petroleumsvirksomhet på Åsgard -

(1)

Side 1 av 77

Dokument-tittel Søknad om oppdatering av rammetillatelse for utslipp og

petroleumsvirksomhet på Åsgard -

inkludert "tie-in"-felt: Mikkel, Morvin og Trestakk

Dokumentnummer AU-ASG-00150

(2)

Søknad om oppdatering av rammetillatelse for utslipp av petroleumsvirksomhet på Åsgard – inkludert “tie-in”-felt: Mikkel, Morvin og Trestakk

Dok. nr. AU-ASG-00150

Trer i kraft Rev. nr.

(3)

Innhold

1 Innledning ... 6

1.1 Omfang av søknaden... 7

1.2 Ramme for aktiviteten ... 7

2 Generell informasjon ... 8

2.1 Beliggenhet og lisensforhold ... 8

2.1.1 Åsgard... 8

2.1.2 Mikkel ... 11

2.1.3 Morvin ... 11

2.1.4 Trestakk ... 11

2.2 Biologiske ressurser... 13

2.2.1 Plankton ... 13

2.2.2 Kaldtvannskoraller ... 13

2.2.3 Svamp ... 14

2.2.4 Fiskeressurser ... 14

2.2.5 Sjøfugl og pattedyr ... 15

3 Korallkartlegging og risikoreduserende tiltak ... 16

3.1 Korallkartlegging og forekomster på Åsgard med «tie-in»-felt ... 16

3.2 Verdivurdering av korallforekomster ... 17

3.3 Potensiell påvirkning fra boreaktiviteter og risikoreduserende tiltak ... 18

3.3.1 Partikulære utslipp ... 18

3.3.2 Ankeroperasjoner... 19

3.3.3 Ankerhåndtering på Åsgard og tie-in ... 20

3.4 Erfaring fra tidligere boreoperasjoner i korallområdet ... 20

4 Forbruk og utslipp av kjemikalier og kaks ... 22

4.1 Valg og evaluering av kjemikalier ... 22

4.2 Kontroll, måling og rapportering av utslipp ... 23

4.3 Omsøkte mengder kjemikalie for årlig forbruk og utslipp ... 23

4.4 Omsøkte svarte kjemikalier... 24

4.4.1 Bruksområde for svarte kjemikalier... 24

4.5 Omsøkte røde kjemikalier ... 26

4.5.1 Bruksområde for røde kjemikalier ... 27

4.6 Omsøkte gule kjemikalier... 28

4.7 Omsøkt forbruk av oljebasert borevæske ... 30

4.7.1 Miljøvurdering av kjemikalier med rød og gul Y2 miljøklassifisering i oljebasert borevæske ... 31

(4)

4.8 Kjemikalier i lukkede system ... 32

4.9 Drenering av væske til sjø under vedlikeholdsarbeid ... 33

4.9.1 Kjøle- og varmemedium ... 33

4.9.2 Glykoler ... 33

4.10 Bytte av stigerør ... 34

4.11 RFO-aktiviteter ... 34

4.12 CIP vaskekjemikalier... 34

4.13 Bruk og utslipp av borevæske... 35

4.14 Utslipp av borekaks... 36

4.15 Bruk og utslipp av sementeringskjemikalier ... 36

4.16 Utslipp av tørrbulk gjennom ventilasjonsliner... 36

4.17 Oljeholdige brukte kjemikalier ... 37

5 Oljeholdig vann ... 38

5.1 Produsertvann... 38

5.2 Drenasjevann ... 42

5.3 Ny utslippsstrøm for oljeholdig vann på Åsgard B ... 43

5.4 Drenasje‐ og oljeholdig vann fra Åsgard C og flyterigger ... 46

5.5 Olje på sand ... 47

5.6 Måleprogram ... 47

6 Utslipp til luft ... 48

6.1 Utslippskilder for Åsgard og «tie‐in»-felt ... 48

6.2 Hovedkilder til direkte utslipp av metan og nmVOC... 50

6.3 Utslipp fra VOC-anlegg ... 52

6.4 Utslippsmengder ... 52

6.4.1 Utslipp til luft fra permanente installasjoner på Åsgard med «tie-in»-felt ... 52

6.4.2 Utslipp til luft fra flyttbare installasjoner på Åsgard med «tie‐in»-felt ... 54

6.5 Miljøkonsekvenser ved utslipp til luft... 56

7 Energieffektivitet ... 57

7.1 Fakling ... 57

7.2 Varmegjenvinning ... 57

7.3 Energistyring ... 57

8 Avfallshåndtering... 59

8.1 Håndtering av borekaks ... 59

8.2 Sanitærvann og organisk kjøkkenavfall ... 59

8.3 Annet avfall ... 60

9 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning ... 61

(5)

9.1 Introduksjon ... 61

9.1.1 Aktivitetsbeskrivelse... 61

9.1.2 Akseptkriterier i miljørisikoanalysen ... 62

9.1.3 Utblåsningsrater og –varigheter ... 63

9.1.4 Oljetype ... 64

9.1.5 Resultater fra oljedriftsimuleringer ... 65

9.2 Oppsummering av resultater fra miljørisikoanalysen ... 68

9.2.1 Miljørisiko for pelagisk sjøfugl ... 68

9.2.2 Miljørisiko for kystbundne sjøfugl ... 68

9.2.3 Miljørisiko for sjøpattedyr ... 69

9.2.4 Miljørisiko for fisk ... 69

9.2.5 Miljørisiko strandhabitat ... 69

9.3 Beredskapsanalyse... 69

9.3.1 Formål og metodikk ... 69

9.3.2 Utslippsscenarier ... 70

9.3.3 Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering ... 71

9.3.4 Influensområder og stranding ... 72

9.3.4 Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 1 og 2 ... 72

9.3.5 Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 3 og 4 ... 73

9.3.6 Bruk av kjemisk dispergering ... 73

9.3.7 Deteksjon av olje og overvåkning av olje under oljevernaksjoner ... 75

9.4 Konklusjon for miljørisiko- og beredskapsanalyse ... 75

10 Referanser ... 77

11 Vedlegg ... 77

(6)

1 Innledning

Det vises til gjeldende utslippstillatelse for boring og produksjon på Åsgard, sist endret 18.12.2017 (deres ref.

2013/1157).

Søknaden omfatter Åsgard, som består av Smørbukk, Smørbukk Sør, Smørbukk Sør Extensions og Midgard, samt «tie-in»-feltene Mikkel og Morvin. I tillegg søkes det om å inkludere Trestakk som er nytt «tie-in»-felt til Åsgard, med produksjonsstart i første halvdel av 2019. Yttergryta, som har vært inkludert i rammetillatelsen, ble permanent nedstengt i 2013.

Behovet for oppdatering skyldes først og fremst utvikling av Åsgardfeltet med nytt «tie-in»-felt, i tillegg til at gjeldende rammetillatelse ble utstedt for perioden 2014-2019.

Det søkes om en oppdatering og utvidelse av gjeldende rammetillatelse fra 2019 og inntil videre.

Søknaden gir en oversikt over planlagte operasjoner, kjemikalieforbruk og -utslipp og forventede utslipp til luft i forbindelse med aktivitetene på Åsgard med «tie-in»-felt. For å ha størst mulig fleksibilitet, søkes det om en årlig ramme. For produksjonskjemikalier er forbruk beregnet ut fra erfaringstall og år med forventet høyest forbruk.

Prognose for bore- og brønnoperasjoner og riggkjemikalier er beregnet ut fra erfaringstall og snitt per brønn, og forventet riggaktivitet per år.

(7)

1.1 Omfang av søknaden

Søknaden omfatter følgende aktiviteter pr. år:

• Produksjon fra Åsgard og «tie‐in»-felt

• Normal drift og vedlikehold av installasjoner, rørledninger og brønner (inklusive revisjonsstans-aktivitet) på Åsgard og «tie‐in»-felt

• Testing av utstyr med utslipp av kjemikalier til sjø

• Lasting og lagring av råolje med tilhørende utslipp til luft

• Boring av inntil 5 nye brønner + boring av sidesteg i eksisterende brønner

• P&A av produksjons‐, injeksjons- og letebrønner på Åsgard og «tie‐in»-felt

• «Coiled Tubing»-operasjoner

• Inntil 7 brønnintervensjoner per år inkludert komplettering, wireline-operasjoner, workover, rekompletteringer og kjemikaliepumping

• Inntil 11 brønnoperasjoner per år med IMR-fartøy

• Utslipp til luft fra energiproduksjon fra turbiner, motorer, kjel og incinerator samt fakling

• Brenning av hydrokarboner over brennebom fra flyterigger (der det ikke er mulig over fast installasjon)

• Brønnopprenskning på fast installasjon ved brønnoppstart

• RFO (klargjøring for operasjon) og stigerørsoperasjoner

• Diffuse (direkte) utslipp til luft av naturgass

• Forbruk og utslipp av kjemikalier

• Utslipp av vannbasert borekaks og overskuddsborevæske

• Utslipp av produsertvann

• Utslipp av oljeholdig vann, drenasjevann og renset slopvann

• Utslipp av vann fra vaskeoperasjoner

• Utslipp av sand fra jetting og jettevann

• Vannstrøm fra opprenskning og/eller testing av brønn

• Utslipp av vannløselige bore- og brønnkjemikalier lett kontaminert med olje (<30 ppm) fra oljebasert borevæske eller råolje

• Avfallshåndtering

• Beredskap

1.2 Ramme for aktiviteten

Prinsipper for risikoreduksjon beskrives i § 11 i rammeforskriften. Lovgivningen sier at skade eller fare for skade på mennesker, miljø eller materielle verdier skal forhindres eller begrenses i tråd med helse‐ , miljø‐ og sikkerhetslovgivningen, herunder interne krav og akseptkriterier som er av betydning for å oppfylle krav i denne lovgivningen. Videre sier forskriften at utover dette nivået skal risikoen reduseres ytterligere så langt det er mulig.

Equinor planlegger å gjennomføre aktivitetene i tråd med dette og er, etter intern styrende dokumentasjon, pålagt å følge prinsippene i miljøstyringssystemet ISO 14001-standarden for minimering av negativ påvirkning på miljøet.

(8)

2 Generell informasjon

2.1 Beliggenhet og lisensforhold

2.1.1 Åsgard

Åsgard ligger på Haltenbanken, 200 km fra kysten av Midt‐ Norge og 50 km fra Heidrun. Feltet har en utstrekning på 60 x 20 km, med havdyp på 240 til 310 meter. Åsgardfeltet består av kondensat‐ og gassforekomstene Smørbukk og Smørbukk Sør, og gassforekomsten Midgard. I løpet av 2014 og 2015 ble bunnrammen PB, en injektor og en produsent, bygget ut. Utbygningen ble kalt Smørbukk Sør Extension (SSE), og har samme lisens som Åsgard. Produksjonen startet i 2015.

Åsgard er bygget ut med havbunnskompletterte brønner som er knyttet til produksjons- og lagerskipet Åsgard A, som produserer og lagrer olje. Den flytende halvt nedsenkbare plattformen Åsgard B behandler gass og

kondensat. Til Åsgard B er det knyttet et lagerskip for kondensat; Åsgard C. I tillegg til å behandle egen produksjon blir gassen fra Mikkel, prosessert på Åsgard B. Væsken fra området blir eksportert med skip, mens gassen blir transportert gjennom gassrørledningen «Åsgard Transport» til Kårstø. Feltet ble påvist i 1981 og produksjonen startet i 1999. Tabell 2.1 viser lisensforhold på Åsgardfeltet.

Åsgard A har i februar 2018 søkt om levetidsforlengelse ut kalenderåret 2030.

Figur 2.1 Åsgardfeltet bestående av produksjonsskipet Åsgard A, halvt nedsenkbare plattformen Åsgard B og lagerskipet Åsgard C

(9)

Tabell 2.1 Lisensforhold for Åsgard (Smørbukk, Smørbukk Sør og Midgard)

Eier Prosentvis andel

Petoro AS 35.69

Equinor Petroleum AS 34.57

ENI Norge AS 14.82

Total E&P Norge AS 7.68

ExxonMobil Exploration and Production Norway AS 7.24

Mikkel og Morvin er «tie‐in»- felt til Åsgard. Figur 2.2 viser en skjematisk oppbygning over Åsgard med «tie in»- feltene Morvin og Mikkel. Trestakk knyttes også til Åsgard ved produksjonsstart i første halvår 2019.

Figur 2.2 Skjematisk oppbygging av Åsgardfeltet (Smørbukk, Smørbukk Sør og Midgard) med «tie‐in»-feltene Morvin, Mikkel og Trestakk.

(10)

2.1.1.1 Åsgard Subsea-kompresjon

I september 2015 startet det første kompresjonstoget på havbunnen (Åsgard Subsea-kompresjon). Hensikten med kompressorstasjonen på Midgard er å øke trykket i brønnstrømmen fra Midgard- og Mikkelfeltene inn mot

installasjonen Åsgard B, hvor disse produseres.

Åsgard Subsea-kompresjon består av en subsea kompressorstasjon med to kompresjonstog (SCSt) og en subsea kompressor-manifoilstasjon (SCMS). Produksjonen går til SCSt via SCMS og videre til Åsgard B. De to

kompressorstasjontogene produserer i parallell og opereres uavhengig av hverandre. Fra januar 2016 var begge kompresjonstog i gang.

Åsgard Subsea-kompresjon importerer elektrisk kraft fra Åsgard A ved hjelp av kabel. Samlet kraftbehov er maksimalt 27,5 MW. Dersom Åsgard A må forlate feltet mens subsea-kompresjonsanlegget ennå trenger kraft, vil kraftleveransen måtte skje fra Åsgard B. Åsgard A har søkt om levetidsforlengelse ut kalenderåret 2030.

Forbruk og utslipp av kjemikalier i tilknytning av drift av Åsgard Subsea-kompresjon føres mot Åsgard A. Dette gjelder utover MEG blant annet barrierevæsken Glythermin P 00-44 (se kap 4.5). Det forekommer også utslipp fra arbeid og transport med intervensjonsfartøy i forbindelse med planlagt utskifting og vedlikehold av

prosessmodulene i anlegget.

Subsea-kompresjonsanleggets drift og produksjon er et lisens-samarbeid mellom Åsgard og Mikkel.

2.1.1.2 Increased Oil Recovery (IOR)-prosjekter og feltutviklingsprosjekter

Det foregår planlegging av flere prosjekter for å øke oljeutvinningen på Åsgard med «tie-in»-felt. Disse prosjektene vil bidra til ytterligere produksjon av olje og gass, og all prosessering av produkter vil skje over installasjonene Åsgard A og Åsgard B. Ingen prosjekter vil tilføre nye kjemikalier på installasjonene. Innvirkning på vannkvalitet og -mengder antas å være liten. Bidraget til utslipp til luft er prognostisert gjennom oppdatering av revidert

nasjonalbudsjett. Hvert år har hvert felt en prosess for å gi innspill til revidert nasjonalbudsjett, og modne prosjekter inkluderes i prognosene. Se også kapittel 6 om utslipp til luft.

IOR-prosjektene består i hovedsak av nye brønner eller utvikling av nye bunnrammer innenfor Åsgard-lisensen.

Åsgard A lavtrykksprosjekt, innebærer å knytte Smørbukk- og Smørbukk Sør-brønnene mot innløpsseparatorer med lavt trykk. Dette bidrar til økt produksjon. Injeksjonskompressor skal bygges om til en «booster»-kompressor for løft av gass fra lavtrykksbrønnene til eksport-trykk (for injeksjon og eksport).

Følgende prosjekter har passert DG3, eller vil med stor sannsynlighet passere DG3, innen 1.1.19:

- Smørbukk N-område (en brønn) - Åsgard A lavtrykksprosjekt - Mid Delta East

(11)

- Smørbukk Nord (feltutviklingsprosjekt)

2.1.2 Mikkel

Mikkel er bygd ut med et undervannsanlegg hvor brønnstrømmen er knyttet til undervannsanlegget på Midgard.

Undervannsanlegget består av to brønnrammer med til sammen tre produksjonsbrønner. Brønnstrømmen går til Åsgard B‐plattformen, og den separerte gassen sendes til Kårstø gjennom rørledningen «Åsgard Transport».

Mikkelfeltet har produsert gass og kondensat siden 2003, og ligger 35 kilometer sør for Midgard.

Eierforholdene i Mikkel er fordelt mellom Equinor: 43,97%, Exxon Mobil: 33,48 %, Eni Norge: 14,90% og Total E&P Norge AS: 7,65%.

2.1.3 Morvin

Morvin er et oljefelt, med noe assosiert gass i Norskehavet, og omfatter utbygging av brønnrammer på

havbunnen som er knyttet opp mot Åsgard B. Feltet ligger i produksjonslisens PL134B, blokk 6505/11, ca. 15 km nordvest for Åsgard A.

Morvin ble påvist i 2001 og er bygd ut med to havbunnsrammer og fire produksjonsbrønner som er knyttet opp mot plattformen på Åsgard B. Feltet kom i produksjon i 2010, og er en viktig bidragsyter for å opprettholde dagens produksjon frem mot 2030. Gass fra Morvin blir eksportert via «Åsgard Transport» (rørledning) til Kårstø, mens olje overføres til Åsgard C for videre eksport med skytteltanker.

Eierforholdene i Morvin er fordelt mellom Equinor: 64,0%, Eni Norge: 30,0% og PGNiG Upstream Norway AS:

6,0%.

2.1.4 Trestakk

Trestakkfeltet er lokalisert på Haltenbanken, 200 km fra kysten av Midt-Norge og 20 km sør for Åsgard, Figur 2.2.

Trestakk ble påvist i 1986, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i mars 2017. Feltet skal bygges ut som et «tie-in»-felt til Åsgard A, og omfatter bygging av en havbunnsramme med fire brønnslisser og en satelittbrønn.

Feltet er avhengig av gassinjeksjon for å produsere, hvor gass vil bli injisert gjennom en rørledning fra Smørbukk Sør, Figur 2.3. Injeksjon av kjemikalier vil skje fra Åsgard A, og forbruk og utslipp av produksjonskjemikalier vil inngå i miljøregnskapet for Åsgard A. Brønnstrømmen skal transporteres til Åsgard A for prosessering. Olje lagres midlertidig på Åsgard A, og fraktes til markedet med tankskip. Gassen skal eksporteres gjennom «Åsgard

Transport» til Kårstøterminalen. Havdypet i området er ca. 300 meter.

(12)

Oppstart av boring på Trestakk planlegges til september 2018, med start produksjon i mai 2019. Produksjon fra feltet vil være olje ved hjelp av gassinjeksjon frem til 2028. For å få depletert reservoaret fullstendig, vil

gassinjektorene omdannes til gassprodusenter frem til 2030, som er forventet levetid for Åsgards A. Trestakk ligger i produksjonslisens PL 091 med eierforholdene fordelt som gitt i Tabell 2.2. Boring av de 5 planlagte brønner (10 brønnbaner) søkes inn i egen søknad. Produksjon og videre boring av Trestakk ut over det som omsøkes i egen boresøknad søkes inn i Åsgard rammetillatelse.

Forbruk og utslipp av produksjonskjemikalier vil inngå i miljøregnskapet fra Åsgard A.

Tabell 2.2 Lisensforhold for Trestakk

Eier Prosentvis andel

Equinor Petroleum AS 59,1

ExxonMobil Exploration and Production Norway AS 33

Eni Norge AS 7,9

Figur 2.3 Skisse over utbygging av Trestakk med gassløft fra Smørbukk og produksjon opp mot Åsgard A

(13)

2.2 Biologiske ressurser

Dette kapitlet omhandler biologiske ressurser i området. Når det gelder eventuell påvirkning av vår aktivitet på marine ressurser vises det til den Regionale konsekvensutredningen for petroleumsvirksomheten i Norskehavet [1]. Status for miljøtilstanden i området er oppdatert med informasjon fra Faglig grunnlag for oppdatering av forvaltningsplanen for Norskehavet [2].

2.2.1 Plankton

Dyreplanktonsamfunnet i Norskehavet domineres av copepoder/hoppekreps av artene Calanus finmarchicus (raudåte) og krill (lyskreps). I de kalde delene av havet, spesielt i vest og sørvest, finnes også store mengder amfipoder. For øvrig har de fleste marine organismer et planktonisk stadium i løpet av livssyklusen. Eksempler på dette er fiskelarver og egg fra ulike arter fisk, samt larver fra virvelløse dyr som muslinger, rur, o.l.

Planktonmateriale varierer sterkt i løpet av året, hvor biomassen er lav om vinteren, og øker til maksimalt i mai.

Grunne banker som Frøyabanken, Sklinnabanken og Haltenbanken danner spesielle strømvirvler som gjør at bankene opprettholder vannmasser med nok næring og lys i store deler av året. Strømmene fører også til at plankton får lengre oppholdstid her enn andre steder, hvilket gjør bankene til høyproduktive områder og næringsrike spiskamre for fisk og andre marine organismer.

Dyreplanktonmengdene har vist en nedadgående trend siden tidlig på 2000-tallet og ligger i nedre sjiktet av den naturlige variasjonen. De siste årene har nedgangen imidlertid flatet ut, og i 2011 og 2012 var det en liten økning.

Endringene i artssammensetning omfatter så langt en for liten del av den totale biomassen av dyreplankton.

2.2.2 Kaldtvannskoraller

De norske kaldtvannskorallrevene dannes av Lophelia pertusa, en steinkorall (Scleractinia) i familien

Caryophyllidae. Lophelia forekommer i de fleste hav, unntatt de aller kaldeste, i dybdeområdet 40-3000 m dyp.

Revene er store biologiske konstruksjoner med en kompleks og romlig struktur som gjør dem til et egnet

leveområde for mange fastsittende og frittlevende organismer. De store variasjonene i mikrohabitat gjør revene til et økosystem med høyt artsmangfold. Utenfor Trønderlagskysten danner korallen sammenhengende rev eller banker opp mot 1 km lange og 35 meter høye. Rev-kompleksene kan imidlertid bli mye lengre, for eksempel revet på Sularyggen som er omlag 14 km langt. Midtnorsk sokkel har de største kompleksene og høyeste tetthetene av Lophelia rev som er kjent. De fleste ligger på dyp mellom 200 og 350 m.

Paragorgia arborea (Sjøtre), Paramuricea placomus (Sjøbusk) og Primnoa er hornkoraller som kan danne såkalte korallskoger. Sammen med Lophelia danner de ofte komplekse habitater for mange andre arter. Korallskog er avhengig av hardt substrat for å kunne etablere seg, og benytter seg ofte av dødt Lopheliarev. Korallskog er iøynefallende objekter på havbunnen, ofte i kraftig gul, oransje eller rød farge. Hornkoraller er på lik linje med

(14)

Lophelia langlivete arter som vokser relativt langsomt. De eldste koloniene man kan finne i Norge er sannsynligvis mellom 100 og 200 år gamle.

2.2.3 Svamp

Svamper (Porifera) er kolonidyr som danner et indre skjelett i form av små spikler av kisel eller kalk. De aller fleste svampene er fastsittende på underlaget og har liten eller ingen egenbevegelse. Svampene viser stor

formvariasjon, fra arter som danner overtrekk på underlaget til runde eller sylindriske former, og videre arter med opprett og forgrenet vokseform. Svampene lever vanligvis av små næringspartikler som filtreres fra vannet, men enkelte arter lever i symbiose med ulike mikroorganismer eller kan til og med være kjøttetere.

De fleste svampene er marine og finnes på hardbunn fra fjæresonen til ganske store dyp. Svampene deles i tre hovedgrupper hovedsakelig basert på materialet i skjelettet: kalksvamper (Calcarea), glass-svamper

(Hexactinellida) og horn- og kiselsvamper (Demospongiae).

Det er kjent at svampområder er utbredt i Barentshavet, for eksempel på Tromsøflaket, spesielt i Snøhvitområdet og de vestlige delene som grenser til eggakanten. Det foreligger imidlertid ikke noen fullstendig oversikt over utbredelsen av svampsamfunnene på Haltenbanken.

2.2.4 Fiskeressurser

Sild, torsk og sei utgjør de tre kommersielt sett viktigste fiskebestandene i Norskehavet. Hyse, lange, brosme og uer er andre fiskearter der en stor andel av den samlede norske fiskefangsten tar i Norskehavet, men som volummessig betyr mindre enn de tre førstnevnte.

For øvrig domineres fiskesamfunnet i Norskehavet av de tre pelagisk fiskeartene sild (norsk vårgytende sild), makrell (nordøstatlantisk makrell) og kolmule. Noen av de viktigste endringene i økosystemet siden 2007 er derfor veksten og ekspansjonen i makrellbestanden, nedgangen i sildebestanden etter 2009 og den betydelige

nedgangen i bestanden av kolmule. For kolmule gir gode årsklasser i 2010 og 2011 en økning i bestanden i 2013 i forhold til de foregående årene. Den betydelige nedgangen i bestanden av sei, i forhold til de historiske høye bestandsmålingene i første del av 2000-tallet, er også et viktig trekk. Andre viktige endringer siden 2007 er at bestanden av snabeluer nå er vurdert til å være restituert til et bærekraftig reproduksjonsnivå men at nedgangen i bestanden av vanlig uer pågår fortsatt. Mens vanlig uer var klassifisert som sårbar (VU) i rødlisten for 2006, er den i rødlisten for 2010 og 2015 klassifisert som sterkt truet.

(15)

2.2.5 Sjøfugl og pattedyr

Innenfor influensområdet for oljeutvinningsaktiviteten i Norskehavet ligger mange viktige fuglefjell og

hekkeplasser for sjøfugl, for eksempel Røst, Værøy, Lovunden, Vega og Vikna. Mange områder brukes i sommer- og høstmånedene under myteperioden, og store områder, både ved kysten og ute i havet, brukes i

vintermånedene. Det store artsmangfoldet, og det store antall hekkende par, gjenspeiler den svært rike biologiske produksjonen i området. De fleste sjøfuglarter har høy sårbarhet for oljeforurensning på individnivå.

Bestandene av flere av sjøfuglartene i Norskehavet har avtatt betydelig de senere årene. For lomvi har det vært registrert en dramatisk tilbakegang i hekkebestanden siden begynnelsen av 1980-tallet i de fleste koloniene på norskekysten, og i forvaltningsplanområdet. Størst har nedgangen vært i de nordnorske koloniene, og da spesielt Røst. Lunde har tilsynelatende holdt seg stabil de siste 30 årene på Runde, men de siste 10 årene har det vært en negativ utvikling. På Sklinna har hekkebestanden gått ned med 2.6 % i perioden 1981-2012 og med 8.4 % i perioden 2003-2012. Også hekkebestanden av krykkje har gått ned og arten ble i rødlisten for 2010 og 2015 klassifisert som sterkt truet. Den nordlige underarten av sildemåke har minket langs kysten av Helgeland de siste 7 årene. Ærfuglbestanden har også avtatt de siste årene, mens toppskarv viser en mer blandet utvikling. Årsakene til de observerte endringene er ikke fastslått, men det er meget sannsynlig at endringer i næringsforholdene (dyreplankton, små fisk av pelagiske og bunnlevende arter som sild, tobis og torskefisk) har en stor betydning. En økning i antall havørn har ført til en økning i predasjonstrykket på sjøfugl i flere områder. Det er også målt høye nivåer av miljøgifter i fugleegg. Resultatene fra analysen gir grunn til bekymring for miljøgifter som

påvirkningsfaktor for sjøfugl i Norskehavet.

Sjøpattedyr i influensområdet inkluderer havert og steinkobbe (seler) og oter. I tillegg er spekkhogger, vågehval, nise og spermhval vanlige i området. Bestandsestimater for de jaktbare bestandene av steinkobbe, havert, grønlandssel og vågehval oppdateres med intervaller på 5-6 år. Tellingene av steinkobbe i 2011-og 2013 viser en liten økning på landsbasis i forhold til tellingene i 2003- 2006, men for Norskehavet (Møre og Romsdal til og med Nord-Trøndelag) har det vært en reduksjon på 35 %. For havertens vedkommende tyder bestandsmodelleringer generelt på stabilitet eller vekst i fylkesvise bestander langs Norskekysten. Den positive utviklingen i

ungeproduksjon på landsbasis gjorde at rødlistestatus ble endret fra «sårbar» til «livskraftig» i 2010, noe den fortsatt har status som i 2015. Grønlandsselbestanden i Vesterisen har vist tegn til betydelig vekst over de seneste ti-år. Bestanden av klappmyss er på et historisk lavmål. Data indikerer at bestanden sannsynligvis er redusert med over 50 prosent på mindre enn tre generasjoner. Forekomstene av vågehval i Norskehavet har holdt seg stabil.

(16)

3 Korallkartlegging og risikoreduserende tiltak

Planlegging av boreoperasjoner gjennomføres i henhold til NOROG-retningslinjer og Equinors eget beste praksis notat. Equinors beste praksis er fundamentert på NOROG-retningslinjer og videreutviklet basert på løpende erfaringer og publiserte vitenskapelige studier. Alle Equinors boreoperasjoner på Haltenbanken og i Norskehavet vurderes for mulig tilstedeværelse av koraller og planlegges i henhold til nevnte dokumenter.

Risiko for skade på enkeltkoraller blir vurdert. Selv om risiko for skade på enkeltkoraller ikke medfører risiko for det biologiske mangfold i området, er målet å minimere risiko der kostnadene ikke er urimelig høye (ALARP). En slik tilnærming er i henhold til Naturmangfoldloven.

3.1 Korallkartlegging og forekomster på Åsgard med «tie-in»-felt

Etter aktivitetsforskriftens §53 skal det gjennomføres grunnlagsundersøkelse før boring i miljøfølsomme områder. I korallområder kartlegges influensområdet ved hjelp av akustiske metoder, ROV- eller AUV-montert Multi Beam Echo Sounder (MBES). Et korallkart med 0,5 x 0,5 m grid utarbeides som grunnlag for videre planlegging.

Dekningsområdet for kartleggingen er på generell basis i størrelsesorden radius på 2,8-3,3 km for en oppankret borerigg. Potensielle korallstrukturer innenfor 500-metersonen rundt brønnen eller et eventuelt alternativt utslippspunkt, samt koraller som kan komme i konflikt med anker/ankerliner, dokumenteres visuelt der dette er hensiktsmessig.

Områder rundt samtlige bunnrammer på Åsgard med «tie-in» er kartlagt for koraller som beskrevet ovenfor. Noen områder på Åsgard er kjent for å ha rike korallrev og korallskoger. Generelt viser undersøkelsene at forekomster av Lopheliarev er rikest ved eggekanten, og gradivs avtar jo lenger inn på sokkelen en befinner seg. Samme gjelder for korallskoger, som er rikest i områder hvor forekomster med Lophelia er tettest, se Figur 3.1. Innerst på sokkelen er Lopheliarev sjeldnere eller fraværende, likevel kan en finne enkeltstående bløtkoraller eller mindre ansamlinger av korallskog her. Disse etablerer seg enten på dødt Lopheliarev, eller på grushauger eller

ansamlinger av større steiner. Utbredelsen av koraller på Åsgard kan tyde på at Lopheliarev trives best i de forhold som er nær eggekanten, mens utbredelsen av bløtkoraller avhenger mer på tilgang av hardt substrat for å etablere seg.

«Tie-in»-feltet Morvin har de tetteste forekomstene med korallrev i meget god kondisjon. Det er gjennomført flere studier på korallene på Morvin som har gitt god kunnskap om revene her. Equinor har ikke like god kjennskap til korallforekomster på de øvrig omsøkte felt. Mangel på informasjon skyldes at det ved utbygging av disse feltene ikke ble stilt krav til en like omfattende kartlegging av korallforekomster som i dag. Kun forekomster høyere enn 2,5 m og i nærmeste omkrets rundt bunnrammene ble identifisert. Kravene til kartlegging har gradvis blitt endret gjennom høyere fokus på koraller og forbedring av teknologi for kartlegging. Som en standard gjennomføres det på nye felt på Haltenbanken en detaljert korallkartlegging sammen med risikoreduserende tiltak for å redusere skader på korallforekomster. Equinor jobber kontinuerlig med å forbedre informasjonsgrunnlaget på eksisterende felt der denne er mangelfull, og søker å redusere og unngå skader på korallforekomster gjennom planlegging av operasjoner på både gamle og nye lokasjoner. Verktøyene Equinor benytter for risikoreduksjon er beskrevet i

(17)

kapittel 3.3.

Figur 3.1 Korallforekomster på Åsgard hvor rosa markeringer angir koraller. Korallforekomster tettest nær eggekanten (høyre i bildet), med avtagende tetthet lenger inn på sokkelen

3.2 Verdivurdering av korallforekomster

Klassifisering utføres for korallforekomster som er visuelt dokumentert. Kriteriene er en etablert industripraksis på norsk sokkel og gitt i NOROG-veilederen «Guideline for visuell kartlegging og verdivurdering». Prinsippene for verdivurderingen er vist i Figur 3.2.

Koraller som er visuelt inspisert er stort sett blitt verdivurdert. Kondisjon på korallrev- og skoger er i det store og hele relativt lik utbredelsen, det vil si der hvor tettheten er størst, er også kondisjonen best. Forekomster som ikke er visuelt dokumentert håndteres som korallforekomster i excellent kondisjon med hensyn til risikoreduserende tiltak under operasjonen.

(18)

Figur 3.2 Prinsipper for verdivurdering av koraller fra NOROGs guideline. Inkludert visuelle eksempler for hver enkelt verdikategori

3.3 Potensiell påvirkning fra boreaktiviteter og risikoreduserende tiltak

Boreaktivitet i områder der dypvanns koraller forekommer, representerer en potensiell trussel for korallrev.

Partikulære utslipp i nærheten av korallene kan påvirke forekomstene, enten ved sedimentering eller begraving av objektene, eller ved økte nivåer av suspenderte partikler i vannmassene. Fysisk skade på koraller på grunn av kollisjon med anker, kjettinger eller annet utstyr er også en potensiell trussel for korallforekomstene.

3.3.1 Partikulære utslipp

Utslipp av partikler fra boreoperasjoner kommer fra utboret kaks og partikulære borevæsker. Risiko for påvirkning på koraller som følge av partikulære utslipp reduseres ved å minimere eksponering. Flere tiltak kan gjennomføres for å redusere partikkeleksponering på koraller:

• Gjennomføre spredningsanalyser for å simulere spredningsmønster på utslipp. Analysen angir også konsentrasjon og varighet av eksponering på korallforekomstene innenfor 500-metersonen fra

(19)

brønnlokasjon. Resultatene fra analysen er et hjelpemiddel for å sette inn de riktige tiltak for å redusere risiko for påvirkning.

• Flytte utslippspunkt for topphullskaks og borevæske til et mer gunstig område med hensyn på koraller via et transportsystem for kaks, Cuttings Transport System (CTS)

• Reduksjon av utslipp fra topphullsseksjoner ved bruk av RMR med etterfølgende ilandsending av kaks

• Redusere utslipp av kaks fra 17 ½’’-seksjon ved ilandsending for henholdsvis deponering av avfall og gjenbruk i andre prosjekter. Det benyttes i slike tilfeller oljebasert borevæske

• Bruk av Brine for å redusere mengden partikler i sirkulasjonsvæsker som benyttes mellom boring og sementering. Ved krav om høy tetthet på væsken vil andre typer Brine enn NaCl benyttes. Disse er mer kostbare enn barite og er kun benyttet i tilfeller der simuleringer viser at bruk av Brine reduserer

påvirkning i så stor grad at bruk av CTS-slange kan unngås

På Åsgard og tie-in er det stor variasjon hva angår tetthet og kondisjon på koraller. Hvilke tiltak som tas i bruk vurderes fortløpende fra operasjon til operasjon for å redusere risiko til et akseptabelt nivå uten å skade vernede korallforekomster.

3.3.2 Ankeroperasjoner

Legging av anker og ankerlinerer kan i korallområder utgjøre en risiko for mekanisk skade på korallforekomster.

Korallkart, basert på akustiske data, danner basis for ankringsanalysen. Sannsynligheten for at anker/ankerliner kommer i konflikt med korallstrukturene vil representere risikoen, det vil si avstanden fra anker/ankerliner til nærmeste korall. Avstander fra potensiell anker/ankerliner til korallstrukturer er delt inn i tre risikokategorier:

• Høy risiko: <20 m fra korall strukturer

• Moderat risiko: 20 - 30 m fra korall strukturer

• Lav risiko: >30 m fra korall strukturer

Equinor sikter etter å operere anker/ankerliner i soner som gir lav risiko, hvor avstand til nærmeste korall er minimum 30 meter. I tilfeller der anker/ankerkorridorer viser seg å være i moderat risiko vil andre tiltak settes inn:

• ROV-assistert pre-legging og opptak av anker og kjettinger for å sikre +/- 5m leggenøyaktighet

• Øke ankervekt og/eller dimensjon på kjetting for å oppnå kortere kjedelengde og dermed redusere influensområdet i ytterkant av ankermønsteret

• Benytte fibertau med oppdrift for å øke avstanden fra riggen til potensielle touch down, og dermed redusere influensområde inn mot brønnlokasjon. Fibertau kan også benyttes over korallrev for å unngå kollisjon

• Gjennomføre Best-Fit ankringsanalyse for å finne traseer hvor risiko for kollisjon med koraller er minst.

Dette er et hjelpemiddel for å finne det best egnede ankermønster med hensyn på koraller.

(20)

Før hver oppankring vil risikovurderinger gjennomføres for å redusere potensiell kollisjon med koraller. Endelig ankringsanalyse gjennomføres i henhold til Petroleumstilsynets innretningsforskrift §63, med henvisning til Sjøfartsdirektoratets ankringsforskrift §§6-17. Alle korallrev og lokaliteter med korallskog vil ligge som hinder i denne analysen.

Det er av Equinors interesse å redusere antall ankeroperasjoner da disse er både ressurs- og tidskrevende. Flere årsaker ligger til grunn for at tradisjonelle ankeroperasjoner likevel gjennomføres i dag:

• Tilgjengelighet på rigger som kan operere på DP (Dynamisk Posisjonering)

• Sikkerhetsmessige årsaker som operering på HTHP-felt, grunnet havdyp o.l. hvor tradisjonell oppankring reduserer risiko for utblåsning. Ved grunt vanndyp vil en liten avdrift være nok til at stigerøret knekkes, og en utblåsning kan skje.

• Dersom en rigg skal jobbe på samme bunnramme over lenger tid, kan det være hensiktsmessig å ankre opp for å redusere forbruk av diesel

3.3.3 Ankerhåndtering på Åsgard og tie-in

De siste årene har Equinor leid inn flere rigger som kan operere på dynamisk posisjonering (DP). Det har derfor vært færre ankeroperasjoner på feltet enn tidligere. Hvilke tiltak som tas i bruk vurderes fortløpende fra operasjon til operasjon for å redusere risiko til et akseptabelt nivå uten å skade vernede korallforekomster. Under planlegging av ankeroperasjoer, vil det etterstrebees å holde 30 meter avstand fra koraller. I enkelte tilfeller der tetthet på koraller er størst, vil avstanden kunne være kortere. Det vil da bli satt inn tiltak som beskrevet i kap 3.3.2.

3.4 Erfaring fra tidligere boreoperasjoner i korallområdet

Equinor har i løpet av de siste syv årene gjennomført en rekke detaljerte korallkartlegginger i forbindelse med feltutbygginger, letebrønner og brønnoperasjoner på Haltenbanken og i Norskehavet. Det er med grunnlaget i dette kartleggingsmaterialet mulig å se en del trender:

• Korallforekomstene er betydelige og ikke sjeldne

• Lopheliarev varierer i tetthet, utbredelse og kondisjon avhengig lokalitet

o I vest nær sokkelkanten er det høy tetthet av Lophelia av god kondisjon o Lenger inne på sokkelen er det større andel dødt Lopheliarev

o Korallskog er assosiert til revene

• Korallskog (spesielt Paragorgia og Primnoa) finner man på hele sokkelen der det er hardt substrat

o Enkeltkolonier på rullestein, «man-made» strukturer og på dødt Lopheliarev

(21)

Generell erfaring fra boreoperasjoner som er planlagt og gjennomført etter beste praksis de siste årene er at koraller ikke utsettes for uakseptabel risiko. Synlig sedimentasjon har generelt en begrenset utbredelse, i noen tilfeller ut til ca 150 m fra utslippspunktet. Dersom plassering av utslippspunktet er i tilstrekkelig avstand (150-200 m) til nærmeste korall, vil skade som følge av nedslamming unngås. Finere partikler suspendert i vannmassene kan spres langt fra utslippspunktet og eksponere koraller i korte episoder der peak-konsentrasjoner kan overskride terskelverdier som baseres på langtidseksponering. Slike korte eksponeringsepisoder (0,5-2 timer) med peak- konsentrasjoner kan forekomme ut til ca 600-700 m fra utslippsstedet. Terskelverdiene vi benytter er basert på studier der koraller har vært langtidseksponert over uker og representerer i liten grad faktisk eksponering ved en boreoperasjon. Det anses derfor som akseptabelt at enkeltkoraller utsettes for peak-konsentrasjoner betydelig over terskelverdi. Overvåking har ikke påvist skade på eksponerte koraller.

Korallrevene på Morvin ble visuelt overvåket ett år etter boring av fire produksjonsbrønner, og følges nå opp hvert tredje år som del av den regionale miljøovervåkingen. Det foreligger ingen indikasjoner på langsiktige effekter.

Studier gjennomført som del av prosjektet Coral Risk Assessment, Monitoring and Modelling, CORAMM har vurdert potensielle effekter fra suspendert materiale som følge av petroleumsutvinning i nærheten av

kaldtvannskorallrev. Basert på resultatene fra CORAMM og erfaring fra Morvin-prosjektet er det grunn til å tro at kaldtvannskoraller er mer motstandsdyktige mot partikkelspredning enn tidligere antatt.

Det er gjennomført mange ankeroperasjoner i områder med koraller de senere årene. Interne krav for ankerhåndtering er oppdatert for å møtekomme avstandskravene mellom liner/anker og koraller. «As left»- undersøkelser viser at 30 meter avstand fra koraller, eller de andre tiltak som settes inn, er tilstrekkelige for å unngå kollisjon og skade på koraller.

(22)

4 Forbruk og utslipp av kjemikalier og kaks

I henhold til gjeldende regelverk søkes det om tillatelse til forbruk av svarte kjemikalier, forbruk og utslipp av røde kjemikalier og utslipp av gule kjemikalier. Mengdene er beregnet ut fra andel svart, rødt og gult stoff i hvert av handelsproduktene.

4.1 Valg og evaluering av kjemikalier

Klassifiseringen av kjemikalier og stoff i kjemikalier er gjort i henhold til gjeldende forskrifter og dokumentert i databasen Nems.

I Nems‐databasen finnes HOCNF‐datablad for de enkelte kjemikalier der komponentene er klassifisert ut fra følgende egenskaper:

• Bionedbrytning

• Bioakkumulering

• Akutt giftighet

• Fysiske egenskaper

• Kombinasjoner av punktene over

Basert på stoffenes iboende egenskaper er de gruppert som følger:

• Svarte: Kjemikalier som det kun unntaksvis gis utslippstillatelse for (gruppe 1‐4)

• Røde: Kjemikalier som skal prioriteres spesielt for substitusjon (gruppe 5‐8)

• Gule: Kjemikalier som har akseptable miljøegenskaper ("Andre kjemikalier")

• Grønne: PLONOR‐kjemikalier og vann

De ulike bruksområdene for kjemikaliene er oppsummert med hensyn til mengder av stoff i miljøklassene gule, røde og svarte stoffgrupper (ref. aktivitetsforskriften).

Kjemikalier som benyttes innenfor aktivitetsforskriftens rammer, skal miljøklassifiseres i henhold til HOCNF og vurderes for substitusjon etter iboende fare og risiko ved bruk og utslipp. Kjemikalier som har svart, rød, Y3 og/eller Y2 miljøfare skal identifiseres og inngå i selskapets substitusjonsplaner. Bruk av slike produkter kan forsvares i tilfeller der utslipp til sjø er lavt, produktet er kritisk for drift eller integritet til et anlegg og/eller det ut fra en helhetlig vurdering av et anlegg ser at det er en netto miljøgevinst i å ta i bruk disse kjemikaliene. Årlig

avholdes substitusjonsmøter mellom Equinor og leverandører/kontraktører. Her presenteres produktporteføljen og bruksområder der HMS‐egenskapene er synliggjort. På møtene diskuteres behovet for de enkelte kjemikaliene og muligheten for substitusjon. Aksjoner for substitusjon vedtas og følges opp på kontraktsmøter gjennom året.

Equinor vil særlig prioritere substitusjonskandidater som følger vannstrømmen til sjø. Substitusjonsplanene er lett tilgjengelig for lokal miljøkoordinator samt andre relevante som er knyttet til drift eller kontrakter. Det vil også foregå et substitusjonsarbeid for enkelte grønne kjemikalier som har skadelige helseeffekter.

(23)

4.2 Kontroll, måling og rapportering av utslipp

Equinor har satt krav og retningslinjer til driftskontroll, utslippsmåling og rapportering i forbindelse med

virksomheten på norsk sokkel slik at både myndighetskrav og interne krav blir ivaretatt. Disse kravene vil også gjelde for de leverandører som leverer tjenester i forbindelse med bore‐ og brønnoperasjoner. Rapportering av forbruk og utslipp av riggkjemikalier utføres av boreentreprenør. Rapportering av forbruk og utslipp av

borevæsker og sementkjemikalier utføres av den enkelte væskeleverandør.

4.3 Omsøkte mengder kjemikalie for årlig forbruk og utslipp

Kjemikaliene som omsøkes er vurdert til å være de som ivaretar de produksjons‐ og miljømessige forholdene på en best mulig måte. Kjemikaliene er inndelt i produksjonskjemikalier, bore‐ og brønnkjemikalier og

rørledningskjemikalier. Det vises til vedlegg 1 for underlag over de omsøkte mengder og miljøklassifisering av de omsøkte kjemikaliene.

Prognoser for produksjonskjemikalier er basert på historiske væskerater og produksjonsprognoser, samt «worst case»-doseringsrater. Det er brukt en sikkerhetsmargin på 10 % for de fleste produksjonskjemikalier, men 25 % for noen kjemikalier hvor usikkerheten er større.

Grunnlaget for beregning av bore‐ og brønnkjemikalier, samt riggkjemikalier er beregnet ut fra høyeste estimerte aktivitet for Åsgard inklusiv «tie-in»-felt de kommende år. En sikkerhetsmargin på 50% er benyttet for beregning av bore‐ og brønnkjemikalier, samt riggkjemikalier. Antall bore‐ og brønnoperasjoner er vist i Tabell

4.1. En oversikt over estimert årlig totalforbruk og utslipp av borekjemikalier er gitt i vedlegg 1.

Tabell 4.1 Antall bore- og brønnoperasjoner for høyaktivitetsår på Åsgard med «tie-in»

Bore- og brønnoperasjoner Antall ved høyaktivitetsår

Boring av nye brønnbaner 5

Komplettering 7

LWI og Wireline operasjoner 11

P&A operasjoner* 5

* gjelder P&A av produksjons, ‐injeksjons‐ og letebrønner

En stor andel av kjemikalier som går til utslipp er PLONOR‐ kjemikalier (Chemicals known to Pose Little Or No Risk to the environment). Dette er kjemikalier som er vannløselige, bionedbrytbare, ikke‐ akkumulerende og/eller uorganiske, naturlig forekommende stoffer med minimal eller ingen miljøskadelig effekt. Kjemikalier med grønn miljøklassifisering er valgt med grunnlag i at de regnes som de mest miljøvennlige produktene. En beskrivelse av kjemikalier med svart, rød og gul og gul Y2 miljøklassifisering er gitt i etterfølgende kapitler

Tabell 4.2 viser den totale stoff mengden det søkes om for hver fargekategori. Tallene er avrundet i forhold til tabell 1 og 2 i vedlegg 1. Y‐ klassifisering av gule kjemikalier er vist i kapittel 4.6.

(24)

Tabell 4.2 Omsøkte årlige utslipps‐ og forbruksmengder av kjemikalier fordelt på bruksområde Forbruk

grønt stoff (tonn)

Utslipp grønt stoff (tonn)

Forbruk gult stoff (tonn)

Utslipp gult stoff (tonn)

Forbruk rødt stoff (kg)

Utslipp rødt stoff (kg)

Forbruk svart stoff (kg)

Utslipp svart stoff (kg) Bore- og brønnkjemikalier,

inkl. riggkjemikalier 55 073 37 193 7 701 553 2 1 2 0

Produksjonskjemikalier 6 526 6 154 332 215 14 586 5 314 1 755 1 205

Rørledningskjemikalier 466 466 204 3,6 0 0 8,8 0

4.4 Omsøkte svarte kjemikalier

Det søkes om forbruk av kjemikalier i svart miljøkategori innen bruksområdene RFO-aktiviteter, brønnbehandling, og sporstoff, samt forbruk og utslipp av thrusterolje og hylsetetningsolje. Forbruk og utslipp av kjemikalier med svart miljøklassifisering er summert i Tabell 4.3. For kjemikalier i lukkede systemer, se kapittel 4.8.

Tabell 4.3 Forbruk og utslipp av produkter med svart miljøklassifisering

Bruksområde Estimert årlig forbruk (kg) Estimert årlig utslipp (kg)

Mengde produkt Svart stoff Svart stoff

Diesel (brønnbehandling) 200 000 8,8 0

Hylsetetningsolje thrustere

Loadway EP 150 (maksår 2019) 1 500 1 155 1 155

Smørefett på turret

Uniway LI 62 (maksår 2019) 600 600 50

Svart sporstoff* 1,8 1,8 0

* se vedlegg 1 for informasjon om produktnavn

4.4.1 Bruksområde for svarte kjemikalier

Statoil Marin Gassoil (Diesel)

Avgiftsfri diesel kan benyttes i forbindelse med RFO-aktiviteter og under brønnbehandling. I særlige tilfeller kan også diesel benyttes ved LWI-operasjoner. Det vil ikke være utslipp til sjø av diesel, da produktet

tilbakeproduseres til produksjonsenhet. Avgiftsfri diesel består av et lovpålagt fargestoff som viser svart miljøklassifisering. Andelen av svart komponent i produktet er 0,0044%.

(25)

Loadway EP 150

Loadway EP 150 er en hylstetningsolje som brukes på thrusterne på Åsgard. System for hylstetningsoljer har tidligere vært ansett som et lukket system, men har nå vist seg å gi utslipp til sjø ved Åsgard A. Utslippet er i følge leverandøren som forventet og må derfor anses som et operasjonelt utslipp. Alternative oljer har blitt vurdert, men flere antas å være aggressiv mot pakningsmaterialet når oljen blandes med vann, noe som vil ødelegge

tetningsringene.

Utslipp til sjø var tidligere 1‐2 liter pr. døgn, men har på grunn av slitasje i systemene gradvis økt en del i senere år. Det er særlig to thrustere som lekker olje. Det er iverksatt en del risikoforebyggende tiltak for å redusere utslippet av Loadway EP 150. Thrustere med størst lekkasje brukes når operasjonelle forhold tilsier det, men parkeres når det ikke er nødvendig å bruke samtlige thrustere.

Loadway 150 EP består av baseoljer og additiver. Baseoljene er dels røde (23%) og dels svarte (77%) grunnet kombinasjon av lav nedbrytbarhet og høyt bioakkumuleringspotensiale. For mer grundig miljøvurdering, se vedlegg 2.

Equinor startet oppgradering av thrustersystemet våren 2018. I den forbindelse har Equinor i samarbeid med leverandør av thrustere (Rolls-Royce) og kjemikalier (Fuchs) foretatt en substitusjon av Loadway EP 150 til en mer miljøvennlig olje, Plantogear 100 HVI. Denne vil kun anvendes på nye thrustere, og fullstendig substitusjon av Loadway EP 150 forventes å være ferdigstilt i 2022-23. Plantogear 100 HVI antas å sortere i svart

miljøfarekategori på grunn av en additivpakke (ca 3 %), men ca 97 % av produktet består av esterbaserte mineraloljer og forventes å sortere i gul miljøfarekategori.

Equinor søker om å få ta i bruk Plantogear 100 HVI som et mer miljøvennlig alternativ til Loadway EP 150. Mer informasjon om forbruk og lekkasje til sjø vil bli ettersendt når mer erfaring foreligger. Equinor søker også om unntak fra HOCNF fram til 31.12.2019 for produktet.

Uniway LI 62

Uniway LI 62 er et smørefett som anvendes på turret på Åsgard A. Slik som Norne-skipet, er Åsgard A er et produksjons- og lasteskip (FPSO) som dreier rundt en sylinderformet dreieskive (turret), hvor fleksible stigerør fører brønnstrømmen til skipet. Turret er fortøyd i havbunnen, mens skipet dreies rundt turret etter vær og vind.

Turret hviler på skipet på store lagerflater bestående av 67 lagerbukker. Hver lagerbukk har 3 sylindre; 1 horisontal sylinder og 2 vertikale sylindre.

Smørefett presses ut i toppen av lagerskålene på hver sylinder for reduksjon av friksjon, og fra de horisontale sylindrene kan overskuddsfett lekke ned til sjøoverflaten i ringrommet mellom turret og skipet. Overskuddsfett fra de vertikale sylindrene vil i hovedsak havne på og rundt lagerbukkene på skipssiden.

Åsgard A samlet for første gang opp emulsjon i ringrommet i januar 2016. Det ble kun samlet opp 60 kg emulsjon, og det antas derfor at strukturer i ringrommet på Åsgard A samler opp en del smørefett. I kommunikasjon med

(26)

Miljødirektoratet i januar 2016, ble derfor estimert utslippsfaktor for Uniway LI 62 justert ned for 2015 fra 50 % av antatt forbruk på horisontale lagerbukker (1/3 av forbruket), til 25 % av dette forbruket.

Equinor søker om en forbruksramme tilsvarende 600 kg/år for Uniway LI 62, men antar at smørefettet i løpet av 2019 eller 2020 vil erstattes av et mer miljøvennlig kjemikalie. Kvalifiseringsløp for nytt smørefett har pågått siden 2017, og antas ferdigstilt i løpet av 2019. Det alternative kjemikalier antas å sortere i rød, eventuelt gul,

miljøfarekategori.

Åsgard søker av denne grunn om fortsatt midlertidig unntak fra krav om økotoksikologisk testing og dokumentasjon (HOCNF) av Uniway LI62, inntil det foreligger endelige resultater og konklusjoner fra kvalifiseringsløpet av mulig alternativ. For mer grundig miljøvurdering, se vedlegg 2.

Oljesporstoff

Oljeløselige sporstoff har godkjent HOCNF med miljøklassifisering 100 % svart. I enkelte brønner plasseres kjemiske sporstoff i ulike deler av brønnen for å overvåke vann‐ og oljeproduksjonen av de ulike seksjonene. Ved å analysere brønnfluidene som kommer opp, kan sporstoffene identifiseres og gi informasjon om hva som

strømmer inn. Informasjonen benyttes til å sette inn tiltak for optimalisering av produksjon.

Plassering av sporstoffene skjer som oftest fra flyterigg i forbindelse med boring og komplettering av brønner.

Sporstoffene vil over tid følge produksjonsstrømmen når brønnen settes i produksjon. Prøvetaking og analyser skjer derfor på produksjonsplattformen. Dersom brønner blir rensket opp over brennerbom på rigg, forventes at ca.

80 % av oljesporstoff blir forbrent. Oljesporstoff har affinitet til olje, og vil følge produsert olje etter separator på produksjonsplattform. Det vil derfor ikke være utslipp til sjø av oljesporstoff. Omsøkte mengder oljesporstoff er vist Tabell 4.3. Mer informasjon om produkter er gitt i vedlegg 1.

4.5 Omsøkte røde kjemikalier

Det søkes om tillatelse til bruk av rødt stoff innen bruksområdene produksjonskjemikalier, hylsetetningsolje, subsea barrierevæske og sporstoff. Omsøkte mengder forbruk og utslipp av kjemikalier med rød miljøklassifisering er gitt i Tabell 4.4. Røde kjemikalier i oljebasert borevæske og kjemikalier i lukket system er skilt ut fra de øvrige bore‐ og brønnkjemikaliene.

Tabell 4.4 Omsøkte mengder over forbruk og utslipp av kjemikalier i rød miljøkategori

Bruksområde Estimert årlig forbruk (kg) Estimert årlig utslipp (kg) Mengde produkt Rødt stoff Rødt stoff

Bore- og brønnkjemikalier, e.g. sporstoff 1,8 1,8 1,8

Hylsetetningsolje trustere 1 500 345 345

Produksjonskjemikalier 73 649 14 241 4 969

Rørledningskjemikalier 0 0 0

(27)

4.5.1 Bruksområde for røde kjemikalier

Forbruk og utslipp av røde kjemikalier har vært lavt på Åsgard med «tie-in» i senere tid, fram til hypokloritt i 2016 ble omklassifisert fra gult til rødt kjemikalie. For øvrig er det behov for røde kjemikalier innenfor områdene skumdemper, barrierevæske, flokkulant og algehemmer.

Thrusterolje Loadway EP 150 inneholder også rødt stoff. For beskrivelse av bruksområde, se over (bruksområde for svarte kjemikalier).

Amerel 2000

Amerel 2000 er en skumdemper i aminanlegget på Åsgard B. Det er ikke identifisert noe alternativ til denne.

Kjemikalets miljøegenskap er klassifisert som rød grunnet lav biologisk nedbrytbarhet. Silikoner av denne typen er ikke biologisk nedbrytbare. Kjemikalet er biologisk inert og dermed ikke akutt giftig eller akkumulerende. Utslipp til sjø vil være minimalt siden kjemikaliet i all hovedsak vil følge oljefasen. Dersom kjemikalie slippes til sjø, vil det ikke volde akutt skade, men fortynnes og oppholde seg i det marine miljø i lang tid.

Irgatreat Cl740

Irgatreat Cl740 er en korrosjonshemmer/algehemmer som blir tilsatt vannet kontinuerlig inn på dampkjelen på Åsgard B for å hindre algevekst og korrosjon i systemet. Kjemikalie er vannbasert og lett vil blandes og fortynnes i marint miljø, men består av en liten andel rød polymer. Giftigheten av dette produktet er lav, og det er ikke noe potensiale for bioakkumulering slik at utslipp ikke vil medføre hverken lang‐ eller korttidseffekter på resipienten.

Biologisk nedbrytbarhet i sjø vurderes imidlertid som sakte.

MGP‐5/Glythermin P 44‐ 00

MGP‐ 5, eller Glythermin P 44‐ 00, er en barrierevæske som brukes på pumpene på Åsgard subsea- kompresjonsanlegg.

Barrierevæsken lekker noe til kondensatstrømmen. Den vil følge produksjonsstrømmen

til Åsgard B hvor den vil bli sluppet til sjø sammen med produsertvannet. Kjemikaliet er fullstendig vannløselig og består hovedsakelig av glykol tilsatt additiver. En liten andel (0,641%) av additivene er røde på grunn av lav bionedbrytbarhet og vil representere en liten kontamineringsfare. Det er gjort en grundig substitusjonsvurdering av dette kjemikalet, og det finnes i dag ingen alternative produkter som er teknisk kvalifiserte for å substituere MGP‐ 5.

Hypokloritt

Det anvendes hypokloritt på Åsgard B for å hindre begroing i prosessanlegget. Tidligere ble utslippsfaktor satt til 1 for hypokloritt. Dette antas nå å være for konservativt, og en utslippsfaktor tilsvarende 0,4 er rimelig å anvende for anlegget på Åsgard B. Det er i anlegget på Åsgard B ikke mulig å måle klor i systemets utslippspunkt.

Hypokloritt har en andel av rødt stoff tilsvarende 18,9 %. For mer grundig miljøvurdering, se vedlegg 2.

(28)

Floctreat 7924

Floctreat 7924 er et flokkuleringsmiddel som benyttes for å rense oljeholdig vann for dispergert olje på Åsgard C.

Det er svært lite forbruk, og den grønne flokkulanten Floctreat 7844 anvendes for det meste.

Flokkulanten binder seg til de små oljedråpene i hydrosykloner, Epcon og flotasjonsceller der flokkulant-oljedråpe- komplekset flyter i vannet og dermed kan skimmes av og sendes til oljefasen. Kjemikalie er ikke giftig for marine organismer, ikke bioakkumulerende og ikke biologisk nedbrytbar (rød). Det finnes pt. ingen effektive

bionedbrytbare flokkuleringskjemikalier. De er alle polymerbaserte og er ikke lett bionedbrytbare. Under og etter bruk vil polymeren hovedsakelig være bundet til oljedråper som går i oljefasen. Overskudd av polymer vil følge oljeholdig vann. Det antas at om lag 20% av forbruket følger vann, mens 80% vil ende opp i oljefasen. Grunnet lav giftighet, høy vannløselighet og intet potensiale for bioakkumulering vil utslipp ikke medføre hverken lang- eller kortidseffekter i resipienten, men vil likevel bidra med ikke-nedbrytbare kjemikalier til sjø.

Vannsporstoff

Vannsporstoff brukes i enkelte brønner for reservoarundersøkelser, blant annet som et passivt sporstoff for å overvåke vanngjennombrudd. Vannsporstoffene er løselige i vann og vil derfor tilbakeproduseres med produsertvannet og slippes til sjø over en periode over flere år. Utslippsnivå vil ligge på ppt til ppb nivå.

Vannsporstoffene er ikke bioakkumulerende og ikke giftige, og vil i gitt utslippskonsentrasjon ikke ha en negativ miljøeffekt av betydning. Derimot har de lav nedbryting, og vil forbli i omgivelsene lenge før de brytes ned. Dersom brønnen renskes over brennerbom på rigg, antas av ca. 50 % av røde sporstoff blir forbrent i forbindelse med opprensking av brønnen. De resterende sporstoffene vil følge brønnstrømmen tilbake til rigg, og slippes til sjø via produsertvann.

Av tekniske årsaker, vil rapportering av utslipp registreres det året de injiseres. Omsøkte mengder vannløselige sporstoff er gitt i Tabell 4.4.

4.6 Omsøkte gule kjemikalier

Tabell 4.5 viser estimat av forbruk og utslipp av omsøkte gule kjemikalier fordelt på bruksområdene produksjon-, bore‐ og brønnkjemikalier og rørledningskjemikalier.

Hovedandelen av kjemikalier med gul miljøklassifisering som planlegges benyttet befinner seg i underkategorien gul Y100&104. Disse anses å ha akseptable miljøegenskaper. Gule Y2 kjemikalier har fått sin miljøklassifisering fordi de tenderer til å ha lav nedbrytbarhet, eller at nedbrytningsproduktene til kjemikaliet har lav nedbrytbarhet.

Produkter som planlegges brukt i gul Y2 klassifisering er beskrevet under.

I forhold til vedlegg 1 som viser fordeling av forbruk av kjemikalier innenfor ulike bruksområder (prosess-, rørledning-, hjelpe-), blir forbruk og utslipp av noen hjelpekjemikalier (som inngår i produksjonskjemikalier i vedlegg 1) som typisk anvendes mest under revisjonsstanser (såper/vaskemidler) oppgitt under bruksområde

(29)

«rørledningskjemikalier» i tabell 4.7. Dette skyldes først og fremst at aktivitet som ikke skjer kontinuerlig gjerne registreres i miljødatabasen Teams i egne transaksjoner, og holdes separat fra det sedvanlige månedsregnskapet.

Rammen for gult stoff for produksjons- og rørledningskjemikalier søkes av denne grunn delvis som noe fleksibel mellom bruksområdene, men typiske rørledningskjemikalier (fargestoff, oksygenfjerner mv) vil alltid registreres som rørledningskjemikalier.

Tabell 4.5 Estimerte mengder for årlig utslipp av gule kjemikalier fordelt på Y100 & 104, Y1 og Y2

Bruksområde Estimert årlig forbruk stoff i gul kategori (kg) Estimert årlig utslipp (kg)

Gul 100&104 Y1 Y2 Gul 100&104 Y1 Y2 Bore- og brønnkjemikalier 7 567 978 93 320 26 049 511 916 25 242 3 791

Produksjonskjemikalier 105 070 198 146 29 138 82 788 106 219 26 247

Rørledningskjemikalier 3 500 199 991 51 3 500 51

Fargestoff RX‐ 9022

RX‐9022 er en mørk lilla væske som produserer en rød/rosa farge når den fortynnes, et fargestoff som brukes for å avdekke eventuelle lekkasjer, hovedsakelig under RFO-/rørledningsaktiviter og stigerørsbytter. Avhengig av konsentrasjonen, er stoffet synlig eller det kan detekteres subsea med kamera eller et flourimeter. For å oppnå deteksjon av fargestoffet må innhold av RX‐9022 være høyere enn 100 ppm. RX‐9022 er et fargestoff i miljøkategorien gul Y2 på grunn av innhold av en liten andel gult stoff som er klassifisert som Y2. Den gule komponenten har svært lav giftighet for fisk, moderat for alger og lav for krepsdyr. Konsentrasjonene av RX‐9022 som brukes vil være lavere enn konsentrasjonene det observeres effekt av.

Fargestoff RX-9034A

Produktet brukes for å gi farge til avstengt vann og tjener til lekkasjesøk. Pigmentet er ikke giftig eller

akkumulerende, men er ikke biologisk nedbrytbart i sjøvann. Det finnes pt. ingen miljøvennlige effektive pigmenter.

Valget står mellom røde og Y2. Fordelen med slike pigmenter er at de er virksomme på svært lavt nivå.

Miljøvennlige pigmenter må tilsettes i vesentlig større mengder og kan i verste fall forvitre før tiltenkt virketid.

SI‐ 4610

Dette er en avleiringshemmer som brukes på Åsgard A. Forbruket av denne avhenger av formasjonsvann produksjon og scalepotensiale. SI-4610 er en gul Y2 polymerbasert avleiringshemmer. Produktet er 61,9% grønt, 19% gul og 19% Y2. Stoffet er fullstendig vannløselig og vil lett blandes og fortynnes i sjø dersom produsertvannet slippes til sjø. Produktet er ikke giftig eller akkumulerende, men kjemikaliets biologisk nedbrytbarhet i sjø vurderes som sakte.

KI-5347

KI-5347 en korrosjonshemmer i gul Y2 miljøfareklasse. Produktet er lite giftig for marine organismer og lavt bioakkumuleringspotensiale. Kjemikalie er lite bionedbrytbart i sjøvann, og skal substitueres dersom kjemikalier

(30)

med bedre miljøegenskaper kan benyttes. Produktet er fullstendig vannløselig, og utslipp fra forbruket vil følge vannfasen. Siden produktet er lite giftig og fortynnes hurtig i vannmassene, vil miljøeffekter være minimale utover at forbruket vil kontaminere det marine miljø.

Oceanic HW443 ND (Gul Y2) er en hydraulikkvæske innen bruksområde hjelpekjemikalier, som benyttes i undervannsinstallasjoner. Denne har miljøklassifisering gul underkategori 2. For hver gang ventiler opereres på disse installasjonene, vil en liten porsjon av hydraulikkvæsken slippes til sjø. For å begrense bruken av subsea hydraulikkvæske med rød miljøklassifisering benyttes hovedsakelig ND-versjonen uten fargestoff.

JET-LUBE® HPHT™ THREAD COMPOUND (Gul Y2) er et gjengefett med gul Y2 miljøklassifisering. Produktet ble valgt over et gult gjengefett, Jet-Lube NCF-30 ECF, på foringsrør av tekniske grunner. Kjemikaliet er tungt nedbrytbart, men vurderes likevel som likeverdig til det rene gule ECF fordi kjemisk innhold tilsier likskap.

Gjengefett utgjør en marginal, tilnærmet neglisjerbar fare for miljø.

Halad-300L NS og Halad 350-L NO (Gul Y2) brukes i forbindelse med sementering. Produktene inneholder omlag henholdsvis 7 % og 15 % virkestoff, resten er ferskvann. En liten andel av det gule stoffet er et biocid, som skal forhindre vekst av mikrober. Selv om biocidet er giftig ovenfor alger og skalldyr, er biocidet biologisk

nedbrytbart. Det resterende andel gult stoff i kjemikalet er ikke giftig og ikke bioakkumulerende, men det brytes langsomt ned. Anslagsvis 10 % av forbruket antas å gå til sjø sammen med vann og sement. Akutt miljøeffekt av utslippet av dette kjemikalet vil i fortynnet tilstand være lav, men medfører noe utslipp av polymerer med lav bionedbrytbarhetsevne (Y2), dvs generell kontaminering men ingen kjente gifteffekter.

SCR-100 L NS er et kjemikalie som benyttes som retarder i sementering. Mindre enn 1% av forbruket vil gå til sjø, resten vil forbli i brønnen. Produktet har lav akutt giftighet og er ikke bioakkumulerende, men har moderat i bionedbrytbarhet.

4.7 Omsøkt forbruk av oljebasert borevæske

Det søkes om nødvendig forbruk av oljebasert borevæske. Estimerte årlige mengder forbruk av oljebasert borevæske på Åsgard med tie-in er gitt i Tabell 4.8. Oljebasert borevæske benyttes hovedsakelig ved boring av brønnens nedre seksjoner og i enkelte faser av kompletteringen. Oljebasert borevæske har egenskaper som ikke vannbaserte borevæsker har. Derfor velges oljebasert borevæske ved boring av enkelte seksjoner.