3 Havbunnsundersøkelser og sårbar bunnfauna

(1)

Security Classification: Open - Status: Final Page 1 of 48

Skruis

AU-TPD DW ED-00225

(2)

(3)

Innhold

1 Sammendrag ... 5

2 Ramme for aktiviteten ... 6

3 Havbunnsundersøkelser og sårbar bunnfauna ... 6

3.1 Lokasjon for letebrønn 7220/5-3 Skruis ... 7

4 Generell informasjon ... 9

4.1 Beliggenhet, lisensforhold og målsetting for letebrønn Skruis ... 9

4.1.1 Målsetting for boreaktiviteten ... 11

4.2 Boring og brønndesign for letebrønn 7220/5-3 Skruis ... 12

5 Forbruk og utslipp av kjemikalier og kaks ... 14

5.1 Valg og evaluering av kjemikalier ... 14

5.2 Kontroll, måling og rapportering av utslipp ... 14

5.3 Omsøkte forbruks- og utslippsmengder av kjemikalier ... 14

5.3.1 Omsøkt forbruk og utslipp av gule, grønne og røde kjemikalier fordelt på bruksområder for Skruis ... 16

5.3.2 Planlagt brukte kjemikalier for brønnen ... 17

5.3.3 Omsøkt forbruk av svarte kjemikalier - Kjemikalier i lukkede systemer for Songa Enabler ... 18

5.4 Valg av borevæskesystemer og begrunnelse for bruk for letebrønn Skruis ... 19

5.5 Sementkjemikalier for letebrønn Skruis ... 19

5.6 Beredskapskjemikalier for letebrønn Skruis... 20

5.7 Riggkjemikalier, tørrbulk og oljeholdig vann for Songa Enabler ... 20

5.7.1 Utslipp av tørrbulk gjennom ventilasjonsliner... 21

5.7.2 Drenasje- og oljeholdig vann ... 22

5.8 Utslipp av borekaks... 22

6 Planlagte utslipp til luft ... 23

6.1 Utslipp ved kraftgenerering ved boring av letebrønn Skruis ... 23

7 Avfallshåndtering... 23

7.1 Håndtering av borekaks ... 24

7.2 Sanitærvann og organisk kjøkkenavfall ... 24

8 Tiltak for å redusere risiko for utilsiktede utslipp på Songa Enabler ... 25

9 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning letebrønn 7220/5-3 Skruis ... 26

9.1 Introduksjon ... 26

9.1.1 Aktivitetsbeskrivelse... 26

9.1.2 Akseptkriterier i miljørisikoanalysen ... 27

9.1.3 Utblåsningsrater og –varigheter ... 28

9.1.4 Oljetype ... 28

9.1.5 Resultater fra oljedriftsimuleringer ... 29

9.2 Oppsummering av resultater fra miljørisikoanalysen ... 31

9.2.1 Miljørisiko for pelagisk sjøfugl ... 31

(4)

9.2.2 Miljørisiko for kystbundne sjøfugl ... 32

9.2.3 Miljørisiko for sjøpattedyr ... 32

9.2.4 Miljørisiko for fisk ... 32

9.2.5 Miljørisiko strandhabitat ... 32

9.3 Beredskapsanalyse... 33

9.3.1 Formål og metodikk ... 33

9.3.2 Utslippsscenarier ... 33

9.3.3 Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering ... 34

9.3.4 Influensområder og stranding ... 35

9.3.5 Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 1 og 2 ... 36

9.3.6 Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 3 og 4 ... 36

9.3.7 Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 5 ... 37

9.3.8 Bruk av kjemisk dispergering ... 37

9.3.9 Deteksjon av olje og overvåkning av olje under oljevernaksjoner ... 38

9.3.10 Særlige hensyn for letebrønn 7220/5-3 Skruis ... 38

9.4 Konklusjon for miljørisiko- og beredskapsanalyse ... 38

10 Referanser ... 42

Vedlegg A ... 43

Vedlegg B ... 47

(5)

1 Sammendrag

Primært formål med letebrønn 7220/5-3 er å påvise hydrokarboner i Skruis-prospektet, i sandstein av jura alder.

Letebrønn 7220/5-3 Skruis er planlagt i posisjon 72°35'53" N og 20°22'59"Ø. Skruis-prospektet tilhører Johan Castberg- lisenen. Brønnen er lokalisert ca. 210km fra det norske fastlandet og 33 km fra letebrønn Kayak som ble boret i 2017. Et områdekart for den planlagte brønnen sammen med referansebrønn er vist i figur 4.1. Vanndypet på brønnlokasjon er ca.

407 m MSL.

Brønn 7220/5-3 Skruis er planlagt boret med sjøvann og høyviskøse piller i topphullseksjonene og oljebasert borevæske i 12 ¼’’- og 8 ½"-seksjonen.

Det er gruppen kystnær sjøfugl som viser høyest miljørisiko gjennom vår og sommer sesong, mens pelagisk sjøfugl har høyest miljørisiko høst og vinter. Den høyeste beregnede miljørisiko er 46 % av Statoils operasjonsspesifikke

akseptkriterier i skadekategori Alvorlig. Det er beregnet for lunde kystnært i mai. I planlagt boreperiode er miljørisikoen vesentlig lavere i forhold til maksimal miljørisiko gjennom året.

Det er gjennomført en kvantitativ miljørisikoanalyse etter MIRA-metoden for strandressurser og pattedyr, basert på helårlig statistikk. Det var meget små utslag i miljørisiko for strand (Norge-fastland) i analyseperioden. På årsbasis er utslagene i gjennomsnitt mindre enn 1 % av akseptkriteriet.

Resultatene for fisk viser at området med gjennomsnittlig THC-konsentrasjon > 50 ppb overlapper med mindre enn 1 % av gyteområdet for kveite. Ingen andre gyteområder viser overlapp med influensområdet hvor konsentrasjon i vannsøylen er over 50 ppb. Statoil vurderer derfor at miljørisikoen er svært lav for fisk.

Den marginale issonen, Polarfronten og Bjørnøya berøres ikke av et utslipp som lagt til grunn i denne analysen.

Miljørisikoanalysen for letebrønn 7220/5-3 Skruis er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for alle VØK-er og måneder.

Statoils krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn 7220/5-3 Skruis er oppsummert i Tabell 9.12 . Det er satt krav til 4 havgående systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 36 timer. Kjemisk dispergering vil, basert på en SIMA vurdering, kunne bidra til et effektivt oljevern til havs ved oljeutslipp fra letebrønn Skruis.

For barriere 3 og 4 stilles det krav til en kapasitet tilsvarende 1 kystsystem og 1 fjordsystem med responstid på 19 døgn, som er korteste drivtid til kysten. Det stilles ikke spesifikke krav til barriere 5 da det ikke er modellert stranding i Statoils prioriterte områder innen 20 døgn.

Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, OSRL, Kystverket og berørte IUAer.

Dimensjonerende hendelse vil kunne håndteres med kjemisk dispergering offshore i kombinasjon med mekanisk oppsamling. Operasjoner fra fartøy, fly og eventuelt subsea dispergering er operasjonelt mulig og tilgjengelig gjennom Statoil sine avtaler (både NOFO og OSRL).

(6)

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 forskriftet at utover dette nivået skal risikoen reduseres ytterligere så langt det er mulig.

Statoil planlegger å gjennomføre aktivitetene i tråd med dette.

3 Havbunnsundersøkelser og sårbar bunnfauna

DNV har gjennomført grunnlagsunderslkelse tokt på Skruis borelokasjon i september 2017. Sedimentprøver med grabb ble tatt i tillegg til visuell monitorering med ROV. Statoil sine vurderinger baserer seg på innsamlet informasjon fra dette toktet.

For Skruis mener Statoil det ikke er sårbar bunnfauna på borelokasjon en trenger ta spesiellt hensyn til og Statoil planlegger ikke for videre tiltak i forbindelse med dette.

(7)

3.1 Lokasjon for letebrønn 7220/5-3 Skruis

Skruis borelokasjon ble flyttet etter at grunnlagsundersøkelsene ble gjennomført for opprinnelig lokasjon i 2017. Figur 3.1 viser undersøkt område i 2017 sammen med avstand til ny gjeldende Skruis lokasjon. I tillegg er tidligere nærliggende brønner med gjennomføre grunnlagsundersøkelser tatt med. Statoil mener at samlede grunnlagsunderslkelser nær ny Skruis lokasjon, sammen med de korte avstandene, er tilstrekkelig i forhold til å oppfylle krav i Akrivitetsforskriften §53.

Statoil mener at Castberg området ikke lenger er å anse som et nytt og ukjent område og det er heller ikke funnet sårbare miljøverdier i området.

Figur 3.1 viser en avstand på ca 1 km fra opprinnelig Skruis lokasjon med gjennomførte grunnlagsundersøkelser til ny revidert brønnlokasjon.

(8)

Havbunnen nær Skruis lokasjonen kan beskrives som flat med homogene områder med for det meste mudderaktige sedimenter med lite til ingen registrerte svamper. For undersøkt område ble det registrert noe få flekker med

havbunnssvamp langs noen forhøyde rygger med hardere havbunn. Antall registrerte arter med megafauna var lav. Ingen koraller eller rød-lista arter ble registrert. Tilsvarende bunnforhold er også observert på de omkringliggende

lokalitetene.Figur 3.2 viser funn av svamp på undersøkt lokasjon og figur 3.3 viser eksempel på typisk havbunn i nærområdet.

Figur 3.2 viser ROV rute med loggede få funn av svamp.

(9)

Figur 3.3 vise et typisk bilde av havbunnen i området.

4 Generell informasjon

4.1 Beliggenhet, lisensforhold og målsetting for letebrønn Skruis

Letebrønn 7220/5-3 Skruis er planlagt i posisjon 72°35'53.39" N og 20°22'59.64" Ø. Skruis-prospektet tilhører Johan Castberg-lisenen. Brønnen er lokalisert ca. 210km fra det norske fastlandet og 33 km fra letebrønn Kayak som ble boret i 2017. Et områdekart for den planlagte brønnen sammen med referansebrønn er vist i figur 4.1. Vanndypet på

brønnlokasjon er ca. 407 m MSL.

Brønnlokasjonen befinner seg i lisens PL532. Tabell 4.1 nedenfor viser rettighetshavere og lisensandel for lisensen.

(10)

Figur 4.1 Kart som viser PL532 med Skruis prospeket, og referansebrønner i Johan Castberg-området, Bjørnøyrenna forkastningskompleks.

(11)

Security Classification: Open - Status: Final Page 11 of 48 Tabell 4.1: Rettighetshavere og lisensandel for PL532:

Selskap Prosentandel

Statoil Petroleum As (operatør) 50 %

ENI Norge AS 30 %

Petoro AS 20 %

4.1.1 Målsetting for boreaktiviteten

Primært formål med letebrønn 7220/5-3 er å påvise hydrokarboner i Skruis-prospektet, i sandstein av jura alder. Ved funn av olje, vil Skruis kunne inkluderes i feltutviklingen av Johan Castberg. Det er ikke planlagt sidesteg til denne brønnen. Ved funn vil behov for fremtidig avgrensningsbrønn bli evaluert.

(12)

4.2 Boring og brønndesign for letebrønn 7220/5-3 Skruis

Brønn 7220/5-3 Skruis er planlagt boret med sjøvann og høyviskøse piller i topphullseksjonene og oljebasert borevæske i 12 ¼’’- og 8 ½"-seksjonen. En oversikt over forbruk og utslipp av vannbasert borevæske og forbruk av oljebasert

borevæske er gitt i vedlegg A, henholdsvis tabell A-1 og A-2 Økotoksikologiske data for produkter som ikke er på PLONOR-listen er tilgjengelige i databasen NEMS Chemicals. Omsøkt mengde bore- og brønnkjemikalier er basert på brønndesign beskrevet i tabell 4.3.

Alle dyp er målt fra boredekksnivå på Songa Enabler (høydereferanse er betegnet RKB). RKB - MSL på Songa Enabler er 32 m. Vanndypet på lokasjonen er omtrent 407 m MSL.

42”- og 17 1/2’’-brønnseksjonene

De to øverste hullseksjonene er planlagt boret med sjøvann. For å rense hullet vil høyviskøse piller bli pumpet. Etter boring fortrenges hullet til vektet vannbasert væske. 36” lederør og 20" x 13 3/8’’ foringsrør blir kjørt og sementert i hele sin lengde. Borekaks og eventuell overskytende sement slippes ut på havbunnen da stigerør ikke er installert.

12 ¼"-brønnseksjon

Oljebasert borevæskesystem er planlagt i denne seksjonen. Borekaks returneres til overflaten, separeres over shaker og sendes til land for behandling. Overflødig borevæske vil bli sendt til land for avfallsbehandling og gjenbruk. For 12 ¼’’

seksjonen kjøres en 9 5/8’’ forlengelsesrør. Seksjonen planlegges sementert tilbake hele sin lengde.

8 1/2"-brønnseksjon

Seksjonen er planlagt boret med oljebasert borevæskesystem. Seksjonen vil bli boret ned til endelig dyp for brønnen.

Borekaks returneres til overflaten, separeres over shaker og sendes til land for behandling. Overflødig borevæske sendes til land. Datainnsamling vil bli gjennomført i henhold til eget program og brønnen vil bli plugget permanent tilbake.

(13)

Security Classification: Open - Status: Final Page 13 of 48 Tabell 4.3: Letebrønn Skruis med oversikt over brønnseksjoner, planlagt borevæske, seksjonslengder og

massebalanse for borevæske og kaks

Hull- seksjon

Dybde m (MD)

Seksjons-

lengde Type

Utslipp av bore-væske

til sjø

Kaks generert

Kakshåndtering

(fra-til) [m] [m³] [m³] [tonn]

42" 438-500 62 Sjøvann med polymer sweeps 600 56 167 utslipp til sjø

17½" 500-1030 530 Sjøvann med polymer sweeps 1300 83 248 utslipp til sjø

12 ¼" 1030-1350 320 OBDF01 0 25 76 Til land

8 1/2" 1350-1800 450 OBDF01 0 17 53 Til land

P&A - 0 OBDF01 0 0 0 Til land

Totalt - 1362 - 1900 181 544 -

(14)

5 Forbruk og utslipp av kjemikalier og kaks

5.1 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.

Kjemikalier benyttes i henhold til aktivitetsforskriftens rammer og miljøklassifiseres basert på HOCNF-informasjon. Alle produkter vurderes for substitusjon etter iboende fare og risiko ved bruk. Årlig avholdes substitusjonsmøter mellom Statoil og leverandører/kontraktører, her presenteres produktporteføljen og bruksområder der HMS-egenskapene er synliggjort.

På møtene gjøres det opp status for tidligere vedtatte aksjoner og det diskuteres behovet for de enkelte kjemikaliene i bruk og muligheten for substitusjon fremover. Statoil vil særlig prioritere substitusjonskandidater som går til utslipp.

Substitusjonsplanene er lett tilgjengelig for lokal miljøkoordinator samt andre relevante som er knyttet til drift eller kontrakter.

5.2 Kontroll, måling og rapportering av utslipp

Statoil har satt krav og retningslinjer til driftskontroll, utslippsmåling og rapportering i forbindelse med virksomheten på norsk sokkel, slik at både myndighetskrav og interne krav vil bli ivaretatt. Disse kravene vil også gjelde for de leverandører som leverer tjenester i forbindelse med boringen av brønnen. Det er utarbeidet et riggspesifikt måleprogram for Songa Enabler. Måleprogrammet er en del av Statoil sitt styringssystem, ARIS.

Rapportering av forbruk og utslipp av riggkjemikalier utføres av boreentreprenør. Rapportering av forbruk og utslipp av borevæsker og sementkjemikalier utføres av den enkelte leverandør.

5.3 Omsøkte forbruks- og utslippsmengder av kjemikalier

I henhold til gjeldende regelverk søkes det om tillatelse til forbruk av svarte og røde kjemikalier og forbruk og utslipp av grønne og gule kjemikalier. Mengdene er beregnet ut fra andel svart, rødt og gult stoff i hvert av handelsproduktene. Det vises til Vedlegg A for underlag for de omsøkte mengdene. De omsøkte kjemikaliene er inndelt i bore- og brønnkjemikalier, riggkjemikalier, sementkjemikalier og kjemikalier i lukket system.

Kjemikaliemengdene er basert på boring og tilbakeplugging av brønnen.

‘’Worst case’’ doseringsrater er lagt til grunn for estimering av kjemikalieforbruk. Hjelpekjemikaliene er beregnet ut fra erfaringstall av månedlig forbruk på Songa Enabler.

Utslipp til sjø i forbindelse med planlagt aktivitet består av:

• Bore- og brønnkjemikalier

• Riggkjemikalier som gjengefett, BOP væske og vaskemidler

• Utboret kaks

(15)

• Dreneringsvann, sanitærvann og organisk kjøkkenavfall

Tabell 5.1 viser totalt omsøkte forbruks- og utslippsmengder av grønne, gule og røde kjemikalier ved boring av brønnen.

Omsøkte forbruksmengder av kjemikalier i lukkede systemer (kjemikalier uten utslipp til sjø) er gitt i kapittel 5.3.3.

Tabell 5.1 Samlet omsøkte forbruks- og utslippsmengder ved boring av Skruis

Kjemikalietype Omsøkt forbruk

[tonn]

Omsøkt utslipp til sjø [tonn]

Total mengde grønt stoff 1671 1197

Total mengde gult stoff (ekskl. Y2) 479 11

Total mengde gult Y2 stoff 11 0,000

Total mengde rødt stoff 13 0,000

(16)

5.3.1 Omsøkt forbruk og utslipp av gule, grønne og røde kjemikalier fordelt på bruksområder for Skruis

Tabell 5.3 og 5.4 viser estimert forbruk og utslipp av stoff i gul, grønn og rød miljøkategori fordelt på bruksområde.

Tabell 5.3 Letebrønn Skruis med estimert forbruk og utslipp av stoff i gul, grønn, rød og svart miljøklassifisering fordelt på bruksområder

Bruksområde/tillatelseskategori Forbruk stoff i grønn kategori (kg)

Utslipp stoff i grønn kategori (kg)

Forbruk stoff i gul kategori (kg) Utslipp stoff i gul kategori (kg) Forbruk stoff i rød kategori (kg)

Utslipp stoff i rød kategori (kg)

Forbruk stoff i sort kategori (kg) 104 og 100 101 102 103 104 og 100 101 102 103

Anslått i OBM 473220 0 10625 451400 10781 0 0 0 0 0 12750 0 0

Anslått i VBM 1184000 1184000 8000 0 0 0 8000 0 0 0 0 0 0

Anslått i sementkjemikalier 744 27 6 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Anslått i riggkjemikalier 12972 12971 3047 553 0 0 2711 553 0 0 0 0 0

Anslått mengde andre bore

og brønnkjemikalier 0 0 5124 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Kjemikalier i lukket system 0 0 0 792 0 0 0 0 0 0 11724 0 22488

Sum kjemikalier 1670936 1196998 26802 452747 10781 0 10711 553 0 0 24474 0 22488

(17)

5.3.2 Planlagt brukte kjemikalier for brønnen

En stor andel av kjemikaliene som går til utslipp er PLONOR-kjemikalier. Dette er kjemikalier som er vannløselige, bionedbrytbare, ikke-akkumulerende og/eller uorganiske, naturlig forekommende stoffer med minimal eller ingen miljøskadelig effekt. Kjemikaliene er valgt fordi de regnes som de mest miljøvennlige produktene.

De fleste produkter som planlegges sluppet til sjø i gul miljøklassifisering befinner seg i kategorien gul Y1, og anses å ha akseptable miljøegenskaper. Gule Y2 kjemikalier og røde produkter under oljebasert boring blir ikke sluppet til sjø.

Vannbasert borevæske:

Produktene i borevæsken er grønne PLONOR-kjemikalier der eneste gule produkt er GEM GP. Dette er et enkelt glykol produkt og brukes som et formasjonsstabilliserende middel.

Oljebasert borevæske:

Totalt åtte gule kjemikalier er planlagt benyttet, to i Y2-kategori (Duratone E og Suspentone). Det er også planlagt å benytte ett rødt kjemikalie i borevæsken (Geltone II). Det vil ikke være planlagte utslipp til sjø av denne borevæsken.

Sementkjemikalier:

Det planlegges å bruke syv kjemikalier i gul kategori, ett i Y2-kategori (Halad-350L NO). De resterende kjemikaliene som er planlagt brukt er grønne PLONOR-kjemikalier. Ingen sementkjemikalier i rød kategori er planlagt brukt.

Riggkjemikalier:

Det planlegges kun å benytte gule og grønne riggkjemikalier. Ingen riggkjemikalier er i Y2-kategori.

(18)

5.3.3 Omsøkt forbruk av svarte kjemikalier - Kjemikalier i lukkede systemer for Songa Enabler

Det søkes om tillatelse til bruk av svarte kjemikalier i lukket system med estimert forbruk over 3000 kg pr. år pr. installasjon.

Statoil har gjort en vurdering av hvilke hydraulikkvæsker/oljer i lukkede systemer som omfattes av krav til økotoksikologisk dokumentasjon (HOCNF) i henhold til Aktivitetsforskriften § 62. Økotoksikologisk dokumentasjon for de nevnte produkter i Tabell 5.5 er registrert i databasen NEMS Chemicals.

Forbruk av de omsøkte produktene er styrt av ulike behov og forbruket kan typisk være en funksjon av en eller flere av disse faktorene:

• Krav til garantibetingelser. Utskifting iht. et påkrevd intervall, eksempelvis utstyrsspesifikke krav.

• Forebyggende vedlikehold. Skifte av hele/deler av systemvolumer etter nærmere fastsatte frekvenser for å ivareta funksjon og integritet til systemer.

• Kritisk vedlikehold. Skifte av hele/deler av volumer basert på akutt behov.

• Etterfylling av mindre volumer grunnet vedlikeholdsbehov, svetting, mindre lekkasjer og lignende.

Avhending av kjemikalieproduktene ved utskifting gjøres iht. plan for avfallsbehandling for den enkelte innretning og de spesifikke krav som er gitt for avfallsbehandling.

Utskiftning av kjemikalier i lukkede system vil vanskelig kunne forutses, og det vil være mulighet for flere større utskiftninger på riggen i løpet av ett år. Omsøkt forbruk inkluderer estimert årlig forbruk på Songa Enabler, samt en opsjon på ytterligere forbruk av kjemikalier i svart miljøkategori som kan benyttes ved væskeutskifting av systemer. Det søkes om et forbruk på 20 000 liter som omfatter normalt årlig forbruk og en opsjon på å benytte ytterligere 15 000 liter dersom det blir nødvendig med utskiftning av alle systemene.

De omsøkte produktene er brukt i lukkede systemer og vil ikke medføre planlagte utslipp til sjø. Ved årsrapportering vil Statoil levere informasjon om faktiske forbrukte mengder av navngitte produkter.

Tabell 5.5 viser en oversikt over kjemikalier i lukkede systemer som kan få et forbruk høyere enn 3000 kg per år per installasjon.

I brannskum anlegg på Songa Enabler brukes det fluorfrie brannskummet Re-Healing RF3, 3% fra Solberg Scandinavia AS.

Tabell 5.5 Kjemikalier i lukkede systemer med estimert forbruk over 3000 kg/år/installasjon

*Det er konservativt søkt om tillatelse til forbruk av 100 % svart stoff i tilfelle det skulle være ønskelig å bytte til et annet produkt ved en totalutskiftning av væsken på et større hydraulisk system. Per i dag er det ikke planlagt å bytte til andre produkter.

Svart Rød Gul Grønn Svart Rød Gul Grønn

HydraWay HVXA 32 HP Hydraulikkolje Svart 4000 0 5,4 94,6 0 0 216 3784 0 0

HydraWay HVXA 46 HP Hydraulikkolje Svart 12000 0 60 40 0 0 7200 4800 0 0

HydraWay SE 46 Hydraulikkolje Svart 4000 0 1,8 78,5 19,8 0 72 3140 792 0

Opsjon ved utskiftning Hydraulikkolje/væ Svart 15000 0 100 15000 0 0 0

Sum 35000 22488 11724 792 0

% andel stoff i kategori Forbruk stoff i kategori( kg) Handelsnavn Funksjon Miljøvurdering Estimert årlig

forbruk (kg)

Utslipp (kg)

(19)

5.4 Valg av borevæskesystemer og begrunnelse for bruk for letebrønn Skruis

Topphullsseksjonene 42’’ og 17 ½’’ vil bli boret før stigerør er installert. Disse seksjonene blir boret med sjøvann og høyviskøse piller med retur til havbunnen. Før boring av 12 ¼’’-seksjonen vil stigerør installeres. Ved boring med oljebasert borevæske vil borekaks separeres over shaker og sendes til land for avfallshåndtering.

Oljebasert borevæske er vurdert som den beste tekniske og sikkerhetsmessige løsningen for 12 ¼’’- og 8 1/2"- seksjonenene i brønnen.

Begrunnelse for valg av oljebasert borevæske:

• 12 ¼’’ og 8 ½’’-seksjonene i brønnen er planlagt boret gjennom formasjoner som er kjent for å være reaktive og ustabile når boret med vannbaserte borevæskesystemer. Eksponeringstiden vil være relativt lang dersom funn i reservoarene og flere logger på kabel vil bli gjennomført. Oljebasert borevæske sørger for god inhibering, bedrer hullrensing og stabiliserer formasjonen i åpent hull. Samtidig vil den gi mindre utvasking og en tynnere filterkake som reduserer risikoen for å sette seg fast med bore- og datainnsamlingsstreng.

Begrunnelse for bruk av produkt i rød kategori i det oljebaserte borevæskesystemet:

• Geltone II er nødvendig for å bidra til viskositets- og suspensjonsegenskapene til borevæsken. Geltone II er et produkt bestående av organofil leire som forholder seg stabilt ved et bredt temperaturområde. Statoil vurderer alternative gule Y2 produkter til å være miljømessig svært like Geltone II og at det er liten miljøeffekt i å substiture til disse.

5.5 Sementkjemikalier for letebrønn Skruis

Tabell A-3.1 i Vedlegg A angir forbruk og utslipp av sementkjemikalier i henhold til planlagt sementprogram for brønnen.

Det er kun planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier i gul og grønn kategori.

For Skruis er det tatt høyde for 36" lederør, 20” x 13 3/8" foringsrør og 9 5/8" forlengelsesrør, skillevæsker og tilbakeplugging av brønnen.

I forbindelse med sementjobber vil alt miksevann som er i sementeringsenheten bli pumpet inn i brønnen. Resterende belegg i tanker og rør går til sjø under rengjøring. Beregnet utslipp per vaskejobb er 300 liter kjemikalieforurenset vaskevann.

På grunn av usikkerhet i hullvolum, beregnes en ekstra sikkerhetsmargin på sementvolum som vist under:

• Lederør: 300 % av teoretisk ringromsvolum

• Overflaterør: 100 % av teoretisk ringromsvolum

• Forings- og avhengningsrør: 50% av teoretisk ringromsvolum

• Tilbakepluggingsvolum: 30% av teoretisk volum

• Tilbakeplugging av brønnen vil generere oppvaskvolum og skillevæsker som vil bli sendt til land for videre behandling.

En del av denne sikkerhetsmarginen vil gå med til å fylle opp hulrom i formasjonen. Den resterende mengden vil gå til utslipp. For utslipp til sjø regner man:

(20)

• Lederør: 50 % av teoretisk ringromsvolum

• Overflaterør: 25 % av teoretisk ringromsvolum i åpent hull

I tillegg er det lagt inn en sikkerhetsmargin på 50% på det totale forventede forbruk og utslipp.

Mindre utslipp vil skje i forbindelse med rengjøring/nedspyling av sementenhet. Vaskevannet fra denne operasjonen slippes til sjø for å unngå plugging av lukket drainsystem pga størknet sement og ytterligere kjemikaliebruk for å løse opp dette.

Utslipp av sementkjemikalier i forbindelse med rengjøring av sementenhet estimeres til 300 liter per sement jobb. Det vil også forekomme utslipp av tørrsement via ventilasjonssystemet på lagertanker i forbindelse med lasting av sement om bord på riggen, samt transport av denne under sementeringsjobber. Dette utslippet estimeres til 2% av totalt

sementforbruk.

5.6 Beredskapskjemikalier for letebrønn Skruis

Beredskapskjemikalier vil under normale forhold ikke vil bli benyttet, men kan komme til anvendelse dersom det oppstår uventede situasjoner eller spesielle problemer. Dette kan for eksempel være grunn gass, fastsittende borestreng, tapt sirkulasjon i brønn, sementforurensing osv. Forbruk av disse kjemikaliene vil gå utover det som er omsøkt av planlagte kjemikalier. Ved «normal» bruk doseres produktene inn i væsken og fortynnes slik at utslipp av kjemikaliene vil være under produktenes potensielle giftighetsnivå.

En oversikt over beredskapskjemikaliene er gitt i Vedlegg B, tabell B-1

5.7 Riggkjemikalier, tørrbulk og oljeholdig vann for Songa Enabler

Estimert forbruk og utslipp av riggkjemikalier er gitt i kapittel 5.3.

Vaskekjemikalier

Vaske- og rensemidler brukes til rengjøring av gulvflater, dekk, olje- og fettholdig utstyr o.l. Rengjøringskjemikaliene er overflateaktive kjemikalier som har til hensikt å øke løseligheten av olje i vann. Ved vasking av dekk under boring med oljebasert borevæske vil vaskevann i skitne områder gå i lukket avløp og renses/sendes til land. Ut over dette vil brukt vaskemiddel slippes til sjø. Vaskemiddelet er vannbasert og komponentene forventes å biodegradere fullstendig i vannmassene.

En oversikt over riggvaskemiddel per brønn er gitt i App. A tabell A-4.

Gjengefett

Gjengefett vil bli brukt ved sammenkobling av borestreng og foringsrør. Ved boring med vannbasert borevæske vil overskytende gjengefett bli sluppet til sjø sammen med borevæsken som vedheng på kaks. Utslippet av gjengefett er ut i fra bransjestandard estimert til 10% av forbruket ved boring med vannbasert borevæske.

En oversikt over gjengefett per brønn er gitt i Vedlegg A tabell A-4.

(21)

Security Classification: Open - Status: Final Page 21 of 48 BOP-væske

BOP-kontrollvæske benyttes ved trykktesting og aktivisering av ventiler og systemer på BOP (utblåsningsventil). BOP- systemet er et åpent system hvor mesteparten av forbruk går til utslipp. Produktene er vannløselige og vil umiddelbart etter utslipp distribueres fritt i vannmassene og fortynnes nedenfor NOEC (No Effect Concentration).

En oversikt over BOP-væsker per brønn er gitt i Vedlegg A tabell A-4.

5.7.1 Utslipp av tørrbulk gjennom ventilasjonsliner

Ved operering av liner og pumper for intern transport på rigg, samt lasting og lossing av tørrbulk vil det fra tid til annen foregå små uunngåelige utslipp av tørrstoff gjennom ventilene. Ventilene må til tider også blåses rene når de samme linene skal brukes til ulikt tørrstoff. Disse utslippene rapporteres i dag som en del av forbruk og utslipp av borevæsker og sement.

(22)

5.7.2 Drenasje- og oljeholdig vann

Dreneringsvann fra rene områder på riggen vil bli rutet direkte til sjø. Vann fra skitne områder vil rutes til sloptank og bli renset før utslipp vha. riggens sloprenseanlegg. Vann fra såkalte ‘’skite områder’’ inkluderer vaskevann og drenasjevann fra dekk samt vaskevann generert ifm. vasking av utstyr og tanker som har inneholdt kjemikalier brukt under operasjonen.

Ved rensing via riggens sloprenseanlegg vil oljeholdig vann med oljekonsentrasjon på mindre enn 30 mg/l bli sluppet til sjø fra renseanlegget. De resterende mengdene som ikke kan behandles ombord, vil bli sendt til land for behandling eller deponering ved godkjent anlegg. Dersom sloprenseanlegg er ute av drift, vil alt vann fra skitne områder bli sendt til land for behandling.

5.8 Utslipp av borekaks

Estimert mengde utslipp av kaks i forbindelse med boringen av 7220/5-3 Skruis er vist i kapittel 4.2.

(23)

6 Planlagte utslipp til luft

6.1 Utslipp ved kraftgenerering ved boring av letebrønn Skruis

Gjennomsnittlig dieselforbruk i forbindelse med kraftgenerering på Songa Enabler er estimert til 44 tonn per døgn, og den planlagte operasjonen har en estimert varighet på 29 døgn. Videre planlegging av brønnen kan gi endringer i antall dager på varihet av boreprosjektet. Beregnet utslipp av klimagasser ifm. kraftgenerering er gitt i tabell 6.1.

Norsk Olje & Gass sine standardfaktorer er benyttet for å estimere utslipp av de ulike klimagassene, med unntak av NOx- utslipp hvor standardfaktor fra særavgiftsforskriften er benyttet.

Tabell 6.1 Estimert utslipp til luft per måned og totalt for den planlagte operasjonen

Dieseldrevne motorer

Diesel CO2 NOx nmVOC SOx

Mengde

forbrukt OLF Faktor Utslipp Særavgifts-

forskriften Utslipp OLF Faktor Utslipp Utslipps-

faktor Utslipp [tonn] [tonn/tonn] [tonn] [tonn/tonn] [tonn] [tonn/tonn] [tonn] [tonn/tonn] [tonn]

Forbruk og utslipp per døgn 44 3,17 139 0,053 2 0,005 0,2 0,000999 0,044

Anslått for 29 døgn 1276 3,17 4045 - 68 - 6 - 1,275

7 Avfallshåndtering

Norsk olje og gass sine retningslinjer for avfallsstyring vil bli benyttet i forbindelse avfallshåndtering, og en

installasjonsspesifikk avfallsplan vil bli fulgt. Konkrete sorteringsmål er styrende for avfallsarbeidet og flyterigger som opererer for Statoil er underlagt samme sorteringssystem.

Alt næringsavfall og farlig avfall, bortsett fra fraksjonene som defineres som produksjonsavfall; kaks, brukt oljeholdig borevæske og oljeholdig slop blir håndtert av avfallskontraktøren SAR.

Avfallskontraktørene sørger for en optimal håndtering og sluttbehandling av avfallet i henhold til kontraktene. Alle aktuelle nedstrømsløsninger som velges skal godkjennes av Statoil. Avfallskontraktørene lager også et miljøregnskap for sine valgte nedstrømsløsninger. Hovedfokus for valgte nedstrømsløsninger vil være å sikre høyest mulig gjenvinningsgrad for avfallet som håndteres.

Alt avfall kildesorteres offshore i henhold til Norsk olje og gass sine anbefalte avfallskategorier. Avfall som kommer til land og ikke tilfredsstiller disse sorteringskategoriene blir avvikshåndtert og ettersortert på land. Avfallskontraktørene benyttes også som rådgivere i tilrettelegging av avfallssystemer ute på plattformene.

Egne avtaler er inngått for behandling av boreavfall (borekaks /borevæske, oljeholdig boreslop og tankvask) med borevæskekontraktørene og spesialfirma for håndtering av boreavfall. Det er også utviklet et kompensasjonsformat som skal stimulere til gjenbruk av de brukte borevæskene. Væske/slop som ikke kan gjenbrukes sendes videre til godkjente avfallsbehandlingsanlegg.

Det er en hovedmålsetning at mengde avfall som går til sluttdeponi skal reduseres. Dette skal i størst mulig grad oppnås gjennom optimalisering av materialbruk, gjenbruk, gjenvinning eller alternativ bruk av væsker og materialer innenfor en forsvarlig ramme av helse, miljø og sikkerhet, samt kvalitet.

(24)

7.1 Håndtering av borekaks

Kaks generert under boring med vannbaserte borevæskesystemer er designet for å kunne slippes til sjø. Ved boring med oljebasert borevæske vil all kaks bli separert over shaker og sendt til land.

7.2 Sanitærvann og organisk kjøkkenavfall

Vann fra sanitæranlegg behandles og slippes til sjø. Organisk kjøkkenavfall males opp på riggen før utslipp til sjø.

(25)

8 Tiltak for å redusere risiko for utilsiktede utslipp på Songa Enabler

For å redusere risiko for utilsiktede utslipp fra rigg er det satt følgende tekniske krav til riggen:

• Doble fysiske barrierer på alle linjer mot sjø

• Tankkapasitet for oljeholdig vann

• Liquid additive system (LAS) for dosering av sementkjemikalier

• System som gir god nøyaktighet og kontrollert forbruk av kjemikalier

• Alle områder hvor olje- og kjemikaliesøl kan oppstå skal være koblet til lukket drainsystem

• To uavhengige systemer for operering av slip-joint pakninger på stigerør

• Områder ved kjellerdekkshull og andre områder der utslipp normalt kan gå direkte til sjø har kant som forhindrer utslipp til sjø

(26)

9 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning letebrønn 7220/5-3 Skruis

9.1 Introduksjon

Statoil gir i dette kapittelet sin vurdering av miljørisiko og forslag til beredskapsløsning og hvilke forutsetninger disse er gjort på. Det gis også et sammendrag av miljørisikoanalysen [1] og beredskapsanalysen [2] utført for 7220/5-3 Skruis. Begge analysene er lagt ved søknaden. Miljørisikoanalysen er utført av Akvaplan-Niva (ved bruk av PostSense med utgangpunkt i miljørisikoanalysen (MRA) for Kayak [3]), og beredskapsanalysen er utført av Statoil. Analysene er gjennomført i samsvar med Styringsforskriftens paragraf 17, Aktivitetsforskriftens paragraf 73 og Metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA) [4] og veileder for miljørettede beredskapsanalyser [5]. Analysen er gjennomført som en helårlig analyse. Før det gås inn på miljørisiko og de planlagte tiltakene for oljevern, presenterer vi et kort sammendrag av de viktigste parameterne i analysen.

9.1.1 Aktivitetsbeskrivelse

Letebrønnen 7220/5-3 Skruis skal bores i Barentshavet (Figur 9.1). Vanndybden på borelokasjon er 407 m og korteste avstand til land, som er Ingøya i Måsøy kommune i Finnmark, er om lag 210 km. Avstand til Bjørnøya er 200 km. Boringen har planlagt oppstart Q3 2018, og vil følgelig foregå i periodene sommer/tidlig høst. Brønnen er planlagt boret med den halvt nedsenkbare riggen Songa Enabler. Riggen vil bruke dynamisk posisjonering (dp) under boreoperasjonen.

Hovedformålet med letebrønn 7220/5-3 Skruis er å undersøke hydrokarbonforekomster i formasjonene Stø og Nordmela.

Forventet oljetype er Skrugardolje basert på hvilke fluidegenskaper som forventes og nærhet til denne brønnen. Fakta om letebrønnen er oppsummert i Tabell 9.1.

Tabell 9.1 Basisinformasjon for letebrønn 7220/5-3 Skruis Letebrønn Skruis Posisjon for DFU (geografiske koordinater) 72° 35' N, 020° 23' Ø

Avstand til Kayak (PostSense) 33 km

Vanndyp 407 m

Borerigg Songa Enabler

Planlagt boreperiode Q3 2018

Sannsynlighet for utblåsning 1.29 ×10^-4 Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 10/90

Vektet utblåsningsrate Overflate: 1440 m³/døgn

Sjøbunn: 1440 m³/døgn

Oljetype (tetthet) Skrugard (871 kg/m³)

Maksimal varighet av en utblåsning (tid til boring av avlastningsbrønn)

56 døgn

(27)

Security Classification: Open - Status: Final Page 27 of 48 Figur 9.1 Lokasjon for letebrønn 7220/5-3 Skruis – avstand til land er ca 210 km og avstand til Bjørnøya er 200 km.

9.1.2 Akseptkriterier i miljørisikoanalysen

Statoils tilnærming til miljørisiko er basert på hovedprinsippet om at: "Restitusjonstiden etter en miljøskade for den mest sårbare bestanden skal være ubetydelig i forhold til forventet tid mellom slike miljøskader".

Miljørisiko uttrykkes ved at det beregnes en sannsynlighet for skade på bestander eller kystområder. Skadepotensialet er delt inn i kategorier som angir hvor lang tid en art vil trenge til å restituere seg til det normale etter en ulykke. Graden av skade er inndelt i fire kategorier: mindre miljøskade (<1 års restitusjonstid), moderat miljøskade (1-3 års restitusjonstid), betydelig miljøskade (3-10 års restitusjonstid) og alvorlig miljøskade (>10 års restitusjonstid). Miljørisikoen er vist som prosentandel av de operasjonsspesifikke akseptkriteriene i hver av skadekategoriene mindre, moderat, betydelig og alvorlig.

I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av letebrønn 7220/5-3 Skruis benyttes Statoils akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko (Tabell 9.2 ).

(28)

Tabell 9.2 Statoils akseptkriterier for miljørisiko

Miljøskade Varighet av miljøskade Operasjonsspesifikk risiko per operasjon:

Mindre 1 måned – 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

Enklere uttrykt betyr dette at Statoils akseptkriterier for miljøskade ved leteboring er:

• 1 mindre miljøskade for hver 1000 leteboring

• 1 moderat miljøskade for hver 4000 leteboring

• 1 betydelig miljøskade for hver 10 000 leteboring

• 1 alvorlig miljøskade for hver 40 000 leteboring.

9.1.3 Utblåsningsrater og –varigheter

Rate- og varighetsfordelingen for letebrønn 7220/5-3 Skruis er presentert i Tabell 9.3. Vektet utblåsningsrate for letebrønn 7220/5-3 Skruis er 1440 m³/d.

Tabell 9.3 Utblåsningsrater og –varighet med tilhørende sannsynligheter for letebrønnen Skruis Probability

top/ sub Rate (Sm3/d) Probability distribution - duration Scenario probability

2 5 14 35 56

Topside 0,10

100

0,52 0,19 0,14 0,05 0,10

0,2

500 0,2

900 0,4

4800 0,2

Average 1440

Subsea 0,90

100

0,40 0,19 0,18 0,08 0,15

0,2

500 0,2

900 0,4

4800 0,2

Average 1440

Tid for boring av avlastningsbrønn er basert på operasjonelle og brønnspesifikke forhold og inkluderer tid til avgjørelser, mobilisering av rigg, transitt, oppankring, boring, geomagnetisk styring og dreping av brønnen. For 7220/5-3 Skruis er maksimal utblåsningsvarighet beregnet til 56 døgn.

9.1.4 Oljetype

Statoil forventer, gitt at det skulle det finnes hydrokarboner i 7220/5-3 Skruis, at dette vil være olje med tilsvarende

egenskaper som Skrugardolje (tetthet 871 kg/m³). Skrugard råolje har et relativt lavt asfalten- og voksinnhold (hhv. 0,05 og 1,89 vektprosent). Disse komponentgruppene bidrar til å stabilisere emulsjonen. Emulsjonen er mer stabil ved lave

(29)

Security Classification: Open - Status: Final Page 29 of 48 temperaturer. Skrugardoljen har begrenset grad av fordampning og nedblanding ved lave vindstyrker (2-5 m/s). Andelen som fordamper og blandes ned øker med økende vindstyrke, under både sommer- og vinterforhold.

Oljedriftsimuleringene for letebrønnen 7220/5-3 Skruis er utført med Skrugardolje. Samme oljetype er også benyttet for dimensjonering av beredskap. Skrugardolje har potensiale for bruk av dispergeringsmidler, og dette beskrives nærmere i beredskapsanalysen.

Tabell 9.4 Egenskaper for oljetypen Skrugardolje

Parameter Skrugardolje [66]

Oljetetthet (kg/m³) 871

Maksimalt vanninnhold (vol %) 80

Voksinnhold (vekt %) 1,9

Asfalteninnhold (harde) (vekt %) 0,05 Viskositet, fersk olje (13 ºC) (cP) 32

9.1.5 Resultater fra oljedriftsimuleringer

Oljedrift og forvitring av oljen ble modellert for letebrønn Kayak med modellen OSCAR (MEMW versjon 7.0.1). Strøm- og vinddata som er benyttet i analysen er henholdsvis SVIM (2002-2011) og NORA10 (2002-2011). Det er modellert for værforhold gjennom hele året. Influensområdene for olje på havoverflaten, i vannkolonnen og akkumulert på strandlinjen består av alle 10 x 10 km kartruter som har mer olje enn en viss grenseverdi i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene.

Grenseverdiene som er benyttet er 0,01 tonn/km² for sjøoverflaten, 50 ppb THC (Total Hydrocarbon Concentration) for vannkolonnen, og 0,01 tonn/km for strandlinjen. Influensområdene er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Effekt av oljevernberedskap er ikke inkludert i oljedriftsmodelleringen.

Det er relativt liten forskjell i influensområder for sjøbunnsutblåsninger og overflateutblåsninger. PostSense for Kayak rapporterer ikke resultater på landpåslag. Strandingsresultatene fra den miljørettede risikoanalysen for Kayak (2016) [3]

refereres under og vurderes som konservative for Skruis.

Det kan forekomme stranding på fastlandet med små mengder og lang drivtid (minimum 19 døgn). Totalt strander olje i 26,6 % av simuleringene. Influensområdet langs kysten strekker seg fra Sørøya nordvest i Finnmark til Kongsfjord i Øst- Finnmark. Influensområdet er et område hvor det er modellert en høyere treffsannsynlighet av olje enn 5 %. Det

forekommer ikke stranding på Bjørnøya innenfor 95-persentilen. Det er ikke vesentlige forskjeller mellom sesongene, men noe mindre stranding vil kunne forventes vinterstid da det på grunn av vær og vind vil forekomme større grad av forvitring og nedblanding slik at sannsynligheten er noe lavere for å treffe land.

Influensområder for vannkolonnen er små, og dekker fra 2 kartruter med THC >50ppb, ingen kartruter har THC over 100ppb. Strandingsstatistikk er vist i Tabell 9.5.

(30)

Figur 9.2 Statistiske influensområder for overflateutblåsning fra letebrønn 7220/5-3 Skruis for alle sesonger.

Det er relativt liten forskjell i influensområder for sjøbunnsutblåsninger og overflateutblåsninger. Figurene viser sannsynlighet for treff av olje og viser ikke hvordan et enkeltutslipp kan se ut. Henviser til

miljørisikoanalysen for Skruis for figurer for en sjøbunnsutblåsning [1].

Det er gjennomført en kvantitativ miljørisikoanalyse etter MIRA-metoden for strandressurser, basert på helårlig statistikk.

Det var meget små utslag i miljørisiko for strand i analyseperioden (<<1 % av Statoils akseptkriterier).

Strandingsstatistikken for all oljeberørt kyst viser moderat sannsynlighet for stranding (26,6 % av scenariene har stranding), med korteste drivtider mellom 19 og 23 døgn og størst strandet mengder oljeemulsjon mellom 204 og 811 tonn

(representert ved de respektive 95-persentilene). 4 av Statoils 36 prioriterte områder har mer enn 5 % sannsynlighet for stranding og disse er vist i Tabell 9.6.

(31)

Security Classification: Open - Status: Final Page 31 of 48 Tabell 9.5 Strandingsmengder med oljeemulsjon og kortest drivtid til land for letebrønnen 7220/5-3 Skruis gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning (95-persentiler).

Periode Korteste drivtid (døgn)

Maksimal strandet mengde (tonn)

Vinter 22 204

Vår 23 625

Sommer 21 811

Høst 19 315

Tabell 9.6 Prioriterte områder som blir truffet av emulsjon gitt et overflateutslipp fra letebrønnen 7220/5-3 Skruis (95-persentil).

Prioritert område

95-prosentil av maks. strandet mengde (tonn)

95-prosentil av minste drivtid (døgn)

Hjelmsøya 9 29

Ingøya 26 24

Gjesværstappan 18 37

Sørøya nordvest 25 21

9.2 Oppsummering av resultater fra miljørisikoanalysen

Det er analysert for potensielle effekter på flere pelagiske (sjøfugl på åpent hav) og kystbundne sjøfuglarter, sel, fisk og strandhabitater. Analysen er utført for hele året og presentert per måned, sesongvise fremstillinger finnes i

miljørisikoanalysen [1].

Miljørisiko uttrykkes som beregnet skade på bestander eller kystområder gitt et utslipp kombinert med sannsynlighet for utblåsning. For bestander; pelagisk og kystnær sjøfugl, og marine pattedyr presenteres risikoen på artsnivå mens for kysthabitat presenteres de 10 rutene (10 × 10 km) med høyest utslag. Miljørisikoen presenteres per måned eller per sesong. De sesongvise verdiene tilsvarer gjennomsnittet av de tre månedene i hver sesong. Risikoen presenteres som prosentvis andel av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. Miljørisiko er beregnet uten å ta hensyn til

konsekvensreduserende effekt av oljevern.

9.2.1 Miljørisiko for pelagisk sjøfugl

For pelagisk sjøfugl er høyeste miljørisiko for hver av de fire skadeklassene presentert punktvis under. Gjennom hele året er høyeste beregnet miljørisiko 18 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for skadekategori Moderat (lunde i september). Den høyeste miljørisikoen i hver skadekategori gjennom hele året er:

• 8 % i kategori Alvorlig for lomvi (januar)

• 8 % i kategori Betydelig for lunde (oktober)

• 18 % i kategori Moderat for lunde (september)

• 4 % i kategori Mindre for lomvi (flere måneder)

(32)

For alle arter er det Barentshavbestanden som har høyest miljørisiko. Miljørisiko for pelagiske

sjøfugl er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. For fullstendige resultater se figur 3.6 i miljørisikoanalysen [1].

9.2.2 Miljørisiko for kystbundne sjøfugl

For kystbundne sjøfugl er høyeste miljørisiko for hver av de fire skadeklassene skissert punktvis under. Høyeste beregnete miljørisiko gjennom året er 46 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for skadekategori Alvorlig i mai. Generelt er de høyeste risikonivåene beregnet for sommerstid pga. ansamling av sjøfugl ifm. hekking.

• 46 % i kategori Alvorlig for lunde (mai)

• 10 % i kategori Betydelig for lunde (mai)

• 7 % i kategori Moderat for lunde (mai-august)

• 2 % i kategori Mindre for lunde (mai-august)

Miljørisiko for kystbundne sjøfugl er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. For fullstendige resultater se figur 3.7 i miljørisikoanalysen [1].

9.2.3 Miljørisiko for sjøpattedyr

Det er gjennomført en kvantitativ miljørisikoanalyse etter MIRA-metoden for både steinkobbe og havert kystnært på fastlandet. På årsbasis er utslagene i gjennomsnitt mindre enn 1 % av akseptkriteriene.

Enkelte hvalarter, slik som finnhval, knølhval og vågehval, vil kunne komme i kontakt med olje ved et større utilsiktet utslipp ifm. boringen av Skruis, men konfliktpotensialet betegnes som lavt.

9.2.4 Miljørisiko for fisk

Det er foretatt en overlappsanalyse mellom relevante arters gytefelt og området der konsentrasjonen av olje i vannsøylen overstiger en terskelverdi for skade (målt ved forventet THC-konsentrasjon), ved bruk av deler av Trinn 1 miljørisikoanalyse for fisk (DNV, 2007). Resultatene viser at området med gjennomsnittlig THC-konsentrasjon > 50 ppb overlapper med mindre enn 1 % av gyteområdet for kveite. Miljørisikoen kan derfor betegnes som svært lav for fisk.

9.2.5 Miljørisiko strandhabitat

Det er gjennomført en kvantitativ miljørisikoanalyse etter MIRA-metoden for strandressurser, basert på helårlig statistikk.

Det var meget små utslag i miljørisiko (<1%) for strand (Norge-fastland) i analyseperioden. Miljørisiko for strandhabitat er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier.

(33)

9.3 Beredskapsanalyse

Beredskapsanalysen for oljevernberedskap for letebrønn 7220/5-3 Skruis er utført av Statoil [2]. Et sammendrag er gitt her.

Statoil vil være ansvarlig for en eventuell oljevernaksjon. NOFO står for den operative delen av beredskapen både til havs, nær kysten og ved eventuelle strandrenseaksjoner og disponerer ressurser for dette. I tillegg er Statoil medlem i OSRL og vil kunne benytte oljevernressurser herfra, som økt kapasitet for kjemisk dispergering og strandrenseutstyr, basert på behov i en aksjon.

9.3.1 Formål og metodikk

Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for oljevernberedskap ved et større uhellsutslipp av olje.

Analysen skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av beredskapsressurser. Beredskapsanalysen for 7220/5-3 Skruis er brønnspesifikk.

Statoils ytelseskrav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for

beredskapsdimensjonering i alle barrierer [6], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i NOROG veiledning [5] og NOFO [8].

Barriere 1 (nær kilden): Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe beregnet emulsjonsmengde på sjø. Første system innen best oppnåelig responstid. Full kapasitet snarest mulig og senest innen 95-persentilen av korteste drivtid til land, basert på beregnet kapasitetsbehov. Statoil setter, som et minimum, krav til tilstrekkelig kapasitet for å bekjempe et oljeutslipp på minimum 500 m3 med ressurser som skal være klar for operasjon innen 5 timer etter at utslippet er oppdaget.

Barriere 2 (i åpent hav): Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe den mengden emulsjon som passerer barriere 1 på grunn av operative begrensninger. Første system skal mobiliseres fortløpende etter at systemene i barriere 1 er mobilisert og med full kapasitet innen 95-persentilen av korteste drivtid til land.

Barriere 3 og 4 (kystnært): Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon innen influensområdet. Systemene skal være mobilisert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land.

Barriere 5 (strand): Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon inn til prioriterte områder. Personell og utstyr til strandsanering skal være klar til operasjon innen 95-persentilen av korteste drivtid inn til prioritert område for de berørte områder med kortere drivtid enn 20 døgn.

En plan for grovrensing av forurenset strand skal utarbeides senest innen 7 døgn fra registrert påslag av oljeemulsjon.

Grovrensing av de påslagsområder som prioriteres av operasjonsledelsen i samråd med aksjonsledelsen skal være gjennomført innen 100 døgn fra plan for grovrensing foreligger, forutsatt at dette kan gjennomføres på en sikkerhetsmessig forsvarlig måte.

9.3.2 Utslippsscenarier

Tabell 9.7 gir oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn 7220/5-3 Skruis.

(34)

Tabell 9.7 Utslippsscenarier for letebrønn 7220/5-3 Skruis

Type utslipp Kilde Referanse – bakgrunn for

rate/volum

Oljetype

Utblåsning – 1440 m³/døgn

Langvarig utblåsning fra reservoar

(Maks varighet i 56 døgn)

Vektet utblåsningsrate fra 7220/5-3 Skruis

Middels utslipp – 2000 m³ punktutslipp

Eksempelvis lekkasje fra brønn

Volum basert på faglig vurdering

Mindre utslipp – 100 m³ punktutslipp

Eksempelvis lekkasje fra brønn

Volum basert på faglig vurdering

Mindre punktutslipp av lette produkter

Lekkasje fra dieseltank, hydraulikksystem

- Kondensat eller andre

petroleumsprodukter som danner tynn oljefilm

9.3.3 Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering

Skrugardolje er ansett som representativ for forventet oljetype ved letebrønn 7220/5-3 Skruis. Det er gjennomført en forvitringsstudie av Skrugardolje av SINTEF i 2012 [6]. Forvitringsegenskaper for Skrugardolje ved ulike vindstyrker og temperaturer er angitt i kapittel 9.1.4, Tabell 9.4. Vintertemperatur er satt til 5°C og sommertemperatur til 10°C i SINTEF sin studie.

Erfaring fra norske feltforsøk viser at risikoen for lekkasje av olje under lensa er størst for oljer/emulsjoner med viskositet under 1000 cP. Emulsjon av Skrugardolje vil ha viskositeter over 1000 cP etter 12 timer ved sommerforhold (10 ºC - 5m/s) og etter 6 timer ved vinterforhold (5 ºC - 10m/s). Det er raskere emulsjonsdannelse og økning i viskositet med økning i vindstyrke. Det forventes ikke å være behov for Hi-visc skimmere. Tabell 9.8 oppsummerer potensialet for mekanisk oppsamling, eksplosjonsfare og potensiale for kjemisk dispergering av Skrugardolje ved definerte vinter- og sommerforhold.

Emulsjonen til Skrugardoljen har potensiale for bruk av kjemisk dispergering.

(35)

Security Classification: Open - Status: Final Page 35 of 48 Tabell 9.8 Potensiale for mekanisk oppsamling, dispergering og eksplosjonsfare for Skrugardolje [8]

9.3.4 Influensområder og stranding

Resultater fra miljørisikoanalysen viser at korteste drivtid til land (hele kysten) er 19 døgn og største strandet

emulsjonsmengde er 811 tonn om sommeren (95 persentil), vist i Tabell 9.9. Influensområdet omfatter ikke prioriterte områder som har kortere drivtid enn 20 døgn.

Tabell 9.9 Strandingsmengder med oljeemulsjon og kortest drivtid til land for letebrønnen 7220/5-3 Skruis gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning (95-persentiler).

Periode Korteste drivtid (døgn)

Maksimal strandet mengde (tonn)

Vinter 22 204

Vår 23 625

Sommer 21 811

Høst 19 315

(36)

9.3.5 Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 1 og 2

Beredskap i barriere 1 og 2, enten mekanisk oppsamling eller kjemisk dispergering, vil redusere oljemengder på sjø og dermed redusere mengde olje som vil kunne nå kyst og strand. Dette betyr at miljørisikoen vil bli redusert i forhold til nivået beregnet i miljørisikoanalysen for åpent hav, kystnært og strand.

For letebrønn 7220/5-3 Skruis er behov for antall mekaniske oppsamlingssystemer beregnet for mindre utslipp, middels utslipp og dimensjonerende hendelse, en utblåsning med vektet rate på 1440 m3/d. Systembehovet er beregnet med hjelp av Statoils beredskapskalkulator og basert på oljens forvitringsegenskaper og bransjestandard for ytelse og effektivitet av oljevernutstyr. Responstidskrav for barriere 1 og 2 er satt som best oppnåelige responstid gitt antatt utstyrslokalisering på boretidspunktet og standardiserte frigivelsestider og hastigheter for fartøyer. Responstider er verifisert av NOFO.

Basert på dimensjonerende scenario for 7220/5-3 Skruis er det beregnet et behov for 4 havgående systemer for

vinterforhold og 2 systemer for sommerforhold i barriere 1 og 2. Boring av letebrønn 7220/5-3 Skruis er planlagt fra august måned. Konservativt planlegger vi for den sesongen med høyest beredskapsbehov.

Beredskapsfartøy på borelokasjonen utgjør det første systemet med responstid på 5 timer. 4 havgående systemer vil kunne ha startet mekanisk oppsamling innen 36 timer, som settes som krav til fullt utbygd barriere 1 og 2. Se oversikt i Tabell 9.10. Ytterligere systemer vil kunne bli mobilisert gjennom NOFO ved behov. Nærmere detaljer om fartøy og systemer vil bli beskrevet i beredskapsplanen. Statoil vil forsøke å etablere samarbeid om beredskapsressurser med andre operatører som har samtidig aktivitet i Barentshavet.

Tabell 9.10 Beregnet systembehov ved dimensjonerende hendelse for 7220/5-3 Skruis i barriere 1 og 2 – langvarig utblåsning 1440 m³/d

Parameter

Vinter 5 °C - 10 m/s

Sommer 10 °C - 5 m/s

Utstrømningsrate (Sm³/d) 1440 1440

Beregnet behov for havgående systemer i barriere 1 2 1

Beregnet behov for havgående systemer i barriere 2 2 1

Behov for havgående systemer i barriere 1 og 2 4 2

Responstidskrav fullt utbygd barriere 1 og 2 5 t første system 36t fullt utbygd barriere

9.3.6 Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 3 og 4

Beredskap i barriere 3 og 4, mekanisk oppsamling nær kysten, reduserer oljemengder på sjø og potensielt strandede mengder. Miljørisiko vil da bli ytterligere redusert i forhold til nivået beregnet i miljørisikoanalysen. For letebrønn 7220/5- 3 er beredskapsbehovet i barriere 3 og 4 beregnet basert på å kunne håndtere 625 tonn om vinteren/våren og 811 tonn om sommeren/høsten. Korteste drivtid til land er 21 døgn om våren/vinteren og 19 døgn om sommeren/høsten. Det antas at størst strandet mengde strander over en periode på 10 døgn. Ved å ta effekten i barriere 1 og 2 i betraktning gir dette en tilførselsrate inn i barriere 3 på 32 tonn/døgn for vinterhalvåret og 17 tonn/døgn for sommerhalvåret.

Beregningene er basert på Skrugardolje.

(37)

Security Classification: Open - Status: Final Page 37 of 48 Tabell 9.11 Beregnet ressursbehov for barriere 3 og 4 for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning ved letebrønn 7220/5-3 Skruis

Parameter

Vinter 5 °C - 10 m/s

Sommer 10 °C - 5 m/s

95-persentil av strandet emulsjonsmengde (tonn) 625 811

Antatt behov for fjordsystemer i barriere 4 1 1

Antall prioriterte områder med landpåslag innen 20 døgn -* -*

Behov for kystsystemer i barriere 3 1 1

Behov for fjordsystemer i barriere 4 1 1

Responstidskrav 19 døgn

*det finnes ingen prioriterte områder med drivtid <20 døgn

Det settes krav til en kapasitet tilsvarende 1 kystsystem og 1 fjordsystem i barriere 3 og 4 for de planlagte aktivitetene på letebrønn 7220/5-3 Skruis. Responstiden er satt til 19 døgn, som er korteste drivtid til land. Ytterligere ressurser og utstyr vil kunne mobiliseres etter behov og ihht eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og de berørte IUA-ene.

9.3.7 Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 5

Det stilles ikke spesifikke krav i barriere 5 da det ikke er modellert stranding i noen av de prioriterte områdene innen 20 døgn for letebrønn 7220/5-3 Skruis. Det vurderes ved mer enn 20 døgns drivtid at det vil være tilstrekkelig tid til å mobilisere ressurser etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og berørte IUAer.

9.3.8 Bruk av kjemisk dispergering

Kjemisk dispergering vil kunne være en aktuell bekjempningsmetode for å redusere oljemengder på overflaten ved aksjoner til havs. Kjemisk dispergering kan gjennomføres fra NOFO fartøy, fra fly eller subsea (OSRL avtale).

Dispergeringsmiddel finnes i flere av NOFOs fartøyer og ved NOFO sine baser og depoter. Dispergeringsmiddelet om bord på NOFO fartøy og på NOFO baser er Dasic Slickgone NS. Statoil har også tilgang til OSRLs globale

dispergeringslager som består av 5000 m3 dispergeringsmiddel (Dasic Slickgone NS, Corexit EC9500A og Finasol OSR 52). 4000 m³av disse er av type Dasic Slickgone NS og Finasol OSR, som tilfredsstiller norske myndigheters krav ift grenseverdier for toksisitet.

Basert på viskositeten av emulsjonene Skrugardoljen danner har oljen potensiale for kjemisk dispergering, se Kap 9.3.3 for kjemisk dispergerbarhet til Skrugardoljen. Ved et utslipp skal alltid dispergerbarheten til olje/ oljeemulsjon testes in situ ved hjelp av SINTEF prøvetakingskoffert for å vurdere om dispergering kan være et aktuelt beredskapstiltak. Bruk av

dispergeringsmiddel vil beskrives i den brønnspesifikke oljevernberedskapsplanen for 7220/5-3 Skruis.

I tillegg til å vurdere effektivitet av dispergering og værforhold, skal også observasjoner eller sannsynlig tilstedeværelse av naturressurser i området vurderes før en igangsetter kjemisk dispergering. Vurderingene skal gjøres i henhold til SIMA prinsippet (Spill Impact Mitigation Assessment). Kjemisk dispergering vil være særlig aktuelt ved høye forekomster av sjøfugl og/eller for å forhindre landpåslag.

Statoil har over de siste årene gjennomført og deltatt i flere større forsknings- og utviklingsprosjekter på bruk av kjemisk dispergering, særlig med fokus på kalde farvann og is. Studiene har omfattet toksisitet, biodegradering og eventuell