Utslippssøknad PL 986 Nipa
30/12-2 Nipa
1.0 25.06.2019 Final A. Fjellså I. Collin-
Hansen Rune
Torstensrud
01 24.06.2019 Draft A. Fjellså N.P. Fitje
Rev. Date Reason for Issue Prep. Checked Accepted
Title
Søknad om tillatelse til virksomhet etter Forurensningsloven for boring av letebrønn 30/12-2 Nipa i lisens PL 986
System Area Document number Revision
NA NA NI-AKERBP-D-1648 – Utslippssøknad for
letebrønn 30/12-2 Nipa i PL 986 1.0
Contract No. Rev. date No. of pages
NA
Innholdsfortegnelse
1 Sammendrag 1
2 Forkortelser 3
3 Overordnet ramme for aktiviteten 4
4 Generell informasjon 5
4.1 Generelt om lisensen 5
4.2 Geografisk lokasjon 6
4.3 Borerigg 8
5 Aktivitetsbeskrivelse 9
5.1 Boreplan 9
5.2 Boreprogram 10
6 Utslipp til sjø 12
6.1 Valg og evaluering av kjemikalier 12
6.2 Sammendrag av omsøkte utslipp til sjø 12
6.3 Borekjemikalier 13
6.4 Sementeringskjemikalier 14
6.5 Hjelpe-/riggkjemikalier 14
6.5.1 Riggvaskemiddel 15
6.5.2 BOP væske 15
6.5.3 Gjengefett 15
6.5.4 Kjemikalier i lukket system 16
6.5.5 Kjemikalier i brannvannsystemer 16
6.6 Rensing og utslipp av oljeholdig vann 16
6.7 Borekaks 17
6.8 Sanitærvann og organisk kjøkkenavfall 17
6.9 Beredskapskjemikalier 17
7 Utslipp til luft 18
8 Avfallshåndtering 19
9 Operasjonelle miljøvurderinger 20
9.1 Borevæske og borekaks 20
9.2 Sementeringskjemikalier 20
9.3 Riggspesifikke kjemikalier 21
9.4 Utslipp av oljeholdig vann 21
10 Miljørisiko og beredskap 22
10.1 Akseptkriterier 22
10.2 Inngangsdata for analysene 22
10.2.1 Lokasjon og tidsperiode 22
10.2.2 Egenskaper til oljen 24
10.2.3 Definerte fare- og ulykkessituasjoner 24
10.3 Naturressurser som er inkludert i miljørisikoanalysen 25
10.4 Drift og spredning av olje 25
10.5 Miljørisiko knyttet til aktiviteten 28
10.6 Beredskap mot akutt forurensning 30
10.6.1 Analyse av dimensjoneringsbehov på havet 30
10.6.2 Analyse av dimensjoneringsbehov ved kysten 31
10.6.3 Beredskapsstrategi 31
10.6.4 Forslag til beredskap mot akutt forurensning 32
10.6.5 Systemer for å oppdage utslipp 33
11 Risikoreduserende tiltak 34
11.1 Kjemikalier og substitusjon 35
12 Kontroll, måling og rapportering 36
13 Referanser 37
14 Vedlegg 38
14.1 Kjemikalietabeller 39
14.2 Oversikt over beredskapskjemikalier 45
1 Sammendrag
I henhold til Aktivitetsforskriften §66 og Forurensningsforskriften kapittel 36, søker Aker BP om tillatelse til virksomhet etter Forurensningsloven for boring og tilbakeplugging av letebrønn 30/12-2 Nipa i utvinningstillatelse PL 986. Brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare boreriggen Deepsea Stavanger og tidligste oppstart for leteboringen vil være når
myndighetstillatelser foreligger.
Formålet med brønnen er å undersøke hydrokarbonpotensialet i Tarbert- og Nessformasjonen av midtre jura alder.
Gjeldende søknad gir en oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier planlagt benyttet under operasjonen, samt utslipp til luft, miljørisiko og oljevernberedskap for operasjonen.
Kjemikalieforbruket inkluderer en opsjon for teknisk sidesteg for datainnsamling, dersom det påtreffes hydrokarboner. Brønnen er planlagt boret med tre hullseksjoner til et totalt dyp på ca.
3160 m TVD RKB. Det er planlagt benyttet sjøvann og bentonitt som borevæske i 36" og 17 1/2"
hullseksjonene og vannbasert borevæske i 12 1/4" og 8 1/2" seksjonene. Dersom funn vil det bli boret et 8 1/2" teknisk sidesteg med bruk av oljebasert borevæske. Brønnen vil bli permanent plugget og forlatt. Borekaks med vedheng av vannbasert borevæske vil bli sluppet til sjø, mens borekaks med vedheng av oljebasert borevæske vil bli sendt til land for avfallsbehandling. I tillegg vil et pilothull bli boret ca. 10 m fra hovedbrønnen. En oversikt over totalt omsøkte mengder grønne, gule og røde kjemikalier er vist i Tabell 1.1.
Tabell 1.1 Oversikt over omsøkte mengder grønne, gule og røde kjemikalier for letebrønn 30/12-2 Nipa, inkludert opsjon for teknisk sidesteg.
Utslipp til luft kommer fra kraftgenerering om bord på riggen. En oversikt over omsøkte utslipp til luft er vist i søknadens Kapittel 7.
Lisensen er lokalisert i den sentrale delen av Nordsjøen, ca. 52 km sør for Oseberg B. Korteste avstand til land er 122 km (Sund kommune). Vanndypet på lokasjonen er ca. 105 m og sjøbunnen består hovedsakelig av sand.
Det er gjennomført en helårlig miljørettet risikoanalyse for letebrønnen, basert på
oljedriftsimuleringer med Oseberg Øst råolje som referanse olje. Den miljørettede risikoanalysen viser at risikoen tilknyttet den planlagte boreaktiviteten er lav for alle VØK-grupper og bestander.
Pelagisk sjøfugl er dimensjonerende for risikonivået, og høyeste utslag er beregnet for lomvi i vintersesongen (29 % i alvorlig skadekategori). I sommer- og høstsesongen er høyeste miljørisiko beregnet for Havhest med henholdsvis 11 % og 14 %, begge i moderat skadekategori.
Risikonivået for øvrige VØK-grupper er < 6 %. Analysen viser at oljekonsentrasjon i hele vannsøylen er lavere enn 100 ppb gjennom hele året, Vikingbanken tobis SVO er dermed ikke beregnet å bli påvirket av et eventuelt utslipp fra letebrønnen.
1 av 45 1 Sammendrag
En beredskapsanalyse er gjennomført for letebrønnen. Analysen viser behov for ett NOFO-system i barriere 1 og ett NOFO-system i barriere 2. De to systemene vil være operative innen 24 timer.
Anbefalt beredskapsløsning i kyst- og strandsonen (barriere 3 og 4) er ett kystsystem for hver barriere. En oppsummering av resultatene fra miljø- og beredskapsanalysen er gitt i søknadens Kapittel 10.
Aker BP vurderer miljørisikoen ved boring av letebrønnen til å være akseptabel.
2 av 45 1 Sammendrag
2 Forkortelser
ALARP As Low As Reasonably Practicable (så lavt som praktisk mulig) BAT Best Available Technology (beste tilgjengelige teknologi) BOP Blow-out Preventer (utblåsningsventil)
DNV GL Det Norske Veritas Germanischer Lloyd
DP Dynamic Positioned
GOR Gas Oil Ratio
FPSO Floating, production, storage and offloading unit (innretning) Hi-Vis High Viscocity skimmer (for oljer med høy viskositet) Hi-Wax High Wax skimmer (for oljer med høyt voksinnhold) HOCNF Harmonised Offshore Chemical Notification Format IMO International Maritime Organisation
IR Infrarød
MD Measured Depth/Målt Dyp
MIRA Metode for Miljørettet Risikoanalyse MSL Mean Sea Level (havoverflaten) NINA Norsk Institutt for Naturforskning
NOFO Norsk oljevernforening for operatørselskap NOROG Norsk Olje og Gass
OSD Oil Spill Detection
OSCAR Oil Spill Contingency And Response Model (SINTEF oljedriftsimuleringsmodell P&A Plug and Abandon (permanent tilbakeplugging)
PL Produksjonslisens
PLONOR Pose Little or No Risk to the Marine Environment RKB Rotary Kelly Bushing (referansedyp fra boredekk)
ROV Remotely Operated Underwater Vehicle (fjernstyrt undervannsfarkost) SVO Særlig verdifulle områder
TD Total Depth
TVD Total Vertical Depth
Tabell 2.1 Forklaring av forkortelser
3 av 45 2 Forkortelser
3 Overordnet ramme for aktiviteten
Forskrift om helse, miljø og sikkerhet i petroleumsvirksomheten (rammeforskriften) § 11 beskriver prinsippene for risikoreduksjon. Miljølovgivningen sier at skade eller fare for skade på det ytre miljø skal forhindres eller begrenses så langt mulig. Prinsippene for risikoreduksjon sier at risikoen for miljøskade deretter skal reduseres ytterligere så langt det er mulig.
Aker BPs miljøpolitikk er en del av det overordnede styringssystemet for selskapet. Viktigste miljømål er å unngå skade på miljøet gjennom å integrere hensynet til miljø i alle selskapets aktiviteter. For boreaktivitetene er det også etablert operasjonsspesifikke akseptkriterier for miljørisiko knyttet til større oljeutslipp i samsvar med etablert praksis blant operatører på norsk sokkel. Slike større oljeutslipp er dimensjonerende hendelser som danner grunnlaget for analyse av behov for oljevernberedskap.
4 av 45 3 Overordnet ramme for aktiviteten
4 Generell informasjon
I henhold til norsk lovverk søker Aker BP om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven om boring og tilbakeplugging av letebrønn 30/12-2 Nipa i utvinningstillatelse PL 986. Brønnen skal bores med boreriggen Deepsea Stavanger.
Gjeldende søknad er utarbeidet i henhold til aktivitetsforskriften, forurensningsloven med tilhørende forskrifter, HMS-forskriftene for petroleumsvirksomheten og Miljødirektoratet sine retningslinjer for søknad om tillatelse til virksomhet. Søknaden omfatter følgende:
• Forbruk og utslipp av kjemikalier - borevæske, sementkjemikalier, riggspesifikke kjemikalier, kjemikalier i lukket system og slopbehandlingskjemikalier, i tillegg til utboret kaks.
• Utslipp til luft - avgasser i forbindelse med kraftgenerering.
• Avfallshåndtering - generelt avfall (næringsavfall), borerelatert avfall og eventuelt farlig avfall på Deepsea Stavanger.
• Miljøvurdering av planlagte utslipp - en overordnet vurdering av utslippene.
• Miljørisiko og oljevernberedskap - miljørisiko for natur- og miljøressurser og anbefalt beredskapsløsning og -krav.
• Risikoreduserende tiltak - oversikt over forbruks- og utslippsreduserende tiltak.
• Kontroll, måling og rapportering - rutiner og verktøy for måling og rapportering av forbruk og utslipp.
Utvinningstillatelsen PL 986 i Nordsjøen ble tildelt 01.03.2019 (TFO 2018), og en oversikt over lisenshaverne er vist i Tabell 4.1. I henhold til Diverse Vilkår i utvinningstillatelsen foregår det tidvis et aktivt fiske etter tobis i blokk 30/12. Det vil være boretidsbegrensninger i blokken dersom det faktisk fiskes etter tobis i perioden fra 1. april til 30. juni (Olje- og Energidepartementet, 2019).
4.1 Generelt om lisensen
Selskap Andel (%)
Aker BP ASA 30
DNO Norge AS 20
Wellesley Petroleum AS 20
Petoro AS 30
Tabell 4.1 Lisenshavere i PL 986.
5 av 45 4 Generell informasjon
4.2 Geografisk lokasjon
Lisens PL 986 er lokalisert sentralt i Nordsjøen og planlagt borelokasjon for letebrønn Nipa ligger ca. 52 km sør for Oseberg B og ca. 60 km nordøst for Heimdal. Figur 4.1 og Figur 4.2 viser henholdsvis brønnens plassering i forhold til beredskapsressurser og omkringliggende lisenser.
Figur 4.3 viser hvor planlagt brønnlokasjon ligger i forhold til tobisområdet på Vikingbanken.
Havdyp og andre relevante avstander fra Nipa-lokasjonen er oppsummert i Tabell 4.2, og koordinatene for brønnlokasjonen er vist i Tabell 4.3.
Figur 4.1 Lokasjon av letebrønn 30/12-2 Nipa i Nordsjøen.
Figur 4.2 Kart som viser PL 986 med Nipa-prospektet, samt omkringliggende lisenser.
6 av 45 4.1 Generell informasjon
Figur 4.3 Kart som viser avstand mellom
letebrønnlokasjonen og Vikingbanken tobisområde.
Lokalisering Havdyp og Avstander
Havdyp 105 m
Avstander til land 122 km til nærmeste landområde (Sund kommune i Hordaland),
139 km til Bergen lufthavn
Avstand til nærmeste SVO 14 km Vikingbanken tobis SVO
Nærmeste innretninger 52 km til Oseberg B og 59 km til Heimdal
Tabell 4.2 Havdyp og avstander fra 30/12-2 Nipa.
ED50 UTM Zone 31
Breddegrad 60°01'42.658 N Nord/sørkoordinat 6654765 m
Lengdegrad 2°46'03.438 E Øst/vestkoordinat 487046 m
Tabell 4.3 Koordinater for letebrønn 30/12-2 Nipa.
En borestedskartlegging ble utført av Fugro i området rundt borelokasjonen i mai 2019. Et område på ca. 30 km² i blokk 30/12 ble kartlagt.
Undersøkelsene inkluderte kartlegging av havbunnen ved hjelp av ekkolodd og sidesøkende sonar. Resultatene fra havbunnsundersøkelsen viser ingen tegn til skipsvrak eller andre kulturminner i nærområdet rundt brønnen.
7 av 45 4.2 Generell informasjon
Letebrønnen er planlagt boret i et kjent område med mye tidligere boreaktivitet, og det er ikke påvist sårbar bunnfauna i området rundt brønnlokasjonen. Borestedsundersøkelsen viser at området er dekket av sand og enkelte kanaler med grovere materiale, som overligger
Vikingbankformasjonen (løs til fast sand). Aker BP vurderer at den planlagte aktiviteten ikke vil ha vesentlige negative konsekvenser rundt borelokasjonen og havområdet forøvrig.
Brønnen vil bli boret med den halvt nedsenkbare 6. generasjons boreriggen Deepsea Stavanger (Figur 4.4), som eies og opereres av Odfjell Drilling. Deepsea Stavanger ble bygget i 2010 og har DNV som klasseselskap. Riggen ble tildelt samsvarsuttalelse (SUT) 16.04.2017.
4.3 Borerigg
Figur 4.4 Boreriggen Deepsea Stavanger.
8 av 45 4.2 Generell informasjon
5 Aktivitetsbeskrivelse
Primært formål med letebrønn 30/12-2 Nipa er å påvise hydrokarboner i Tarbertformasjonen av midtre jura alder, prognosert til 3036 m TVD RKB (fra boredekk). Sekundærmål for boringen er å teste hydrokarbonpotensialet i den underliggende Nessformasjonen. Ved funn vil et teknisk sidesteg bli boret for datainnsamling.
Søknaden omfatter forbruk og utslipp av kjemikalier for boring av hovedbrønn, teknisk sidesteg, logging og kjerneprøvetaking.
Brønnen vil bli boret til en totaldybde på ca. 3160 m TVD RKB. Det er planlagt permanent tilbakeplugging av brønnen før den forlates.
Varighet av operasjonen er estimert til 18,5 dager ved tørr brønn og 9,5 dager ekstra ved funn, inkludert prøvetaking. Tilsammen utgjør dette 28 dager, inkludert ikke-operasjonell tid og "venting på vær" (15 %), vist i Tabell 5.1. Tidligste planlagte borestart vil være når myndighetstillatelser foreligger.
Operasjon Varighet
Boring av hovedbrønn, tørr brønn 18,5 dager
Opsjon for teknisk sidesteg 9,5 dager
Totalt inkludert opsjoner 28 dager
Tabell 5.1 Forventet varighet for boring av brønn 30/12-2 Nipa, gitt ulike opsjoner.
Program for boring av letebrønn 30/12-2 Nipa vil bli sendt til Petroleumstilsynet som vedlegg til samtykkesøknaden.
5.1 Boreplan
Brønnen er planlagt boret som en vertikal brønn. En skisse av brønnbanen (tørr brønn) er vist i Figur 5.1. En skisse av brønnbanen, inkludert teknisk sidesteg (funn) er vist i Figur 5.2 .
9 av 45 5 Aktivitetsbeskrivelse
Figur 5.1 Brønnskisse for letebrønn 30/12-2 Nipa.
Figur 5.2 Brønnskisse for opsjon for teknisk sidesteg til 30/12-2 Nipa.
Letebrønnen planlegges boret i følgende sekvens:
5.2 Boreprogram
• 8 1/2" pilothull bores fra sjøbunn til 1406 m TVD RKB. Pilothullet bores med sjøvann og polymer sweeps. Tyngre vannbasert borevæske plasseres i hullet før nederste del av hullet blir plugget med sement. Topp av sement er planlagt på 1006 m TVD RKB. Borekaks, polymer sweeps og vannbasert borevæske slippes ut på havbunnen. Pilothullet vil være plassert ca. 10 m fra brønnlokasjonen for selve letebrønnen.
• 36" hullseksjon - bores fra sjøbunn til 214 m TVD RKB. Seksjonen bores med sjøvann og polymer sweeps. Tyngre vannbasert borevæske plasseres i hullet før 36" x 30" lederør installeres og støpes med sement. Borekaks, polymer sweeps, vannbasert borevæske og overskytende sement slippes ut på havbunnen nær brønnhodet.
• 17 1/2" hullseksjon - bores fra 214 m til 1406 m TVD RKB. Seksjonen bores med sjøvann og polymer sweeps. Tyngre vannbasert borevæske plasseres i hullet før 13 3/8" foringsrør installeres fra havbunn ned til 1400 m TVD RKB og støpes med sement. Borekaks, polymer sweeps, vannbasert borevæske og overskytende sement slippes ut på havbunnen nær brønnhodet. 13 3/8" foringsrør vil være krysset over til 22" nær havbunnen, som fundament for 18 3/4" brønnhode. Deretter installeres BOP på brønnhodet med stigerør fra BOP opp til riggen.
• 12 1/4" hullseksjon - bores fra 1406 m til 2920 m MD/TVD RKB. Seksjonen bores med vannbasert borevæske. Borekaks med vedheng av vannbasert borevæske pumpes opp til
10 av 45 5.1 Aktivitetsbeskrivelse
riggen, separeres fra borevæsken og slippes til sjø. 9 5/8" foringsrør kjøres som
forlengelsesrør som henges av på innsiden av 13 3/8" foringsrør på 1350 m MD/TVD RKB.
• 8 1/2" hullseksjon - bores fra 2920 m til 3160 m MD/TVD RKB. I tilfelle funn vil 8 1/2"
hullseksjon forlenges ned til 3260 m MD/TVD RKB. Denne hullseksjonen vil bli boret med vannbasert borevæske.
• Plugging av 8 1/2" åpenhullseksjon - plugges tilbake med sement inn i foregående 9 5/8’’
fóringsrør.
Ved funn er det planlagt datainnsamling i form av kabellogging og kjerneprøvetaking. Følgende operasjoner vil finne sted dersom det påtreffes hydrokarboner i reservoarseksjonen:
• Det vil bli boret et 8 1/2" sidesteg (T2) ut fra tilbakepluggingssementen under 9 5/8"
foringsrørsko. Sidesteget vil bli boret med oljebasert borevæske.
• Det vil bli tatt kjerneprøver i 8 1/2" hullseksjonen, fra omtrent 3036 m til 3230 m TVD RKB.
Endelig omfang av kjernetaking vil bli besluttet basert på forekomst og kvalitet av sandholdige sekvenser observert i det opprinnelige borehullet.
• Det vil bli tatt sideveggskjerner på kabel i sandholdige sekvenser som ikke er dekket av konvensjonell kjernetaking.
• Det er planlagt å utføre «zero offset borehole seismic».
• Det vil bli tatt trykkprøver og fluidprøver (olje/gass/vann) på kabel.
• Annen kabelbasert datainnsamling.
Endelig plugging av letebrønnen vil bli gjennomført etter avsluttet datainnsamling.
• 8 1/2" åpenhullseksjon - plugges tilbake med sement som strekker seg minimum 50 m inn i foregående 9 5/8" foringsrør.
• Det settes deretter en environmental plugg/overflateplugg bestående av en mekanisk plugg med 100 m sement på toppen av denne i 13 3/8" foringsrør. Den mekaniske pluggen plasseres på ca. 350 m TVD RKB.
• Overskudd av skillevæske (spacer) og sement fra brønnen blir sluppet til sjø for alle
seksjoner som er boret med vannbasert borevæsker, i vårt tilfelle hvis det ikke har vært gjort funn slik at brønnen blir plugget tilbake med vannbasert boreslam i hullet.
• Om det har vært et funn vil brønnen bli etterlatt med oljebasert boreslam under
overflatepluggen. Oljebasert slam som befinner seg over pluggen vil bli pumpet tilbake til riggen og erstattet av sjøvann.
• 22" og 36" overflaterør og lederør vil bli kuttet og fjernet fra havbunnen sammen med brønnhodet.
Oppsummering av planlagte hullseksjoner og seksjonslengder vist i Tabell 5.2
Hullseksjon Borevæskesystem Fra dyp m (MD/TVD RKB) Til dyp m (MD RKB) Seksjonslengde (m)
8 1/2" pilothull Vannbasert borevæske 135 1406 1271
36" Vannbasert borevæske 135 214 79
17 1/2" Vannbasert borevæske 214 1406 1192
12 1/4” Vannbasert borevæske 1406 2920 1514
8 1/2" Vannbasert borevæske 2920 3160 (tørr brønn)
3260 (ved funn)
240 340 8 1/2" teknisk sidesteg
ved funn (T2)
Oljebasert borevæske 2920 3265 345
Tabell 5.2 Oversikt over hullseksjoner og lengder.
11 av 45 5.2 Aktivitetsbeskrivelse
6 Utslipp til sjø
6.1 Valg og evaluering av kjemikalier
Klassifiseringen av kjemikalier og stoffer i kjemikalier er gjort i henhold til gjeldende forskrifter og dokumentert i databasesystemet Nems Chemicals.
Det er lagt vekt på å etablere boreplaner og benytte kjemikalier som, innen tekniske og kostnadsmessige forsvarlige rammer, har minimalt potensiale for negativ miljøpåvirkning. I henhold til substitusjonsplikten (Produktkontrolloven) vil Aker BP, i samarbeid med våre leverandører, jobbe for substitusjon av helse og miljøfarlige kjemikalier.
For boring av letebrønn 30/12-2 Nipa søkes det om utslipp til sjø av følgende:
6.2 Sammendrag av omsøkte utslipp til sjø
• Bore- og brønnkjemikalier (borevæske og sementeringskjemikalier)
• Riggkjemikalier (hjelpekjemikalier som riggvaskemiddel, gjengefett og BOP væske)
• Borekaks
• Andre utslipp (oljeholdig drenasjevann, sanitærvann og organisk kjøkkenavfall)
• Kjemikalier i lukket system
• Beredskapskjemikalier
Riggen drives med kjemikalier i grønn, gul og svart kategori. Kjemikalier i svart kategori benyttes i lukkede systemer og vil ikke gå til utslipp.
De kjemikaliene som er valgt for bruk er vurdert ut fra tekniske kriterier og HMS-egenskaper.
Kjemikaliene som er planlagt sluppet ut i forbindelse med boreoperasjonen er vurdert å ha miljømessig akseptable egenskaper i grønn eller gul kategori. Totalt omsøkt forbruk og utslipp av grønne og gule kjemikalier per bruksområde og miljøkategori for hovedbrønn og for opsjoner er vist i Tabell 6.1 og Tabell 6.2 .
Tabell 6.1 Totaloversikt over forbruk og utslipp av omsøkte kjemikalier per bruksområde og miljøkategori for hovedbrønnen.
12 av 45 6 Utslipp til sjø
Tabell 6.2 Totaloversikt over forbruk og utslipp av omsøkte kjemikalier per bruksområde og miljøkategori for sidesteg (opsjon).
Letebrønnen er planlagt boret med følgende hullseksjoner; 8 1/2" pilothull, 36", 17 1/2", 12 1/4"
og 8 1/2". Tabell 6.3 viser hvilket borevæskesystem som blir benyttet i de ulike seksjonene.
6.3 Borekjemikalier
Hullseksjon Borevæskesystem Kakshåndtering
8 1/2" pilothull Sjøvann og polymer sweeps Utslipp til sjø
36" Sjøvann og polymer sweeps, vannbasert
borevæske
Utslipp til sjø
17 1/2" Sjøvann og polymer sweeps, vannbasert
borevæske
Utslipp til sjø
12 1/4" Vannbasert borevæske Utslipp til sjø
8 1/2" Vannbasert borevæske Utslipp til sjø
8 1/2" - teknisk sidesteg ved funn Oljebasert borevæske Avfallsbehandles
Tabell 6.3 Borevæskesystem i de ulike hullseksjonene for 30/12-2 Nipa.
Halliburton er leverandør av borevæskekjemikalier.
8 1/2" pilothull, 36" og 17 1/2" hullseksjonene er planlagt boret med sjøvann som borevæske, men hullet vil periodevis vaskes med høyviskøse polymer sweeps som kun inneholder kjemikalier i grønn/PLONOR miljøklasse, ihht. Aktivitetsforskriftens §63. Det er videre planlagt å plassere tyngre vannbasert borevæske i hullet før foringsrør installeres. Denne borevæsken består av kjemikalier i grønn/PLONOR og gul miljøklasse.
Før boring av 12 1/4" seksjonen installeres BOP og stigerør. Ved boring av 12 1/4" og
8 1/2" seksjonen vil det bli benyttet vannbasert borevæske av typen KCl polymer glycol. Den valgte borevæsken er det borevæskesystemet med miljømessig minst skadelig effekt som samtidig tilfredsstiller behovet for slamvekt i forhold til formasjonstrykk, samt inhibitering av forventet reaktiv leire.
Dersom det påtreffes hydrokarboner vil det bli boret et teknisk sidesteg for prøvetaking.
Sidesteget vil bli boret med oljebasert borevæske av typen Innovert NS. Dette fordi kvaliteten på kjernedata vil bli betydelig bedre enn ved bruk av vannbasert borevæske. Borevæsken vil bli sirkulert tilbake til riggen hvor borekaks med vedheng av oljebasert borevæske vil bli separert.
Borevæske som ikke kan gjenbrukes samt borekaks med vedheng av oljebasert borevæske vil bli transportert til land for behandling hos godkjent avfallsmottaker. Borekaks med vedheng av vannbasert borevæske vil bli sluppet til sjø.
Informasjon om forbruk og utslipp av borevæske er basert på beregninger av teoretiske volumer og erfaringsdata fra tidligere brønner. I beregningene tas det hensyn til at mengden borevæske blir større enn teoretisk beregnet, på grunn av forhold som:
13 av 45 6.2 Utslipp til sjø
• Borevæske tapes til formasjonen
• Vedheng på utboret kaks
• Slop med rester av borevæske etter sementjobber
• Utvasking av borehull
• Annet poretrykk i formasjonen enn prognosert
• Rester etter lasting/lossing av båt og fra lagringstanker på rigg.
En oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier i vannbasert borevæske for hovedbrønn og oljebasert borevæske for teknisk sidesteg (opsjon) er vist i Tabell 14.1og Tabell 14.2 i Vedlegg 14.1 Kjemikalietabeller viser oversikten over planlagt forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier med tilhørende miljøkategori for letebrønnen.
Det planlegges sementjobber i forbindelse med setting av 36" x 30" lederør, 22" x 13 3/8"
foringsrør og 9 5/8" forlengelsesrør. I tillegg er det planlagt bruk av sement for permanent tilbakeplugging (P&A) av brønnen.
6.4 Sementeringskjemikalier
Etter hver sementjobb spyles rørlinjer og sementutstyr, og vaskevannet med sementrester vil gå til utslipp. Siden rester av sement kan herde i tanker og rør er det ikke ønskelig å samle opp dette i sloptanker om bord etter endt sementeringsjobb. Vaskevann fra sementenheten vil derfor slippes ut til sjø etter endt sementoperasjon. Estimert volum er 300 liter vaskevann per sementjobb.
Doseringsutstyr installert på Deepsea Stavanger gjør at overskudd av sementblanding minimaliseres og dermed reduseres innholdet av sementkjemikalier i vaskevannet som går til utslipp. Før sementering tilsettes en skillevæske (spacer) som gjør at borevæske og sement ikke blandes.
Halliburton er leverandør av sementkjemikalier. Samtlige kjemikalier i sementblandingene er klassifisert som grønne eller gule.
På grunn av forventet utvasking i forbindelse med boring av topphullsseksjonene og øvrige seksjoner, beregnes følgende tilleggsmengder på forbruk av sement:
• Sementering av 36" x 30" lederør: 300 % av teoretisk ringromsvolum
• Sementering av 22" x 13 3/8" fóringsrør: 100 % av teoretisk ringromsvolum til planlagt topp av sement
• Sementering av 9 5/8" fóringsrør: 50 % av teoretisk ringromsvolum til planlagt topp av sement
• Permanent tilbakeplugging av brønnen: 30 % av teoretisk volum ved "åpent hull" plugger og 10 % for sementplugger i fóringsrør
Tabell 14.3 i Vedlegg 14.1 Kjemikalietabeller viser oversikten over planlagt forbruk og utslipp av sementkjemikalier med tilhørende miljøkategori for letebrønnen.
Odfjell har utarbeidet et riggspesifikt måleprogram med beskrivelse av de tekniske systemene som medfører utslipp til sjø og luft, i tillegg til en liste over de mest brukte kjemikaliene som går til utslipp til sjø, med tilhørende utslippsfaktorer (Odfjell, 2017).
6.5 Hjelpe-/riggkjemikalier
14 av 45 6.3 Utslipp til sjø
Riggkjemikalier i bruk på Deepsea Stavanger omfatter følgende funksjoner:
• Riggvaskemiddel
• BOP-væske
• Gjengefett (borestreng og fóringsrør)
• Kjemikalier i lukket system
• Brannskum
Mengden kjemikalier som planlegges forbrukt og sluppet ut fra Deepsea Stavanger er estimert ut fra faktiske operasjoner og boreriggens tekniske utstyr.
Tabell 14.4 og Tabell 14.5 i Vedlegg 14.1 Kjemikalietabeller gir en detaljert oversikt over beregnet forbruk og utslipp av hver enkelt hjelpekjemikalie for letebrønnen. Smøremidler som ikke medfører utslipp, og som dermed ikke har krav til HOCNF ihht § 62 i aktivitetsforskriften, er ikke inkludert.
Vaske- og rengjøringskjemikalier brukes til rengjøring av dekk og utstyr som er dekket med olje eller fett. Rengjøringskjemikalier er overflateaktive stoffer som har til hensikt å øke løseligheten av olje i vann.
6.5.1 Riggvaskemiddel
Vaskemiddelet som benyttes på Deepsea Stavanger er Microsit Polar (gul miljøkategori). Estimert forbruk er ca. 3000 liter. Vaskevannet samles opp i lukket dren og renses før det går til utslipp. Det er konservativt antatt at hele forbruket av riggvaskemiddel slippes til sjø.
BOP væske benyttes ved trykktesting og aktivering av ventiler og systemer på BOP
(utblåsningsventil). I forbindelse med BOP-testing vil BOP-kontrollvæske bli sluppet til sjø ut fra sikkerhetsventil og ved tømming av slanger.
6.5.2 BOP væske
Erifon HD 603 HP (gul Y1) brukes ved aktivering av ventiler og systemer på BOP. Væsken tilsettes frostvæske ved behov (Erifon Stack Glycol). Hovedsystemet testes i henhold til NORSOK
standard D-010.
Gjengefett benyttes som smøring ved sammenkobling av borestreng, fóringsrør og marine stigerør for å beskytte gjengene, og for å sikre korrekt sammenkobling slik at farlige situasjoner unngås.
Valg av gjengefett foretas etter vurdering av beste tilgjengelige teknologi (BAT), inkludert tekniske egenskaper, helsemessige aspekter og miljøfare.
6.5.3 Gjengefett
For boring av letebrønnen planlegges det å bruke gjengefettet Jet-Lube NCS-30 ECF, kategorisert som gult med hensyn til miljøpåvirkning. Ved boring med vannbasert borevæske vil en del av gjengefettet bli sluppet ut til sjø sammen med borekaks. Utfra bransjestandard er utslipp til sjø av gjengefett estimert til 10 % av forbruket.
Gjengefett benyttes også ved sammenkobling av brønnhode og BOP. Leverandør av connector har tidligere spesifisert bruk av et produkt i rød miljøkategori, Jet-Lube Alco EP-73 Plus. Dette
15 av 45 6.5 Utslipp til sjø
produktet er nå erstattet av et gult alternativ, Jet-Lube Alco EP ECF. Når connector monteres på brønnhode vil gjengefettet være eksponert for sjøvann, og det er derfor konservativt estimert et utslipp på 10 %. Når BOP er på plass, vil connector ikke lenger være i kontakt med sjøvann.
Med referanse til aktivitetsforskriften § 62 Økotoksikologisk testing av kjemikalier skal det foreligge HOCNF for kjemikalier i lukket system med forbruk på over 3 000 kg per innretning per år, inkludert første påfylling (systemvolum).
6.5.4 Kjemikalier i lukket system
Forbruk av kjemikalier i lukket system er styrt av ulike behov og kan typisk være en funksjon av en eller flere av disse faktorene:
• Utskifting i henhold til et påkrevd intervall (eksempelvis utstyrspesifikke krav)
• Utskifting i henhold til målinger (oljeanalyser)
• Forebyggende vedlikehold
• Kritisk vedlikehold
Basert på forbruk av hydraulikkvæsker de siste årene er det identifisert 3 kjemikalier som benyttes i lukkede systemer på Deepsea Stavanger hvor forbruket kan overstige 3000 kg per år. De
aktuelle kjemikaliene er hydraulikkoljene Castrol HYSPIN AWH-M 46 og Castrol HYSPIN AWH-M 32, samt Castrol Alpha SP 150 som benyttes i forbindelse med thrustere, alle tre er kategorisert som svarte kjemikalier.
En oppsummering er gitt under i Tabell 6.4. Utskiftning av kjemikalier i lukkede systemer vil vanskelig kunne forutses, men de omsøkte mengdene er basert på riggens erfaring med normalt forbruk (månedlig gjennomsnitt av anslått årsforbruk). Kjemikalieproduktene som benyttes i de lukkede systemene vil ikke slippes ut. Avhending av disse produktene ved utskiftning gjøres i henhold til plan for avfallshåndtering og de spesifikke kravene som er gitt for avfallsbehandling.
Ved årsrapportering vil Aker BP levere informasjon om faktiske forbrukte mengder.
Kjemikalie Forbruk aktuell
operasjonsperiode (kg)
System Miljøkategori
Castrol HYSPIN AWH-M 46 311,9 Hydraulikkolje Svart
Castrol HYSPIN AWH-M 32 928,2 Hydraulikkolje Svart
Castrol Alpha SP 150 271,0 Thrustere Svart
Tabell 6.4 Kjemikalier i lukkede systemer på Deepsea Stavanger med estimert forbruk > 3000 kg/år/
installasjon.
Kjemikalier i brannvannssystem er ikke søknadspliktige (aktivitetsforskriften § 62), men det er krav til HOCNF. Deepsea Stavanger benytter brannskum av typen RF-1 (rød kategori) som
brannslukkemiddel i brannvannsystemene ombord.
6.5.5 Kjemikalier i brannvannsystemer
Deepsea Stavanger har to vannrenseanlegg. En maskinromsvannseparator, IMO sertifisert, som renser vann til <15 mg/l for utslipp og returnerer vann utenfor spesifikasjon til oppsamlingstank.
6.6 Rensing og utslipp av oljeholdig vann
16 av 45 6.5.3 Utslipp til sjø
Oljefasen pumpes til maskinrommets oljeslamstank. Separatoren er designet for kontinuerlig strøm og separerer emulgert og ren olje, og det benyttes ikke kjemikalier i enheten. Det er installert en online olje-i-vannmåler for kontinuerlig overvåking og styring.
I tillegg har riggen et membranbasert system for rensing av slopvann og drenasjevann fra boredekk og dekkområder (Odfjell Drilling, 2017). Fra renseanlegget vil oljeholdig vann med en oljekonsentrasjon på mindre enn 30 mg/l bli sluppet til sjø. Resterende mengder som ikke kan behandles ombord vil ikke bli sluppet til sjø, men bli sendt i land for behandling som farlig avfall.
Dersom renseanlegget skulle være ute av drift, vil drenasjevann fra boredekk og andre skitne områder bli sendt til land for behandling.
Borekaks generert fra seksjoner boret med sjøvann og sweeps (8 1/2" pilothull, 36" og 17 1/2") vil bli sluppet til sjø rundt borehullet. Borekaks generert fra seksjoner boret med vannbasert
borevæske (12 1/4" og 8 1/2"), vil bli pumpet opp til riggen før utslipp til sjø. Det tekniske sidesteget (opsjon ved funn) vil bli boret med oljebasert borevæske. Borekaks generert fra sidesteget vil bli pumpet opp på riggen og transportert til land for avfallsbehandling.
6.7 Borekaks
En oversikt over mengde borekaks fra de ulike seksjonene er gitt i Tabell 6.5. Det er benyttet Norsk Olje og Gass sin omregningsfaktor (3,0 tonn kaks per m³ teoretisk utboret hullvolum).
Tabell 6.5 Beregnet mengde borekaks generert ved boring av letebrønn 30/12-2 Nipa.
Vann fra sanitæranlegg vil bli renset og UV-behandlet før det blir sluppet til sjø. Organisk kjøkkenavfall vil bli kvernet og sluppet til sjø.
6.8 Sanitærvann og organisk kjøkkenavfall
Av sikkerhetsmessige årsaker kan beredskapskjemikalier komme til anvendelse i borevæsken, ved sementering og dersom det oppstår uventede situasjoner/spesielle problemer (aktivitetsforskriften
§ 67). Slike situasjoner kan eksempelvis være ved fastsetting av borestreng, tap av sirkulasjon under boring eller ødelagte gjenger på borestreng eller foringsrør. Det er ikke planlagt for bruk av beredskapskjemikalier.
6.9 Beredskapskjemikalier
Beredskapskjemikaliene er vurdert og godkjent i henhold til interne krav og HOCNF er tilgjengelig i NEMS Chemicals. En oversikt over beredskapskjemikalier for borevæsker og sement er vist i Tabell 14.6 i Vedlegg 14.2 Oversikt over beredskapskjemikalier.
17 av 45 6.6 Utslipp til sjø
7 Utslipp til luft
Utslipp til luft i forbindelse med boring av letebrønn 30/12-2 Nipa vil kun være avgasser fra kraftgenerering i form av forbrenning av diesel med lavt svovelinnhold. Kraft genereres ved hjelp av dieseldrevne motorer. Det er planlagt at riggen skal ankres opp på borelokasjon, noe som minimerer bruken av DP.
Den planlagte boreoperasjonen har en total estimert varighet på 28 dager inkludert kjerneprøvetaking og kabellogging ved funn av hydrokarboner.
Deepsea Stavanger har et forventet dieselforbruk på 37,6 tonn per dag når riggen er ankret opp.
Beregnet utslipp til luft fra kraftgenerering under boreoperasjonen er vist i Tabell 7.1. Oversikten inkluderer ikke utslipp som følge av maritim drift av boreriggen, som er regulert gjennom
internasjonale maritime avtaler (IMO krav). Tetthet til diesel er satt til 0,865 tonn/m3, og det skal benyttes diesel med lavt svovelinnhold.
Norsk olje og Gass sine anbefalte utslippsfaktorer er benyttet som grunnlag for å beregne utslipp til luft (Norsk Olje og Gass, 2018). Utslippsfaktorene er som følger:
• CO2: 3,17 (tonn/tonn diesel)
• NOx: 0,043 (tonn/tonn diesel)
• nmVOC: 0,005 (tonn/tonn diesel)
• SOx: 0,001 (tonn/tonn diesel)
Aktivitet Dager Diesel (tonn) CO2 (tonn) NOX (tonn) nmVOC (tonn) SOX (tonn)
Boring hovedbrønn 18,5 949 3008 41 5 0,9
Opsjon for teknisk sidesteg
9,5 487 1545 21 2 0,5
Sum inkludert opsjoner
28 1436 4553 62 7 1,4
Tabell 7.1 Beregnet utslipp til luft fra kraftgenerering ved boring av 30/12-2 Nipa.
18 av 45 7 Utslipp til luft
8 Avfallshåndtering
Avfallshierarkiet vil bli fulgt, i prioritert rekkefølge blir reduksjon av avfallsmengde oppnådd ved gjenbruk, resirkulering, energigjenvinning og deponering. Et system for avfallsbehandling er implementert for å sikre maksimal gjenbruk og gjenvinning. Dette oppnås ved god planlegning av arbeidet ombord, reduksjon av innpakningsmateriale, god planlegging av kjemikaliebruk og ved å returnere overflødig materiale/kjemikalier til leverandøren.
Riggen sitt system for avfallshåndtering og avfallssortering vil være i overensstemmelse med retningslinjene utgitt av Norsk olje og gass, som regnes som bransjestandard.
For næringsavfall er det tilrettelagt for kildesortering ved utplassering av forskjellige containere ombord. Ansvarlig for logistikk og basetjenester vil sørge for handtering av avfall fra offshore til land og videre håndtering på land.
Avfall og farlig avfall vil bli håndtert og deklarert i henhold til forskrift om gjenvinning og behandling av avfall (avfallsforskriften kapittel 11) og levert til godkjent avfallsmottaker.
19 av 45 8 Avfallshåndtering
9 Operasjonelle miljøvurderinger
I henhold til aktivitetsforskriften § 64 er det utført en miljøvurdering av alle kjemikalier som skal brukes og/eller slippes ut, og det er gjort miljøvurderinger av alle planlagte utslipp. De største effektene kan forventes i nærområdet og representerer et begrenset areal. Med de
kjemikalievalgene som er tatt, samt generelt høyt fokus på å redusere skadelige utslipp og tiltak som er beskrevet i denne søknaden, vurderer Aker BP at aktiviteten kan gjennomføres uten vesentlige negative konsekvenser på borestedet og havområdet for øvrig.
Ved boring av topphullsseksjonene vil sjøvann/sweeps, vannbasert displacement borevæske og borekaks slippes ut på havbunnen. Nærbrønnsområdet vil bli dekket med kaks iblandet noen kjemikalier, hovedsakelig salt. Det er ikke påvist sårbar bunnfauna i området. 12 1/4" og 8 1/2'' seksjonene vil bli boret med vannbasert borevæske med retur til riggen, før utslipp til sjø.
Borekaks og annet tungt materiale vil spres og fordeles lokalt i området rundt borelokasjonen avhengig av partikkelstørrelse, strømstyrke og strømretning, og vil sedimenteres raskt.
Sedimentering av borekaks på havbunnen vil kun ha påvirkning på bunnfaunaen i et begrenset område nær brønnen, i en begrenset periode.
9.1 Borevæske og borekaks
Erfaringer fra tilsvarende utslipp ved boring med sjøvann/sweeps og vannbasert borevæske har vist at det kun vil være en kortvarig og begrenset effekt på plankton og bunndyr, hvilket er bekreftet av de regionale havbunnsundersøkelsene som er gjennomført på sokkelen. Alle
kjemikaliene i utslippet fra boring av brønnen er i kategorien grønn og gul og er vurdert å ikke ha effekter på miljøet.
Alle sementkjemikalier som er planlagt benyttet er kategorisert som grønne eller gule.
9.2 Sementeringskjemikalier
Utslipp av sementeringskjemikalier vil forekomme ved utslipp av overskuddsement på sjøbunn fra foringsrør og lederør, samt fra noe vasking av sementutstyr.
Størsteparten av utslippet vil være til sjøbunn. Utslippet av sement med tilsetninger vil stivne langs bunnen rundt brønnhullet. Dette vil føre til en fysisk påvirkning av bunnforholdene, men herdet sement vil ikke ha toksiske effekter på bunnlevende organismer. Størsteparten av
sementeringskjemikaliene er polymerer, som i liten grad vil kunne tas opp av biologiske organismer.
Sementeringskjemikaliene som slippes ut fra riggen som følge av rengjøring av sementenheten vil tynnes raskt ut i vannmassene, mens rester av sementen vil synke ned på bunnen over et større område og vil ikke påvirke bunnlevende organismer i nevneverdig grad. Konsekvensene av et slikt utslipp vil være neglisjerbare. Sementeringskjemikaliene vil slippes ut i flytende form, før sediment herdes i ledningene, noe som fører til at vannløselige fraksjoner i sementblandingen vil lekke ut og raskt fortynnes av omkringliggende vannmasser. Områder hvor det i en kort periode kan
forekomme påvirkning av marine organismer vil være svært begrenset.
20 av 45 9 Operasjonelle miljøvurderinger
9.3 Riggspesifikke kjemikalier
Det benyttes et vannbasert gult riggvaskemiddel på Deepsea Stavanger. Alt vaskevann samles opp i lukket dren og vil bli renset før det går til utslipp. Mengden som er estimert til utslipp er lav og vil fordeles i vannsøylen, og utslippet vil ha minimal miljøpåvirkning.
Komponentene i gjengefett vil brytes ned over tid og er miljømessig akseptable i henhold til kriterier i aktivitetsforskriften. Gjengefett som følger med utslippene av borekaks fra brønnhodet/
topphullene vil ha mindre mengder fettfraksjoner som løses opp i sjøvann. Utslippet av gjengefett er lavt, og er vurdert til å ha en neglisjerbar miljøpåvirkning.
Vannrensesystemet på riggen vil sørge for at oljeinnholdet i vannet som slippes ut ikke overstiger 30 mg/l. Oljeholdig vann som ikke lar seg rense til under 30 mg/l oljeinnhold (gjennomsnitt/mnd), vil bli sendt til land for destruksjon.
9.4 Utslipp av oljeholdig vann
Utslipp av oljeholdig vann fra riggen vil være så lavt at det ikke vil ha påvirkning for organismer i vannsøylen.
21 av 45 9.3 Operasjonelle miljøvurderinger
10 Miljørisiko og beredskap
Acona (2019) har utført en helårlig miljørettet risikoanalyse og beredskapsanalyse for brønn 30/12-2 Nipa i Nordsjøen i tråd med styringsforskriften §§ 16-17. Miljørisikoanalysen er
gjennomført iht. MIRA-metodikken med sesongvis oppløsning (OLF 2007). Beredskapsanalysen er gjennomført i henhold til NOROGs veileder for miljørettede beredskapsanalyser (Norsk olje og gass 2013) og med Excelverktøyet BarKal som ligger tilgjengelig i NOFO sitt planverk.
Brønnen er definert som en normal letebrønn og er planlagt boret med den halvt nedsenkbare boreriggen Deepsea Stavanger.
Basert på inngangsdata for væske i reservoaret, som også er lagt til grunn ved beregning av utblåsningsrater, er det valgt å bruke Oseberg Øst (SINTEF 2013) som referanseolje i
oljedriftsimuleringene. Denne oljen vurderes å være representativ basert på vurderinger av viskositet, tetthet, andel lette komponenter og kokepunkt.
Aker BP har etablert akseptkriterier for miljørisiko som samsvarer med etablert praksis blant operatørene på norsk sokkel. Prinsippet for etablering av akseptkriteriene er å sikre at
sannsynligheten for en hendelse er så lav at hyppigheten av en hendelse i forhold til varigheten av miljøskadene skal være ubetydelig. Ubetydelig i denne sammenheng er satt til < 5 %.
Akseptkriteriene er spesifisert i forhold til regioner, med 5 felt innen regionen, 2 installasjoner per felt, og 10 operasjoner per installasjon per år. Miljøskadefrekvenser for ulike skadekategorier vurderes opp mot Aker BPs akseptkriterier for miljørisiko (Aker BP 2018) som er vist i Tabell 10.1
10.1 Akseptkriterier
Miljøskade Varighet av skaden (restitusjonstid) Operasjonsspesifikke akseptkriterier
Mindre 1 mnd. – 1 år < 1 x 10-3
Moderat 1-3 år < 2,5 x 10-4
Betydelig 3-10 år < 1 x 10-4
Alvorlig >10 år < 2,5 x 10-5
Tabell 10.1 Aker BPs operasjonsspesifikke akseptkriterier for forurensning, uttrykt som akseptabel grense for miljøskade innen gitte miljøskadekategorier.
Miljørisikoanalysen er basert på inngangsdata gitt i Tabell 10.2 og letebrønnens lokasjon er vist i Figur 10.1
10.2 Inngangsdata for analysene
10.2.1 Lokasjon og tidsperiode
22 av 45 10 Miljørisiko og beredskap
Figur 10.1 Lokasjon av letebrønn 30/12-2 Nipa og omkringliggende felt.
Analysen er gjort som en helårlig analyse. Leterbrønnen er planlagt med tidligste oppstart i Q3 2019.
Koordinater for modellerte scenarier Breddegrad: 60° 1`42,658” N, Lengdegrad: 02° 46`3,438” Ø, (UTM 31: 6654765 N, 487046 Ø)
Vanndybde 114 meter (oppdatert til 105 m ifm. borestedsundersøkelsen)
Avstand til nærmeste kystlinje Ca. 122 km (Sund kommune)
Tabell 10.2 Inngangsdata og basisinformasjon for letebrønn 30/12-2 Nipa.
23 av 45 10.2.1 Miljørisiko og beredskap
Referanse oljetype Oseberg Øst
Riggtype Deepsea Stavanger - Halvt nedsenkbar flyterigg
Utblåsningsrater Vektet rate overflate: 566 Sm3/døgn
Ventet rate sjøbunn: 511 Sm3/døgn
Vektet varighet Overflateutblåsning: 19,4 dager
Sjøbunnsutblåsning: 20,7 dager
GOR (Sm3/Sm3) 67
Tid for boring av avlastningsbrønn 75 døgn
Aktivitet Leteboring
Type scenario Utblåsning (overflate/sjøbunn)
Både levetid til olje på sjø, grad av nedblanding i vannmassene og de tilhørende potensielle miljøeffektene vil avhenge av oljetype. Det samme gjelder egnetheten til og effekten av ulike typer oljevernberedskap (mekanisk og kjemisk bekjempelse). Det forventes å finne hydrokarboner i brønn 30/12-2, og det er valgt å benytte Oseberg Øst som referanseolje da denne har egenskaper tilsvarende de man forventer for oljen i brønnen ved funn.
10.2.2 Egenskaper til oljen
Oseberg Øst er en parafinsk råolje (tetthet 0,842mg/l) med middels asfalten og voksinnhold sammenlignet med andre råoljer på norsk sokkel. De lette komponentene av oljen fordamper lett ved et oljeutslipp til havs og innholdet av voks og asfaltener vil øke raskt i starten av et oljeutslipp.
Oljen danner stabile emulsjoner på sjøen og mister lite av vannet som er tatt opp, selv etter flere dagers forvitring på sjø.
Oljen er godt egent for mekanisk oppsamling. Nedre grense for mekanisk oppsamling nås raskt (under 1 time ved vintertemperaturer og under 7 timer ved sommertemperaturer). Flammepunktet er over sjøtemperaturen innenfor maks 30 minutter etter et utslipp til sjø, men kan i verste fall ligge under grensen for oppbevaring av væsker ombord i tank (60ºC) i opptil 6 timer etter
utslippspunktet.
Oljen har et bredt tidsvindu (mer enn 120 timer etter utslipp) for kjemisk dispergering ved sommerforhold, men forventes ikke å være dispergerbar etter en tid på sjøen (9 timer) ved høye vindstyrker under vinterforhold.
Definert fare- og ulykkeshendelse for miljørisikoanalysen er en utblåsning. Sannsynligheten for en utblåsning fra aktiviteten er estimert til å være 1,14 x 10-4 (Lloyds Register 2019).
10.2.3 Definerte fare- og ulykkessituasjoner
Ranold (2019) har gjennomført en utblåsningsstudie for brønn 30/12-2 Nipa der det er beregnet utblåsningsrater og –varigheter med tilhørende sannsynlighetsfordeling. Det er estimert 75 dagers varighet for å bore en avlastningsbrønn.
Vektet rate for overflateutblåsning er 566 Sm3/døgn, og 511 Sm3/døgn for sjøbunnsutblåsning.
Vektet varighet for overflateutblåsning er 19,4 døgn, mens tilsvarende verdi for sjøbunnsutblåsning er 20,7 døgn. Rate-/varighetsmatrisen som er lagt til grunn for oljedriftsmodelleringen og miljørisikoanalysen for letebrønnen er presentert i Tabell 10.3.
For modellering av sjøbunnsutblåsning benyttes ulik utslippsdiameter for utblåsning gjennom åpent hull (open) versus delvis åpent hull (restricted), i henhold til Beste praksis for oppsett av OSCAR (Acona et al. 2016). Ratene representert ved de respektive utslippsdiameterne er oppgitt i tabellen som henholdsvis R (restricted) og O (open).
24 av 45 10.2.1 Miljørisiko og beredskap
Utblåsnings -lokasjon
Fordeling overflate/
sjøbunn
Rate Sm3/
d
Sannsynlighet for raten
Open (O)/ Restricted (R)
Varigheter (dg) og sannsynlighetsfordeling
2 15 25 75
Overflate 10 % 142 35,7 NA 47 33 3 17
312 24,3 777 28,0 1796 10,1 2144 1,9
Sjøbunn 90 % 148 18,0 O 36 35 14 15
1470 12,0 O 146 42,0 R 876 24,6 R
918 3,4 R
Tabell 10.3 Rate- og varighetsfordeling lagt til grunn i oljedriftsimuleringer for letebrønn 30/12-2 Nipa.
Ratene er aggregert fra Ranold (2019).
Bestandsdataene anvendt for denne rapporten omfatter 12 arter sjøfugl i åpent hav datasett, 41 sjøfuglarter i kystdatasett, to arter sjøpattedyr (sel) og 13 fiskebestander. Habitatdataene omfatter 12 ulike strandhabitater.
10.3 Naturressurser som er inkludert i miljørisikoanalysen
Følgende datasett er benyttet i miljørisikoanalysen:
Datasett Utgiver Dato
Sjøfugl - Åpent hav SEAPOP 01.09.2013, re-publisert i 2015
Sjøfugl - Kyst NINA 26.11.2018
Gyteområder HI 30.04.2019
Fiskelarver og -egg HI 2005
Sjøpattedyr (sel) MRDB 02.09.2010
Strandhabitat MRDB 02.09.2010
Tabell 10.4 Datasett benyttet i miljørisikoanalysen.
For sjøfugl er det benyttet to datasett tilrettelagt i SEAPOP (NINA) der artene er tildelt månedlige bestandsandeler. Datasettet for åpent hav er delt inn i tre regioner (Barentshavet, Norskehavet og Nordsjøen) og kystdatasettet er basert på nasjonale andeler. Kystdatasettet er tilrettelagt iht.
anbefalinger fra en nasjonal arbeidsgruppe satt ned av NOROG.
Det er gjennomført spredningsmodellering av akutte oljeutslipp med bruk av SINTEFs OSCAR modell v. 10.01. Dette er en tredimensjonal oljedriftsmodell som beregner oljemengde på havoverflaten, strandet og sedimentert olje, samt olje nedblandet i vannsøylen. Modellen tar hensyn til oljens egenskaper, forvitringsmekanismer og meteorologiske data, og brukes til å gi en statistisk oversikt over hvor oljen kan forventes å spres. Modellen er satt opp iht. til NOROGs beste praksis dokument for oljedriftsimuleringer (Acona et al. 2016).
10.4 Drift og spredning av olje
Influensområder for olje på sjøoverflaten for sommer- og høstsesongen er vist i Figur 10.2 for sjøbunnsutblåsning og i Figur 10.3 for overflateutblåsning. Figurene viser områder som har mer enn 5 % sannsynlighet for mer enn 1 tonn olje i en 10x10 km kartrute. Influensområder for olje på
25 av 45 10.2.3 Miljørisiko og beredskap
strandlinjen for sommer- og høstsesongen er vist i Figur 10.4 for sjøbunnsutblåsning og i Figur 10.5 for overflateutblåsning. Det er ikke beregnet influensområde i vannkolonne (dvs. ingen kartruter har høyere oljekonsentrasjon i vannsøylen enn 100 ppb, i mer enn 5% av
enkeltsimuleringene) for noen sesonger eller utslippsdyp.
Figur 10.2 Forventede treff av oljemengder (≥ 5 % treff av > 1 tonn olje) i 10×10 km sjøruter gitt en
sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 30/12-2 Nipa i sommer- og høstsesongen. Sannsynlighet for treff av olje er gitt i ulike fargekoder.
Figur 10.3 Forventede treff av oljemengder (≥ 5 % treff av > 1 tonn olje) i 10×10 km sjøruter gitt en
overflateutblåsning fra letebrønn 30/12-2 Nipa i sommer- og høstsesongen. Sannsynlighet for treff av olje er gitt i ulike fargekoder.
26 av 45 10.4 Miljørisiko og beredskap
Figur 10.4 Forventede treff av oljemengder (≥ 5 % treff av > 1 tonn olje) i 10×10 km strandruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 30/12-2 Nipa i sommer- og høstsesongen. Sannsynlighet for treff av olje er gitt i ulike fargekoder.
Figur 10.5 Forventede treff av oljemengder (≥ 5 % treff av > 1 tonn olje) i 10×10 km strandruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønn 30/12-2 Nipa i sommer- og høstsesongen. Sannsynlighet for treff av olje er gitt i ulike fargekoder.
Oljedriftsimuleringene viser strandingssannsynligheter på rundt 50 % om sommeren og 72,3% om høsten. Korteste ankomsttid til land er 9,5 døgn om sommeren og 5,6 døgn om høsten, mens største strandingsmengder av emulsjon er 3195 og 4097 tonn oljeemulsjon langs kystlinjen, begge representert ved 95-persentiler. Syv av NOFOs eksempelområder for oljevern har mer enn 5 % sannsynlighet for stranding og kortere drivtid enn 20 døgn (vist i Figur 10.6). Ytre Sula er mest berørt, med strandingssannsynlighet på 45-67,6 %, drivtid fra 6-10,5 døgn og strandingsmengder mellom 731 og 1039 tonn i de aktuelle sesongene.
27 av 45 10.4 Miljørisiko og beredskap
Figur 10.6 NOFO-områder med strandingssannsynligheter høyere enn 5 % og drivtider kortere enn 20 døgn gitt en utblåsning fra letebrønn 30/12-2 Nipa.
Det er gjennomført en helårlig miljørisikoanalyse for Nipa for VØK-gruppene sjøfugl fra datasett for åpent hav, sjøfugl fra datasett for kyst, sel, fisk og strandhabitat. Analysen viser at risikoen
tilknyttet den planlagte boreaktiviteten er lav for alle VØK-grupper og bestander (se Figur 10.7).
10.5 Miljørisiko knyttet til aktiviteten
28 av 45 10.4 Miljørisiko og beredskap
Figur 10.7 Beregnet sesongvis sannsynlighet for miljøskade og miljørisiko for alle VØK-grupper. Verdiene er oppgitt som prosent av Aker BPs operasjonsspesifikke akseptkriterier. Høyre akse viser berørt bestand eller rute-id. NH = Norskehavet, NS = Nordsjøen. Rute ID 15254 ligger i Solund kommune
Sannsynlighet for bestandstap er lave til moderate for alle undersøkte VØK-grupper. For
skadekategoriene moderat til alvorlig er det sjøfugl på åpent hav som har de høyeste beregnete sannsynlighetene for bestandstap, mens det for skadekategori mindre er strandhabitat som har høyest utslag. I kategorien alvorlig er høyeste sannsynligheten for bestandstap 2 % i
boreperioden, mens den for mindre skadekategori er 34 % om sommeren og 51 % om høsten.
Beregnet miljørisiko er lav for alle undersøkte VØK-grupper. Sjøfugl på åpent hav er mest utsatt, med miljørisiko opptil 29 % av akseptkriteriet for alvorlig skade. I den planlagte boreperioden (sommer/høst) er det lomvi og havhest som har høyest risiko, der miljørisiko for lomvier 8% av akseptkriteriet for alvorlig skade, mens det i moderat skadekategori er et risikonivå for havhest opp til 14 %. Risikonivå for øvrige VØK-grupper er lavere (<6 %).
For fisk er det ikke beregnet sannsynlighet for bestandstap og miljørisiko for fisk er dermed null.
Nærmeste tobishabitat, som ligger ca. 15 km nordvest for lokasjonen, er ikke beregnet å bli påvirket av et eventuelt utslipp under leteboringen.
Oljedriftsimuleringene er modellert ned til sjøbunnen og analysen viser at konsentrasjonen i hele vannsøylen er lavere enn 100 ppb gjennom hele året. Tidligere risikoanalyser og -vurderinger av effektområder for tobis, gjennomført for andre leteboringer i nærområdet til Vikingbanken, tilsier at tobis ved Vikingbanken vil være lite sårbare for evt. uhellsutslipp ved Nipa. Modellert
vannsøylekonsentrasjoner i området over gytefeltene og oljekonsentrasjoner i sedimentet for Equinors for letebrønn Tune på Vikingbanken (DNV GL 2017) viser at utblåsningsratene må være vesentlig høyere enn for Nipa for å gi nevneverdige effektområder over 58 ppb. Nipa ligger også i større avstand fra Vikingbanken enn Tune og boringen foregår utenom de mest sårbare periodene
29 av 45 10.5 Miljørisiko og beredskap
for tobis som er under gyteperioden rundt årsskiftet og i beite- og bunnslåingperioden mellom april og juli, når fisken befinner seg i hele vannsøylen. I den planlagte boreperioden er tobis mindre sårbar enn de nevnte periodene, ettersom den befinner seg nedgravd i sanden.
Analysen viser at risikoen knyttet til boring av letebrønn 30/12-2 Nipa ligger innenfor Aker BPs akseptkriterier for alle VØK-grupper i alle sesonger.
Dimensjoneringen av oljevernberedskapen gjøres basert på de mengder olje/emulsjon som kan forventes ved en eventuell utblåsning som følge av beregnede utslippsrater for olje, og de ulike forvitringsprosessene som påvirker den. Bekjempelsesfasen i en oljevernaksjon vil kunne bestå av ulike tiltak, hvor de vanligste er mekanisk opptak og kjemisk dispergering. Dimensjoneringen av beredskapen skal følge NOFOs og NOROGs anbefalte retningslinjer (Norsk olje og gass 2013).
10.6 Beredskap mot akutt forurensning
Det vil bli utarbeidet en spesifikk oljevernberedskapsplan for brønnen før borestart.
Acona (2019) har gjennomført en beredskapsanalyse for boreoperasjonen vha. BarKal (NOFO 2019). Dimensjonerende hendelse er en utblåsning på 517 Sm3/d (vektet rate for overflate- og sjøbunnsutblåsninger). Ut fra oljens forvitringsegenskaper, vær- og vindforhold i de ulike
årstidene, og krav til oljevernfartøy på norsk sokkel er det beregnet et beredskapsbehov som vist i Tabell 10.5.
10.6.1 Analyse av dimensjoneringsbehov på havet
Behovet for havgående beredskap er beregnet til to NOFO-systemer igjennom hele året.
NOFO-systemene skal mobiliseres raskest mulig og senest innen minste drivtid til land eller til sårbare miljøressurser. Basert på normal plassering av fartøy slik disse er definert i NOFO sitt planverk kan første system kan være operativt innen 11 timer ved bruk av slepefartøy fra Redningsselskapet i Haugesund. Fartøy nummer to kan være operative innen 24 timer.
For å øke robustheten i beredskapsoppsettet er det listet opp tre systemer som alle møter kravet om fullt utbygd barriere innen korteste drivtid til land (9,5 døgn om sommeren og 5,6 døgn om høsten, se Tabell 10.6.
Parameter Vinter Sommer
Dimensjonerende utblåsningsrate (Sm3/d) 517 517
Fordampning etter 2 timer på sjø (%) 22 20
Nedblanding etter 2 timer på sjø 2 0
Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 11 12
Tilflytsrate emulsjon i barriere 1 (Sm3/d) 441 470
Opptakskapasitet (Sm3/d) (tatt hensyn til bølger og lysforhold) 2865 2865
Behov for NOFO-systemer i barriere 1 1 1
Systemeffektivitet barriere 1 46% 77%
Fordampning etter 12 t (%) 28 28
Nedblanding etter 12 t (%) 12 1
Tabell 10.5 Beregnet systembehov for havgående beredskap for letebrønn 30/12-2 Nipa. Beregningene for barriere 1 er basert på den oljemengden som, basert på forvitringsegenskapene til Oseberg Øst olje, tilflyter barrieren. For barriere 2 er det beregnet systembehov på samme måte, men gitt at barriere 1 er operativ.
30 av 45 10.5 Miljørisiko og beredskap
Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) 28 51 Opptakskapasitet (Sm3/d) (tatt hensyn til bølger og lysforhold) 2101 2101
Tilflytsrate emulsjon i barriere 2 (Sm3/d) 247 175
Behov for NOFO-systemer i barriere 2 1 1
Effektivitet av barriere 1 + 2 38% 67%
Totalt systembehov barriere 1 og 2 2 2
System Seilingstid (t)
Tidstillegg (t) 1)
Samlet responstid NOFO-fartøy (t)
Slepefartøy Samlet responstid Slepefartøy (t)
Total responstid for komplett system (t)
Sleipner/Utsira 3,2 7 11 RS
Haugesund
8 11
Troll/Oseberg 3,3 7 11 NOFO
pool
24 24
Gjøa 5,6 5 11 NOFO
pool
24 24
Tabell 10.6 Beregninger av responstider for Oljevernfartøy til brønn 30/12-2 for OR- og slepefartøy. RS = Redningsskøyte fra Redningsselskapet. Seilingstidene rundes opp til nærmeste hele time ved beregning av total responstid. Responstidene er beregnet basert på normal plassering av fartøy slik disse er definert i NOFO sitt planverk og verifisert av NOFO.
1. Spesifikk mobiliseringstid for områdefartøy og basefartøy inkluderer frigivelsestid fra
operatør (2-6 timer), mobilisering fra base (10-30 timer) og tid for utsetting av lense (1 time).
Beregningene av systembehov for barriere 3 og 4 er basert på 95-persentilen av strandet mengde emulsjon langs hele kystlinjen og strandingsperiode for den dimensjonerende hendelsen.
Systembehovet er ett kystsystem i hver av barriere 3 og 4 gjennom hele året.
10.6.2 Analyse av dimensjoneringsbehov ved kysten
Tilflytsratene til barrieren er mindre enn den nominelle systemkapasiteten på 120 Sm3/d for kystsystemer. Det er syv NOFO eksempelområder som har mer enn 5 % sannsynlighet for stranding og drivtid kortere enn 20 dager. Ytre Sula har størst sannsynlighet for stranding (45 %), kortest drivtid (10.5 dager) og størst mengde strandet emulsjon (731 tonn) om sommeren, da boringen er planlagt startet.
I barriere 5 er det beregnet emulsjonsmengder på 303 tonn for vinteren og 22 tonn om sommeren.
Basert på forutsetninger som er lagt til grunn i Barkal-analysen kan strandsaneringen ivaretas ved 3372 dagsverk fordelt på 34 personer om vinteren og 124 dagsverk fordelt på to personer om sommeren.
I en reell utslippssituasjon vil oljeflak av ulike størrelser kunne drive inn på ulike steder langs kysten, og kystberedskapen må organiseres basert på sanntids drivbaneberegninger og forurensningens faktiske spredning.
Et eventuelt oljeutslipp fra letebrønnen skal bekjempes ved hjelp av mekanisk oppsamling og/eller kjemisk dispergering avhengig av hva som vurderes å være det mest miljøgunstige tiltaket under rådende forhold. Et evt. utslipp forventes å ha egenskaper som likner referanseoljen Oseberg Øst.
Denne er godt egent for mekanisk oppsamling, men under vinterforhold er det nødvendig med høyviskositets-oljeoppsamler etter en tid på sjøen.
10.6.3 Beredskapsstrategi
31 av 45 10.6.1 Miljørisiko og beredskap
Potensialet for kjemisk dispergering vil evalueres ved hjelp av testing av utslippet. Bruk av kjemisk dispergering er vurdert spesielt relevant for en periode fra august til november da det ikke foregår gyting i området, for å beskytte sjøfugl samt å hindre strandpåslag. I perioder med høye
forekomster med sjøfugl og høyest miljørisiko, kan dispergering likevel være et aktuelt tiltak også når gyting pågår. Kjemisk dispergering vil planlegges og utføres i samråd med fagmiljøer for fisk og sjøfugl.
Strandingsstatistikken gir en indikasjon på at en utblåsning kan berøre deler av kysten. Ved en hendelse vil det gjøres en vurdering av allokering av ressurser for bekjempelse i kyst- og strandsonen basert på geografisk spredning av olje til sårbare områder. Oljens potensiale for mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering er vist i Figur 10.8.
Figur 10.8 Nøkkelegenskaper relatert til oljevernberedskap for Oseberg Øst (https://www.nofo.no/planverk)
Basert på anbefalinger i beredskapsanalysen er Aker BPs foreslåtte havgående beredskap som vist under:
10.6.4 Forslag til beredskap mot akutt forurensning
• Første system innen 11 timer
• Fullt utbygd barriere innen 24 timer
Akutt forurensning skal detekteres så raskt som mulig. Kravet ivaretas av OSD-radar på rigg, og implementerte systemer og rutiner om bord.
To kystsystemer skal være operative for bekjempelse i kystsonen innen 5,6 døgn. Oljeflak kunne drive inn på ulike steder langs kysten og kystberedskapen vil organiseres basert på faktiske drivbaneberegninger for utslippet.
32 av 45 10.6.3 Miljørisiko og beredskap
