brønntestekjemikalier gitt i Tabell 3.6. For detaljer se i Vedlegg A og beredskapskjemikalier i Tabell 14.2 i Vedlegg B.
Tabell 3.6 Estimert forbruk og utslipp av kompletteringskjemikalier under testing av 36/7-4 Cara.
Aktivitet Forbruk
(tonn)
Utslipp av grønne stoffer (tonn)
Utslipp av gule stoffer (tonn)
Brønnopprensing og testing 434,80 391,93 4,52
3.5 Kjemikalier for brønnopprensing og brønntesting 24
