Utslippssøknad PL 762 Vågar

(1)

Utslippssøknad PL 762 Vågar

1.0 16.5.2019 Final N. Aas I. Collin-

Hansen

R.

Torstensrud

0.1 15.5.2019 Draft N. Aas E. Nysted

Rev. Date Reason for Issue Prep. Checked Accepted

Søknad om tillatelse til virksomhet etter Forurensningsloven for boring av letebrønn 6608/6-1 Vågar i PL 762

(2)

Innholdsfortegnelse

1 Sammendrag 1

2 Forkortelser 3

3 Overordnet ramme for aktiviteten 4

4 Generell informasjon 5

4.1 Generelt om lisensen 5

4.2 Geografisk lokasjon 6

4.2.1 Resultater fra kartlegging av sårbar bunnfauna 7

4.2.2 Resultater fra spredningsanalysen 10

4.3 Borerigg 12

5 Aktivitetsbeskrivelse 13

5.1 Boreplan 13

5.2 Boreprogram 14

5.3 Brønntest 15

5.3.1 Beskrivelse av utstyret for brønntesten 16

5.3.2 Tiltak for å minimere utslipp og sikre optimal forbrenning 21

5.3.3 Barrierer for å hindre oljesøl under brønntesten 21

6 Utslipp til sjø 23

6.1 Valg og evaluering av kjemikalier 23

6.2 Sammendrag av omsøkte utslipp til sjø 23

6.3 Borekjemikalier 24

6.4 Sementeringskjemikalier 25

6.5 Brønntestekjemikalier 25

6.6 Hjelpe-/riggkjemikalier 26

6.6.1 Riggvaskemiddel 27

6.6.2 BOP væske 27

6.6.3 Gjengefett 27

6.6.4 Kjemikalier i lukket system 27

6.6.5 Kjemikalier i brannvannsystemer 28

6.7 Rensing og utslipp av oljeholdig vann 28

6.8 Borekaks 29

6.9 Sanitærvann og organisk kjøkkenavfall 29

6.10 Beredskapskjemikalier 29

7 Utslipp til luft 30

8 Avfallshåndtering 32

9 Operasjonelle miljøvurderinger 33

9.1 Borevæske og borekaks 33

9.2 Sementeringskjemikalier 33

9.3 Riggspesifikke kjemikalier 33

9.4 Utslipp av oljeholdig vann 34

9.5 Sot og oljenedfall knyttet til formasjonstest 34

9.5.1 Miljøkonsekvenser av sot og oljenedfall 35

10 Miljørisiko og beredskap 36

10.1 Akseptkriterier 36

(3)

10.2 Inngangsdata for analysene 36

10.2.1 Lokasjon og tidsperiode 36

10.2.2 Egenskaper til oljen 38

10.2.3 Definerte fare- og ulykkessituasjoner 38

10.3 Naturressurser som er inkludert i miljørisikoanalysen 39

10.4 Drift og spredning av olje 39

10.5 Miljørisiko knyttet til aktiviteten 41

10.5.1 Miljørisikoanalyse for en gassutblåsning med tilhørende kondensat 41

10.5.2 Vurdering av miljørisiko ved et evt. oljefunn ved Vågar 42

10.6 Beredskap mot akutt forurensning 45

10.6.1 Analyse av dimensjoneringsbehov på åpent hav 45

10.6.2 Analyse av dimensjoneringsbehov ved kyst og strand 46

10.6.3 Beredskapsstrategi 47

10.6.4 Forslag til beredskap mot akutt forurensning 48

10.6.5 Systemer for å oppdage utslipp 48

11 Risikoreduserende tiltak 49

11.1 Tiltak for risikoreduksjon ved boring 49

11.2 Tiltak for risikoreduksjon på det ytre miljø 49

11.2.1 Kjemikalier og substitusjon 50

11.3 Tiltak på riggen 50

12 Kontroll, måling og rapportering 52

13 Referanser 53

14 Vedlegg 55

14.1 Kjemikalietabeller 56

14.2 Oversikt over beredskapskjemikalier 63

(4)

1 Sammendrag

I henhold til Aktivitetsforskriften §66 og Forurensningsforskriften kapittel 36, søker Aker BP om tillatelse til virksomhet etter Forurensningsloven for boring, brønntesting og tilbakeplugging av letebrønn 6608/6-1 Vågar i utvinningstillatelse PL 762. Brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare boreriggen Deepsea Stavanger og tidligste oppstart for leteboringen er 29. august 2019.

Formålet med brønnen er å undersøke hydrokarbonpotensialet i Perm karstifiserte og dolomittiserte karbonater I Vågarstrukturen. Forventet hydrokarbon ved et funn er tørrgass.

Gjeldende søknad gir en oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier planlagt benyttet under operasjonen, samt utslipp til luft, miljørisiko og oljevernberedskap for operasjonen.

Kjemikalieforbruket inkluderer en opsjon for teknisk sidesteg samt brønntest, dersom det påtreffes hydrokarboner. Brønnen er planlagt boret med et pilothull etterfulgt av fire seksjoner til et totalt dyp (TVD RKB) på ca. 2746 m. Det skal benyttes sjøvann og bentonitt som borevæske i pilothullet og i topphull-seksjonene, og vannbasert borevaske i de nederste seksjonene når BOP og stigerør er installert. Brønnen vil bli permanent plugget og forlatt. Borekaks vil slippes til sjø. En oversikt over totalt omsøkte mengder grønne og gule kjemikalier er vist i Tabell 1.1.

Gul Y2 Gul Y2

Hovedbrønn 2515,4 192,0 1,0 0,0 2315,2 185,5 0 0,000

Sidesteg 714,3 62,8 0,4 0,0 5,5 59,4 0 0,000

Formasjonstest 656,7 89,2 0,03 0 0 0 0 0

Totalt 3886,3 344,0 1,42 0,0 2320,7 244,9 0 0,000

Røde kjemikalier

Forbruk tonn Utslipp (tonn)

Aktivitet Gule kjemikalier Gule kjemikalier

Grønne kjemikalier Grønne

kjemikalier

Røde kjemikalier

Tabell 1.1 Oversikt over omsøkte mengder grønne og gule kjemikalier for letebrønn 6608/6-1 Vågar, inkludert opsjon for sidestag og brønntest.

Utslipp til luft kommer fra kraftgenerering om bord på riggen samt i forbindelse med brønntesten.

En oversikt over omsøkte utslipp til luft er vist i søknadens Kapittel 7.

Lisensen er lokalisert i Norskehavet, ca. 65 km nordøst for Norne. Korteste avstand til land er 170 km (Alstahaug kommune). Vanndypet på lokasjonen er 288 m og sjøbunnen består hovedsakelig av sandholdig leire og stein. PL 762 er underlagt et fiskeri- eller miljøvilkår som begrenser

boreaktiviteten.

Det er gjennomført en helårlig miljørettet risikoanalyse for letebrønnen. Forventet hydrokarbon i reservoaret er gass, og det er lagt til grunn utslipp av kondensat i miljørisikoanalysen.

Influensområdene, gitt en utblåsning, er svært små og dekker opptil 28 kartruter på sjøoverflaten.

Det er ikke beregnet influensområde i vannkolonnen og ved kysten. Strandingstatistikken viser svært lave strandingssannsynligheter (under 1 %), og det er ingen stranding av oljeemulsjon representert ved 95-persentilen.

For VØK-gruppene sjøfugl ved kysten, sel, fisk og strandhabitat er det ikke beregnet

sannsynlighet for bestandstap over 1% og miljørisiko for alle bestander/habitater i er dermed null.

For sjøfugl i datasett for åpent hav er det beregnet miljørisiko på opptil 1% av akseptkriteriet for skadekategori Moderat (restitusjonstid 1–3 år, for alke, lunde og krykkje).

1 av 63 1 Sammendrag

(5)

Aker BP vurderer at det er svært lav sannsynlighet for å treffe på olje ved et funn på Vågar. For å kartlegge miljørisiko for en slik hendelse er det valgt å gjøre en miljørisikoanalyse også for et konservativt oljecase, og det er beregnet miljørisiko som tar hensyn til sannsynlighet for funn av gass og olje. Oljevernberedskapen for boringen er så konservativt planlagt basert på en

oljeutblåsning.

Analysen viser behov for 3 NOFO-system i barriere 1 og 3 NOFO-system i barriere 2. Det første systemet vil være operativt innen 5 timer. En oppsummering av resultatene fra miljø- og

beredskapsanalysen er gitt i søknadens Kapittel 10.

Aker BP vurderer miljørisikoen ved boring av letebrønnen på Vågar til å være akseptabel.

2 av 63 1 Sammendrag

(6)

2 Forkortelser

ALARP As Low As Reasonably Practicable (så lavt som praktisk mulig) BAT Best Available Technology (beste tilgjengelige teknologi) BOP Blow-out Preventer (utblåsningsventil)

DNV GL Det Norske Veritas Germanischer Lloyd

DP Dynamic Positioned

DST Drillstem test

GOR Gas Oil Ratio

FPSO Floating, production, storage and offloading unit (innretning) Hi-Vis High Viscocity skimmer (for oljer med høy viskositet) Hi-Wax High Wax skimmer (for oljer med høyt voksinnhold) HOCNF Harmonised Offshore Chemical Notification Format HVAC Heating, Ventilation and Air Conditioning

IMO International Maritime Organisation

IR Infrarød

IUA Interkommunale utvalg mot akutt forurensning

MD Measured Depth/Målt Dyp

MEG Monoetylenglykol

MIRA Metode for Miljørettet Risikoanalyse MSL Mean Sea Level (havoverflaten) NINA Norsk Institutt for Naturforskning MRR Mud Recovery without Riser

NOFO Norsk oljevernforening for operatørselskap NOROG Norsk Olje og Gass

NOV National Oilwell Varco

OBM Oil Based Mud (oljebasert borevæske)

OR-Scanner Systemer for oljeoppsamling, med DNV "Oil Recovery" klasse OSD Oil Spill Detection

OSCAR Oil Spill Contingency And Response Model (SINTEF oljedriftsimuleringsmodell P&A Plug and Abandon (permanent tilbakeplugging)

PL Produksjonslisens

PLONOR Pose Little or No Risk to the Marine Environment

PPM Parts Per Million

RKB Rotary Kelly Bushing (referansedyp fra boredekk)

ROV Remotely Operated Underwater Vehicle (fjernstyrt undervannsfarkost) RPM Omdreininger per minutt

SVO Særlig verdifulle områder

TD Total Depth

THC Total Hydrocarbons

TVD Total Vertical Depth

WBM Water Based Mud (vannbasert borevæske)

Tabell 2.1 Forklaring av forkortelser

3 av 63 2 Forkortelser

(7)

3 Overordnet ramme for aktiviteten

Forskrift om helse, miljø og sikkerhet i petroleumsvirksomheten (rammeforskriften) § 11 beskriver prinsippene for risikoreduksjon. Miljølovgivningen sier at skade eller fare for skade på det ytre miljø skal forhindres eller begrenses så langt mulig. Prinsippene for risikoreduksjon sier at risikoen for miljøskade deretter skal reduseres ytterligere så langt det er mulig.

Aker BPs miljøpolitikk er en del av det overordnede styringssystemet for selskapet. Viktigste miljømål er å unngå skade på miljøet gjennom å integrere hensynet til miljø i alle selskapets aktiviteter. For boreaktivitetene er det også etablert operasjonsspesifikke akseptkriterier for miljørisiko knyttet til større oljeutslipp i samsvar med etablert praksis blant operatører på norsk sokkel. Slike større oljeutslipp er dimensjonerende hendelser som danner grunnlaget for analyse av behov for oljevernberedskap.

4 av 63 3 Overordnet ramme for aktiviteten

(8)

4 Generell informasjon

I henhold til norsk lovverk søker Aker BP om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven om boring, brønntesting i sidesteg og tilbakeplugging av letebrønn 6608/6-1 Vågar i

utvinningstillatelse PL 762. Brønnen skal bores med boreriggen Deepsea Stavanger.

Gjeldende søknad er utarbeidet i henhold til aktivitetsforskriften, forurensningsloven med tilhørende forskrifter, HMS-forskriftene for petroleumsvirksomheten og Miljødirektoratet sine retningslinjer for søknad om tillatelse til virksomhet. Søknaden omfatter følgende:

• Forbruk og utslipp av kjemikalier - borevæske, sementkjemikalier, kjemikalier i forbindelse med brønntesting, riggspesifikke kjemikalier, kjemikalier i lukket system, i tillegg til utboret kaks.

• Utslipp til luft - avgasser i forbindelse med kraftgenerering og brønntesting.

• Avfallshåndtering - generelt avfall (næringsavfall), borerelatert avfall og eventuelt farlig avfall på Deepsea Stavanger.

• Miljøvurdering av planlagte utslipp - en overordnet vurdering av utslippene.

• Miljørisiko og oljevernberedskap - miljørisiko for natur- og miljøressurser og anbefalt beredskapsløsning og -krav.

• Risikoreduserende tiltak - oversikt over risiko ved boring samt tiltak, tiltak for the ytre miljø samt tiltak på riggen.

• Kontroll, måling og rapportering - rutiner og verktøy for måling og rapportering av forbruk og utslipp.

Utvinningstillatelsen PL 762 i Norskehavet ble tildelt 07.02.2014 (TFO 2013), og en oversikt over lisenshaverne er vist i Tabell 4.1. Aker BP overtok lisensen etter oppkjøp av NORECO i 2016.

4.1 Generelt om lisensen

Det foreligger et spesielt vilkår i utvinningstillatelsen:

• ingen leteboring i oljeførende lag i perioden 1.4. til 15.6. (Olje- og Energidepartementet, 2014).

Selskap Andel (%)

Aker BP ASA 20

Equinor ASA 60

Petoro AS 20

Tabell 4.1 Lisenshavere i PL 762.

5 av 63 4 Generell informasjon

(9)

4.2 Geografisk lokasjon

Lisens PL 762 er lokalisert sentralt i Norskehavet og planlagt borelokasjon for letebrønn Vågar ligger ca. 65 km nordøst for Norne og ca. 107 km nordøst for Skarv. Figur 4.1 og Figur 4.2 viser brønnlokasjonen i henholdsvis et beredskapskart og et lisenskart. Havdyp og andre relevante avstander fra Vågar lokasjonen er oppsummert i Tabell 4.2, og koordinatene for brønnlokasjonen er vist i Tabell 4.3.

Z Z

Z

"Z '

"

'

"

'

"

'

$

#

6509

6610 6710

6609

6510 6711

6605

6506 6706

6611

6606

6505

6707

6507

6708

6607

6709

6608

6508 6705

Vågar Vågar

ÅSGARD C ÅSGARD A

HEIDRUN FSU SKARV FPSO

KRISTIN HEIDRUN

NORNE FPSO AASTA HANSTEEN SPAR

ÅSGARD B

BodøHoveddepot

Sandnessjøen Hoveddepot 107 km

65 km 103 km

140 km 169 km

170 km 189 km

253 km

16°0'E 15°0'E 14°0'E 13°0'E 12°0'E 11°0'E 10°0'E 9°0'E 8°0'E 7°0'E 6°0'E 5°0'E

67°0'N66°0'N65°0'N

#^{NOFO Depot}

$Emergency Preparedness Depot

"

'Hospital

ZInternational

ZDomestic Distances PL 762 Aker BP well Facilities Offshore

Figur 4.1 Lokalisering av letebrønn 6608/6-1 Vågar i Norskehavet.

842 842

844844 762762

843 843 893893

895895

947947

840840

845845

841841

128 D 128 D 128 E 128 E

946 946

949949

943943

128128

6609/9 6609/3

6608/12 6609/11

6609/6 6608/1

6608/4

6609/12 6609/7

6608/10 6608/7

6609/4 6609/1 6608/2

6610/7 6607/3

6609/10 6608/5

6610/1

6610/4 6609/2

6607/6

6608/8

6610/10 6607/12

6609/5

6607/9

6608/9 6608/3

6609/8

6608/11

6608/6

Vågar Vågar

6608/10-17 6608/10-17 S (Cape Vulture) S (Cape Vulture)

6608/11-2 6608/11-2 (Falk) (Falk)

6608/11-4 6608/11-4 Linerle Linerle 6607/12-3

6607/12-3

Vågar

10°0'E 9°40'E

9°20'E 9°0'E

8°40'E 8°20'E

8°0'E

66°45'N66°30'N66°15'N

Aker BP well Prospect OIL OIL/GAS Aker BP operated licenses Aker BP partner licenses Active licenses

Figur 4.2 Kart som viser PL 762 med Vågar prospektet, samt omkringliggende lisenser.

6 av 63 4.1 Generell informasjon

(10)

Lokalisering Havdyp og Avstander

Havdyp 288 m

Avstander til land 170 km til nærmeste landområde (Sandnessjøen i Alstahaug

kommune i Nordland), 253 km til Bodø lufthavn

Nærmeste innretninger 65 km til Norne, 103 km til Aasta Hansteen

Tabell 4.2 Havdyp og avstander fra letebrønn 6608/6-1 Vågar.

ED50 UTM Zone 31

Breddegrad 66° 30' 2.693" N Nord/sørkoordinat 7375916 m

Lengdegrad 8° 56' 19.294" E Øst/vestkoordinat 497272 m

Tabell 4.3 Koordinater for letebrønn 6608/6-1 Vågar.

En borestedskartlegging ble utført av Fugro i området rundt borelokasjonen i mai-juni 2018 (Fugro, 2018a). Et område på ca. 54 km² i blokkene 6608/6&9 og 6609/4&7 ble kartlagt.

Undersøkelsene inkluderte kartlegging av havbunnen ved hjelp av ekkolodd og sidesøkende sonar. Resultatene fra havbunnsundersøkelsen viser ingen tegn til skipsvrak eller andre

kulturminner i nærområdet rundt brønnen. Havbunnsedimentene består av sandholdig leire og områder med sand, leire, stein og stedvis store steiner.

Letebrønnen er planlagt boret i et kjent område med tidligere boreaktivitet og påvist sårbar bunnfauna. Fugro utførte derfor også en kartlegging av bunnfauna (Fugro, 2018b). De viktigste resultatene er oppsummert nedenfor.

Kartleggingen ble gjennomført ved å kjøre en ROV over borelokasjonen i en sløyfe (= bow-tie) formasjon, dvs det ble tatt opp video og stillbilder av havbunnen langs 3 transekter i et bestemt mønster. Analysen viste at det finnes en del sjøpølser, hummer og reker på havbunnen, i tillegg til koraller, svamp og anemoner. Hva fisk angår, ble det observert sei og uer. Figur 4.3 viser utvalgte eskempler av bilder tatt av koraller i området ved Vågar (Fugro, 2018b).

4.2.1 Resultater fra kartlegging av sårbar bunnfauna

DNV sin veileder for overvåking av boreaktiviteter i områder med tilstedeværelse av

kaltvannskoraller ble brukt for videre kategorisering av korall og svamp. (DNV, 2013; DNV, 2014).

Figur 4.4 viser borelokasjonen og hvor det finnes koraller. Både korallrev (Lophelia pertusa) og enkeltindivider (Paragorgia) ble funnet. Hva korallrevene angår, så var disse i generelt dårlig tilstand (død), og de var lokalisert mer enn 500 m unna borelokasjonen. Enkelte koraller i god tilstand og ansamlinger av flere koraller ble også sett innenfor 500 m av borelokasjonen. En spredningsanalyse ble derfor gjennomført, og resultatene fra denne er oppsummert i neste kapittel.

Figur 4.5 gir en oversikt over tilstedeværelse av svamp i området ved Vågar. Ingen store

ansamlinger av svamp ble observert. De fleste observasjonene var av enkeltindivider. Tettheten av svamp var generelt lav.

(11)

Figur 4.3 Eksempel på havbunnsbilder av koraller i området ved Vågar.

8 av 63 4.2.1 Generell informasjon

(12)

Figur 4.4 Lokalisering av koraller i forhold til brønnlokasjonen.

(13)

Figur 4.5 Oversikt over tilstedeværelse av svamp i området ved Vågar.

Boring av letebrønnen Vågar er planlagt med utslipp av kaks og borevæske fra alle seksjoner, se kapittel 6 for mer detaljer. Siden det ble påvist koraller nærmere enn 500 m fra brønnlokasjonen ble det besluttet å gjennomføre en spredningsanalyse for å kunne vurdere mulig påvirking av utslippet på korallene. Figur 4.6 viser spredning av kaks og borevæske i form av tykkelse på sedimentert lag rundt borelokasjonen. De høyeste ansamlingen av partikler finnes nærmest brønnen og i i tillegg i sydlig retning. Jo lenger unna brønnen en kommer, desto tynnere blir ansamlingen av partikler. En akkumulert sedimenttykkelse for nærmeste korall som er ca 460 m unna er beregnet til max. 0,46 mm, med en gjennomsnitlig tykkelse på 0,21 mm (koraller er ikke vist i figuren). Dette resultatet er i tråd med tidligere erfaring fra tilsvarende spredningsstudier for boreutslipp (DNV GL, 2018).

4.2.2 Resultater fra spredningsanalysen

Aker BP har konkludert med at den valgte løsningen for kakshåndtering er akseptabel (Aker BP, 2019), og da basert på DNV sin veiledning (DNV, 2013).

Aker BP vurderer at den planlagte aktiviteten ikke vil ha vesentlige negative konsekvenser rundt borelokasjonen og havområdet forøvrig.

(14)

Figur 4.6 Spredning av kaks rundt borelokasjonen.

(15)

4.3 Borerigg

Brønnen vil bli boret med den halvt nedsenkbare 6. generasjons boreriggen Deepsea Stavanger, (Figur 4.7 ) som eies og opereres av Odfjell Drilling. Deepsea Stavanger ble bygget i 2010 og har DNV som klasseselskap. Riggen ble tildelt samsvarsuttalelse (SUT) 16.04.2017.

Figur 4.7 Boreriggen Deepsea Stavanger.

(16)

5 Aktivitetsbeskrivelse

Forventet hydrokarbon ved et funn er tørrgass. Målformasjonen for boringen er et permisk

karbonatreservoar i Vågarstrukturen. Gassen ved et funn stammer fra tilstøtende krittformasjoner i Trænabassenget.

Primært formål med letebrønn 6608/6-1 Vågar er å påvise hydrokarboner i Perm karstifiserte og dolomittiserte karbonater.

Ved funn som ansees å være av økonomisk interesse, vil det bli utført fullskala DST for å få kartlagt reservoaregenskapene på best mulig måte.

Søknaden omfatter forbruk og utslipp av kjemikalier for boring av hovedbrønn, teknisk sidesteg, kjerneprøvetaking og brønntesting.

Brønnen vil bli boret til en total dybde på ca. 2746 m TVD RKB. Det er planlagt permanent tilbakeplugging av brønnen før den forlates.

Varighet av operasjonen er estimert til 27 dager ved tørr brønn og 35 dager ekstra ved funn, inkludert boring av sidesteg, prøvetaking og brønntesting. Tilsammen utgjør dette 62 dager, inkludert ikke-operasjonell tid og "venting på vær" (13 %), oppsummert i Tabell 5.1. Tidligste planlagte borestart er 29. august 2019.

Operasjon Varighet

Boring av hovedbrønn, tørr brønn 26,6 dager Opsjon for sidesteg og for brønntesting 35,5 dager

Totalt inkludert opsjoner 62,1 dager

Tabell 5.1 Forventet varighet for boring av brønn 6608/6-1 Vågar, gitt ulike opsjoner.

Program for boring av letebrønn 6608/6-1 Vågar, eventuelt teknisk sidesteg, samt permanent tilbakeplugging av brønnbanen vil bli sendt til Petroleumstilsynet som vedlegg til

samtykkesøknaden.

5.1 Boreplan

Brønnen er planlagt boret som en vertikal brønn. En skisse av brønnbanen (tørr brønn) er vist i Figur 5.1 En skisse av brønnbanen, inkludert teknisk sidesteg (funn), er vist i Figur 5.2.

13 av 63 5 Aktivitetsbeskrivelse

(17)

Figur 5.1 Brønnskisse for letebrønn

6608/6-1 Vågar. Figur 5.2 Brønnskisse for opsjon teknisk

sidesteg til letebrønn 6608/6-1 Vågar.

Letebrønnen planlegges boret i følgende sekvens:

5.2 Boreprogram

• 8 1/2” pilot hull - bores med sjøvann og polymer sweeps med retur til havbunnen, fra sjøbunn til dypeste potensielle grunn gass anaomali. Pilothullet skal bores 10 m unna brønnlokasjoen.

• 42" x 36" hullseksjon - bores fra sjøbunn til 395 m MD/TVD RKB. Hullet bores med sjøvann og polymer sweeps før tyngre vannbasert borevæske pumpes i hullet . 30" x 36" lederør installeres og støpes med sement. Borekaks, polymer sweeps og overskytende sement slippes ut på havbunnen nær brønnhodet.

• 17 1/2" hullseksjon - bores fra 395 m til 1410 m MD/TVD RKB. Hullet bores med sjøvann og polymer sweeps før tyngre vannbasert borevæske pumpes i hullet. Borekaks, polymer sweeps og overskytende sement slippes ut på havbunnen nær brønnhodet. 20" x 13 3/8

" foringsrør installeres sammen med brønnhode fra sjøbunnen ned til 1405 m MD/TVD RKB og støpes med sement. Overskytende sement slippes ut på havbunnen. Deretter installeres BOP på havbunnen, og stigerør monteres fra BOP opp til riggen.

• 12 1/4" hullseksjon - bores fra 1410 m til 2490 m MD/TVD RKB. Seksjonen bores med vannbasert borevæske. Borekaks med vedheng av vannbasert borevæske returneres til riggen og vil bli sluppet ut derifra. 9 5/8" foringsrør installeres ned til 2485 m MD/TVD RKB og støpes med sement.

• 8 1/2" hullseksjon - bores fra 2490 til 2746 m MD/TVD RKB. Seksjonen bores med vannbasert borevæske. Borekaks med vedheng av vannbasert borevæske returneres til riggen og vil bli sluppet ut derifra. Deretter vil det bli utført kabellogginger for å kartlegge om

14 av 63 5.1 Aktivitetsbeskrivelse

(18)

reservoaret inneholder hydrokarboner.

• Ved tørr brønn - Permanent plugging av brønnen (P&A) - 8 1/2" åpenhullseksjon plugges tilbake med sement til minimum 100 m over topp reservoar.

Ved funn er det planlagt boret et teknisk sidesteg for datainnsamling. I tillegg til logging og kjerneprøvetaking er det planlagt formasjonstest. Følgende operasjoner vil finne sted dersom det påtreffes hydrokarboner i reservoarseksjonen:

Opsjon for teknisk sidesteg (dersom funn av hydrokarboner):

• P&A - 8 1/2" åpenhullseksjon plugges tilbake med sement til kick-off punkt for teknisk sidesteg.

• 8 1/2" hullseksjon - bores, fra ca. 2520 MD/TVD RKB i hovedbrønnen til TD på 2750 MD RKB, med vannbasert borevæske. Borevæske sirkuleres i retur til riggen, hvor borekaks med vedheng av borevæske separeres og kaks slippes ut. Det er planlagt

kjerneprøvetaking, kabellogginger og brønntest.

Oppsummering av planlagte hullseksjoner og seksjonslengder vist i Tabell 5.2

Hullseksjon Borevæskesystem Fra dyp m (TVD RKB) Til dyp m (MD RKB) Seksjonslengde (m) 8 1/2" Sjøvann og polymer

sweeps

318 1410 1092

42" x 36" Sjøvann og polymer sweeps

318 395 77

17 1/2" Sjøvann og polymer sweeps

395 1410 1015

12 1/4" Vannbasert borevæske, KCl/GEM Polymer

1410 2490 1080

8 1/2" Vannbasert borevæske, KCl/GEM Polymer

2520 2746 226

8 1/2" (opsjon teknisk sidesteg)

Vannbasert borevæske, KCl/GEM Polymer

2470 2744 274

Tabell 5.2 Oversikt over hullseksjoner og lengder.

Dersom det påtreffes hydrokarbonførende lag i brønnen vil det bli vurdert å utføre brønntest (Drill Stem Test (DST)). Hvorvidt brønntester blir gjennomført avhenger av resultatene fra kjerneprøver, loggedata og væskeprøver. Brønntest vil bli vurdert utført i det tekniske eller det geologiske sidesteget og en eller to reservoarsoner, avhengig av reservoaregenskapene.

5.3 Brønntest

Per i dag foreligger kun estimater på reservoaregenskaper, basert på seismiske undersøkelser, nærliggende brønner og antatt lignende reservoar. Det er ikke mulig å kartlegge tykkelsen og utstrekningen av det prognoserte reservoaret basert på seismiske data. Formålet med

brønntesten er å bestemme reservoarets hydrokarbonpotensial og laterale utbredelse, samt innsamling av tilstrekkelig mengde reservoarvæske. En brønntest kan være avgjørende for fremtidig aktivitet, både i letefasen og avgrensningsfasen. Resultatene fra testene kan bevise kommersiell brønnproduktivitet i reservoaret. Brønntesten vil måle strømningsegenskapene til en hydrokarbonforekomst.

I senere år har det i mange brønner blitt kjørt såkalte mini-DST'er på kabel. Fordelen med slike tester er minimalt med utslipp og lite brenning av hydrokarboner på dekk. Imidlertid vil en slik

(19)

mini-DST kun kartlegge en relativt begrenset del av området rundt brønnen (radius på 30-50 m), mens en fullskala DST vil kunne kartlegge flere 100 m inn i reservoaret, avhengig av

reservoarkvaliteten. Ved funn på Vågar vurderes det kjøring av både mini DST og en full DST.

Figur 5.3 viser en skisse av et generisk brønntesteanlegg. Valg av komponentene i testutstyret er i henhold til prinsippene for beste tilgjengelige teknikk (BAT). Beskrivelsen av hovedkomponentene er beskrevet i påfølgende avsnitt.

5.3.1 Beskrivelse av utstyret for brønntesten

Figur 5.3 Skisse av et generisk brønntesteanlegg.

Brønnstrømmen kommer til overflaten via produksjonsrøret i brønnen, som er koblet til overflatetesttreet på boredekket. Testtreet er utstyrt med sikkerhetsventiler. Fra testtreet blir brønnstrømmen koblet fra høytrykkslinjen til testområdet via armerte, fleksible slanger.

Høytrykkslinjen fra boredekket går via en nødavstengningsventil til strupeventilen

(chokemanifolden) ved testanlegget. På strupeventilen kontrolleres åpningen på ventilen og derved strømningsraten.

Væskestrømmen går fra strupeventilen via en varmeveksler til test-separatoren. Varmeveksleren justerer temperaturen på brønnstrømmen til ønsket nivå for å oppnå effektiv separasjon av hydrokarbonfasene og vann. I separatoren skilles olje, gass og eventuelt vann. Gassen går til høytrykks-fakkel på brennerbommen. Oljen går til brennerhodet på brennerbommen, mens vann samles i en lagertank. For å sikre best mulig forbrenning ved gjennomføring av testingen vil det bli benyttet oljebrenner av typen Environmentally Distinctive Burner. Denne brenneren anses for å være den beste tilgjengelige på markedet, med høy effektivitet og god forbrenning.

Oljemålerne kalibreres under testen ved hjelp av en kalibreringstank. Denne etablerer en

korreksjonsfaktor for bestemmelse av strømningsratene av olje under testen. Korreksjonsfaktoren benyttes for å få strømningsratene fra brønnen så korrekt som mulig.

(20)

I tillegg til selve prosessutstyret brukes det også atmosfæriske lagertanker for å lagre vann og annen væske som ikke kan brennes. Volumet på lagertankene vurderes for hver enkelt jobb. Disse tankene har hjelpepumper koblet opp for væskeoverføring til transporttanker som frakter væsken til land.

Figur 5.4 viser et typisk testeanlegg ombord på riggen.

Figur 5.4 Bilde av et typisk testeanlegg ombord på riggen.

De viktigste komponentene i anlegget er også beskrevet i Tabell 5.3.

17 av 63 5.3.1 Aktivitetsbeskrivelse

(21)

Tabell 5.3 Beskrivelse av hovedkomponentene i anlegget for brønntesten.

(22)

(23)

(24)

5.3.2 Tiltak for å minimere utslipp og sikre optimal forbrenning

For å minimalisere utslippene i forbindelse med brønntesten vil operasjonen gjennomføres med fokus på å minimalisere mengden olje og gass som forbrennes, samt på å sikre så effektiv forbrenning som mulig.

Nedihullsensorer i brønnen formidler sanntidsdata (reservoartrykk, temperatur m.m.) til riggen.

Dette muliggjør optimalisering av strømningen slik at produksjonsperioden kan avsluttes så snart nødvendige data er innsamlet. Kortere testvarigheter betyr mindre volum av faklet olje og gass med tilhørende reduksjon i utslipp til luft.

Oljebrennere av typen Environmentaly Distinct Burner vil bli benyttet for å sikre best mulig

forbrenning av oljen. Denne typen brenner har høy effektivitet og god forbrenning. Konstruksjonen av brennerdyser på brennehodet sikrer best mulig luftinntak noe som muliggjør dannelse av svært små oljedråper, hurtigere forbrenning og redusert risiko for oljeutfall til sjø. Brenneren har angitt forbrenningseffektivitet på >99.993% (dvs <0,007% oljenedfall). Dette er vesentlig lavere enn Norsk Olje og Gass sin anbefalte standardfaktor (Norsk Olje og Gass, 2018) for oljenedfall fra tester (0,05%).

Det er et overordnet mål å gjennomføre brønntesten med så små utslipp som praktisk mulig, inkludert å minimalisere sotdannelse. Forbrenningen på brennerbommen overvåkes kontinuerlig for å sørge for optimal forbrenning og umiddelbar deteksjon av eventuelt oljesøl.

Forbrenningsparameterne justeres underveis for å optimalisere forbrenningen. Skulle oljenedfall til sjø eller sotdannelse inntreffe, vil forbrenningsparameterne bli justert for å optimalisere

forbrenningen. Om dette ikke umiddelbart kan gjøres, vil produksjonen stanses og ikke startes før problemet er løst. Forbrenningsparametre som overvåkes inkluderer:

• Lufttilførselen. Den må være tilstrekkelig høy

• Kontinuerlig drift av pilotflammene på fakkel

• Oljeraten. Den skal være innenfor brennerhodet sin spesifikasjon (justerbart ved åpning og stenging av brennerhoder)

• Mottrykket på oljen som forbrennes. Det må være tilstrekkelig.

Temperaturen på oljen optimaliseres under testen ved bruk av varmeveksler (multi tube heater) for å unngå voksutfelling og redusert forbrenning.

Det er en rekke barrierer på plass for å forhindre oljesøl på dekk og utslipp av olje til sjø under formasjonstesten. De viktigste barrierene er som følger:

5.3.3 Barrierer for å hindre oljesøl under brønntesten

• Automatisk prosess-nedstengingssystem. Dersom eventuell hydrokarbonlekkasje til dekk ikke blir oppdaget av det automatiske prosess-nedstengingssystemet, nedstenges brønnen umiddelbart manuelt.

• Rutine for tømming av kalibreringstanken for ikke-brennbar væske før pumping av olje til brennerbom og oppstart av formasjonstest.

• Lavtrykks væskeutskiller (knock-out pot) forhindrer overfylling av kalibreringstanken og eventuelt utslipp til sjø.

• Nitrogenspylte avlastningsventiler. Disse hindrer utslipp til luft og sjø ved oppstart av prosessanlegget.

• Kontinuerlig bemanning av testanlegget i drift. Dette betyr fysisk tilstedeværelse til enhver

(25)

tid og strengere enn for eksempel ved produksjonsplattformene.

• Brennerne og kompressorene vil til enhver tid overvåkes av en brennerspesialist fra Halliburton for å sikre optimal operasjon av brennerne

• Spillkant rundt hele testområdet. Dette kan håndtere et utslipp som tilsvarer minst 110% av volumet til tanken for lagring av hydrokarboner.

• Alle dreneringspunkter på dekk innenfor spillkanten er mekanisk blokkert og forseglet for å hindre eventuelt oljesøl inn til riggen sitt dreneringssystem.

• Høytrykksvæskeutskiller (knock-out pot) forhindrer eventuelle oljedråper som følger med gassen ut av separatoren å gå som utslipp til sjø.

DNV GL vil verifisere at testanlegget er utformet ihht NORSOK-D007 i forkant av operasjonen.

Riggen eller beredskapsfartøy utstyrt med oljedetekterende systemer vil overvåke brønntesten.

Om en hendelse skulle inntreffe og olje observeres på havoverflaten vil nødvendige tiltak ihht utslippets størrelse gjennomføres.

(26)

6 Utslipp til sjø

6.1 Valg og evaluering av kjemikalier

Klassifiseringen av kjemikalier og stoffer i kjemikalier er gjort i henhold til gjeldende forskrifter og dokumentert i databasesystemet Nems Chemicals.

Det er lagt vekt på å etablere boreplaner og benytte kjemikalier som, innen tekniske og kostnadsmessige forsvarlige rammer, har minimalt potensiale for negativ miljøpåvirkning. I henhold til substitusjonsplikten (Produktkontrolloven) vil Aker BP, i samarbeid med våre leverandører, jobbe for substitusjon av helse og miljøfarlige kjemikalier.

For boring av letebrønn 6608/6-1 Vågar søkes det om utslipp til sjø av følgende:

6.2 Sammendrag av omsøkte utslipp til sjø

• Bore- og brønnkjemikalier (borevæske, sementeringskjemikalier og brønntestekjemikalier)

• Riggkjemikalier (hjelpekjemikalier som riggvaskemiddel, gjengefett og BOP væske)

• Borekaks

• Andre utslipp (oljeholdig drenasjevann, sanitærvann og organisk kjøkkenavfall)

• Beredskapskjemikalier

Riggen drives med kjemikalier i grønn, gul og svart kategori. Kjemikalier i svart kategori benyttes i lukkede systemer og vil ikke gå til utslipp.

De kjemikaliene som er valgt for bruk er vurdert ut fra tekniske kriterier og HMS-egenskaper.

Kjemikaliene som er planlagt sluppet ut i forbindelse med boreoperasjonen er vurdert å ha miljømessig akseptable egenskaper i grønn eller gul kategori. Totalt omsøkt forbruk og utslipp av grønne og gule kjemikalier per bruksområde og miljøkategori for hovedbrønn og for opsjoner er vist i Tabell 6.1, og Tabell 6.2

Vannbasert borevæske

pilot 315,0 315,0 12,6 % 11,88 11,88 0,5 % 0 0 0 0 0 0 0 0 0 326,9 326,9

hovedbrønn 1 993,7 1 994 79,73 % 172,7 173 7 % 0,0 0 0 0 0,0 0 0 0 0 2 166,4 2 166

Sementeringskjemikalier 203,5 3,3 0,1 % 6,5 0,04 0,002 % 4,9 0,02 1,0 0 0 0 0 0 0 209,9 3,3

Rigg- og

hjelpekjemikalier 3,2 3,2 0,1 % 0,9 0,9 0 % 0,1 0,1 0 0 0,00 0,000 0,0000 % 0 0 4,1 4,1

Sum alle kjemikalier 2515,4 2315,2 92,6 % 192,0 185,5 7,4 % 5,0 0,2 1,0 0 0,0 0,000 0,0000 % 0 0 2707,3 2500,7

Utslipp (tonn) gul kategori Stoff kategori

Forbruk (tonn) grønn kategori

Utslipp (tonn) grønn kategori

Utslipp

% av totalt utslipp

Forbruk (tonn) gul kategori

Sum forbruk alle miljø- kategorier

(tonn) Sum utslipp alle

miljø- kategorier

(tonn) Utslipp

Forbruk (tonn) rød kategori

Utslipp (tonn) rød kategori

Utslipp % av totalt utslipp

Forbruk (tonn) svart kategori

Utslipp (tonn) svart kategori Forbruk

(tonn) gul Y1 kategori

Utslipp (tonn) gul Y1 kategori

Forbruk (tonn) gul Y2 kategori

Tabell 6.1 Totaloversikt over forbruk og utslipp av omsøkte kjemikalier per bruksområde og miljøkategori for hovedbrønn.

23 av 63 6 Utslipp til sjø

(27)

623,6 0 0 58,3 58 1 0,0 0 0 0 0,0 0 0 0 0 681,9 58

Sementeringskjemikalier 86,5 1,3 2,0 % 3,3 0,02 0,03 % 109,8 0,01 0,4 0 0 0 0 0 0 89,9 1,3

Rigg- og

hjelpekjemikalier 4,1 4,1 6,4 % 1,2 1,1 1,7 % 0,2 0,2 0 0 0,0 0,00 0,0 % 0 0 5,4 5,3

Formasjonstest 656,7 0 0 89,2 0 0 0,54 0 0,03 0 0 0 0 0 0 745,9 0

Sum alle kjemikalier 1371,0 5,5 8,4 % 152,0 59,41 91,6 % 110,5 0,20 0,40 0,0 0,0 0,00 0,0 % 0,0 0,0 1523,0 64,9

Stoff kategori

Forbruk (tonn) grønn kategori

Utslipp (tonn) grønn kategori

Utslipp

Forbruk (tonn) gul kategori

Utslipp (tonn) gul kategori

Utslipp

Utslipp (tonn) svart kategori

Sum forbruk alle miljø- kategorier

(tonn) Sum utslipp alle

miljø- kategorier

(tonn) Utslipp

(tonn) gul Y2 kategori

Forbruk (tonn) rød kategori

Utslipp (tonn) rød kategori

Utslipp % av totalt utslipp

Forbruk (tonn) svart kategori

Tabell 6.2 Totaloversikt over forbruk og utslipp av omsøkte kjemikalier per bruksområde og miljøkategori for opsjoner.

Letebrønn 6608/6-1 Vågar er planlagt boret med følgende hullseksjoner; 8 1/2" pilothull, 42"x36", 17 1/2", 12 1/4" og 8 1/2". Tabell 6.3 viser hvilket borevæskesystem som blir benyttet i de ulike seksjonene.

6.3 Borekjemikalier

Hullseksjon Borevæskesystem Utslipp til sjø / Avfallbehandles

8 1/2" pilothull Sjøvann og polymer sweeps Utslipp til sjø

42" x 36" Sjøvann og polymer sweeps Utslipp til sjø

17 1/2" Sjøvann og polymer sweeps Utslipp til sjø

12 1/4" KCl/GEM Polymer, vannbasert borevæske Utslipp til sjø 8 1/2" KCl/GEM Polymer, vannbasert borevæske Utslipp til sjø

Tabell 6.3 Borevæskesystem i de ulike hullseksjonene for 6608/6-1 Vågar.

Halliburton er leverandør av borevæskekjemikalier.

8 1/2" pilothullet, 42"x36" og 17 1/2" seksjonene er planlagt boret med sjøvann som borevæske, men hullet vil periodevis vaskes med høyviskøse polymer sweeps som kun inneholder kjemikalier i grønn/PLONOR miljøklasse, ihht. Aktivitetsforskriftens §63. Det er videre planlagt å pumpe tyngre vannbasert borevæske i hullet før foringsrør installeres. Denne borevæsken består av kjemikalier i grønn/PLONOR og gul miljøklasse.

Før boring av 12 1/4" seksjonen installeres BOP og stigerør. Ved boring av 12 1/4" og 8 1/2

" seksjonene vil det bli benyttet vannbasert borevæske av typen KCl/GEM. Borevæsken med kaks sirkuleres tilbake til riggen og slippes så ut.

Informasjon om forbruk og utslipp av borevæske er basert på beregninger av teoretiske volumer og erfaringsdata fra tidligere brønner. I beregningene tas det hensyn til at mengden borevæske blir større enn teoretisk beregnet, på grunn av forhold som:

• Borevæske tapes til formasjonen

• Vedheng på utboret kaks

• Slop med rester av borevæske etter sementjobber

• Utvasking av borehull

• Annet poretrykk i formasjonen enn prognosert

• Rester etter lasting/lossing av båt og fra lagringstanker på rigg.

24 av 63 6.2 Utslipp til sjø

(28)

En samlet oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier i vannbasert borevæske for hovedbrønn, pilothull og opsjon for sidesteg er vist i Tabell 14.1, tabell 14.2 og Tabell 14.3 Vedlegg 14.1

Kjemikalietabeller.

Det planlegges sementjobber i forbindelse med setting av 36" x 30" lederør, 13 3/8" og 9 5/8"

foringsrør, samt 7" forlengelsesrør i teknisk sidesteg dersom brønntest skal utføres. I tillegg er det planlagt bruk av sement for permanent tilbakeplugging (P&A) av brønnen.

6.4 Sementeringskjemikalier

Etter hver sementjobb spyles rørlinjer og sementutstyr, og vaskevannet med sementrester vil gå til utslipp. Siden rester av sement kan herde i tanker og rør er det ikke ønskelig å samle opp dette i sloptanker om bord etter endt sementeringsjobb. Vaskevann fra sementenheten vil derfor slippes ut til sjø etter endt sementoperasjon. Estimert volum er 300 liter vaskevann per sementjobb.

Doseringsutstyr installert på Deepsea Stavanger gjør at overskudd av sementblanding minimaliseres og dermed reduseres innholdet av sementkjemikalier i vaskevannet som går til utslipp. Før sementering tilsettes en skillevæske (spacer) som gjør at borevæske og sement ikke blandes.

Halliburton er leverandør av sementkjemikalier. Samtlige kjemikalier i sementblandingene er klassifisert som grønne eller gule.

På grunn av forventet utvasking i forbindelse med boring av topphullseksjonene og øvrige seksjoner, beregnes følgende tilleggsmengder på forbruk av sement:

• Sementering av 30" lederør: 400 % av teoretisk ringromsvolum

• Sementering av 13 3/8" foringsrør: 200 % av teoretisk ringromsvolum

• Sementering av 9 5/8" foringsrør: 150 % av teoretisk ringromsvolum til planlagt topp av sement

• Sementering av 7" forlengelsesrør i teknisk sidesteg (ved funn): 150 % teoretisk ringromsvolum til planlagt topp av sement

• Permanent tilbakeplugging av brønnen: 130 % av teoretisk volum ved "åpent hull" plugger og 110 % for sementplugger i fóringsrør

Vedlegg 14.1 Kjemikalietabeller viser oversikten over planlagt forbruk og utslipp av

sementkjemikalier med tilhørende miljøkategori i hovedbrønn, pilothull og opsjon for sidesteg, Tabell 14.4, Tabell 14.5 og Tabell 14.6.

Dersom brønntest gjennomføres vil man for å sikre renest mulig brønn før kjøring av testestreng, føre et skrapeverktøy ned. Dette sørger for at 7" forlengelsesrør er fri for sement og lignende.

Deretter pumpes det ned en kombinasjon av rensevæsker for å rense hullet tilstrekkelig. I dette vasketoget vil det bli benyttet overflateaktive kjemikalier og saltløsning (brine). Vasketoget vil gå i retur til riggen og videre til land for destruksjon.

6.5 Brønntestekjemikalier

Før kjøring av testestreng vil brønnvolumet som består av vannbasert borevæske og rester av vasketoget bli fortrengt til en saltoppløsning. Etter brønntesten vil brønnvolumet bli fortrengt tilbake til vannbasert borevæske, og saltoppløsningen vil gå i retur til riggen. En del av blandingen

(29)

(mellomfase mellom spacer og brine) vil gå som slop og sendes til land for destruksjon om ikke rensegraden på riggen oppnås. Det er ikke planlagt med utslipp av kjemikalier til sjø i forbindelse med formasjonstestingen.

Det vil bli startet med en mini-DST. Hvis denne ikke gir de ønskede resultater, vil en syrestimulering gjennomføres og så en etterfølgende DST.

For å skape undertrykk i testestrengen i forhold til reservoartrykket før perforering, pumpes baseolje (gul kategori) inn i testestrengen og fortrenger saltoppløsningen som er i strengen.

Baseolje vil bli forbrent sammen med brønnstrømmen. Baseolje som ikke blir forbrent vil bli sendt til land for destruksjon.

Til brønnstrømmen kan det bli aktuelt å tilsette kjemikalier for å unngå prosessproblemer.

Dersom den produserte oljen blir vanskelig å håndtere i testanlegget vil skumdemper og/eller emulsjonsbryter bli benyttet.

Under brønntesten kan monoetylenglykol (MEG) bli injisert som hydratinhibitor. MEG vil bli injisert kontinuerlig, direkte i brønnstrømmen og vil bli samlet opp i en tank på riggen for ilandføring, eller gå sammen med brønnstrømmen til forbrenning. MEG vil også bli blandet med vann i forholdet 50/50 under trykktesting i forbindelse med klargjøring av testeutstyr og testestreng, dette for å redusere faren for hydratdannelse under selve brønntesten. Estimert mengde til forbrenning er 10 % av forbruket.

Ved oppstart av brønnstrømming går produsert væske gjennom en separator i testanlegget og blir deretter samlet opp i en tank. Den delen av væsken som er brennbar (hydrokarboner) brennes og den delen som består av en væskeblanding som ikke kan brennes samles opp og sendes til land for destruksjon. Væsken som ikke brennes er typisk blanding mellom reservoarvæske og

saltvannsoppløsning.

En oversikt over kjemikalier som er planlagt brukt er gitt i Tabell 14.7 og Tabell 14.8 i Vedlegg 14.1 Kjemikalietabeller.

Odfjell har utarbeidet et riggspesifikt måleprogram med beskrivelse av de tekniske systemene som medfører utslipp til sjø og luft, i tillegg til en liste over de mest brukte kjemikaliene som går til utslipp til sjø, med tilhørende utslippsfaktorer (Odfjell, 2017).

6.6 Hjelpe-/riggkjemikalier

Riggkjemikalier i bruk på Deepsea Stavanger omfatter følgende funksjoner:

• Riggvaskemiddel

• BOP-væske

• Gjengefett (borestreng og fóringsrør)

• Kjemikalier i lukket system

• Brannskum

Mengden kjemikalier som planlegges forbrukt og sluppet ut fra Deepsea Stavanger er estimert ut fra faktiske operasjoner og boreriggens tekniske utstyr.

(30)

Vedlegg 14.1 Kjemikalietabeller gir en detaljert oversikt over beregnet forbruk og utslipp av hvert enkelt hjelpekjemikalie i henholdsvis hovedbrønn og opsjon for sidesteg og brønntest, se Tabell 14.9 og 14.10. Smøremidler som ikke medfører utslipp, og som dermed ikke har krav til HOCNF ihht § 62 i aktivitetsforskriften, er ikke inkludert.

Vaske- og rengjøringskjemikalier brukes til rengjøring av dekk og utstyr som er dekket med olje eller fett. Rengjøringskjemikalier er overflateaktive stoffer som har til hensikt å øke løseligheten av olje i vann.

6.6.1 Riggvaskemiddel

Vaskemiddelet som benyttes på Deepsea Stavanger er Microsit Polar (gul miljøkategori). Estimert forbruk er ca. 3000 liter. Vaskevannet samles opp i lukket dren og renses før det går til utslipp. Det er konservativt antatt at hele forbruket av riggvaskemiddel slippes til sjø.

BOP væske benyttes ved trykktesting og aktivering av ventiler og systemer på BOP. I forbindelse med BOP testing vil BOP-kontrollvæske bli sluppet til sjø ut fra sikkerhetsventil og ved tømming av slanger.

6.6.2 BOP væske

Erifon HD 603 HP (gul Y1) brukes ved aktivering av ventiler og systemer på BOP/sikkerhetsventil.

Væsken tilsettes frostvæske ved behov (Erifon Stack Glycol). Hovedsystemet testes i henhold til NORSOK standard D-010.

Gjengefett benyttes som smøring ved sammenkobling av borestreng, foringsrør og marine stigerør for å beskytte gjengene, og for å sikre korrekt sammenkobling slik at farlige situasjoner unngås.

Valg av gjengefett foretas etter vurdering av beste tilgjengelige teknologi (BAT), inkludert tekniske egenskaper, helsemessige aspekter og miljøfare.

6.6.3 Gjengefett

For boring av letebrønnen planlegges det å bruke gjengefettet Jet-Lube NCS-30 ECF, kategorisert som gult med hensyn til miljøpåvirkning. Utfra bransjestandard er utslipp til sjø av gjengefett estimert til 10 % av forbruket ved bruk av vannbasert borevæske.

Gjengefett benyttes også ved sammenkobling av brønnhode og BOP. Leverandør av connector har tidligere spesifisert bruk av et produkt i rød miljøkategori, Jet-Lube Alco EP-73 Plus. Dette er nå blitt erstattet av et gult alternativ, Jet-Lube Alco EP ECF. Når connector monteres på

brønnhode vil gjengefettet være eksponert for sjøvann, og det er derfor konservativt estimert et utslipp på 10 %. Når BOP er på plass, vil connector ikke lenger være i kontakt med sjøvann.

Med referanse til aktivitetsforskriften § 62 Økotoksikologisk testing av kjemikalier skal det foreligge HOCNF for kjemikalier i lukket system med forbruk på over 3 000 kg per innretning per år, inkludert første påfylling (systemvolum).

6.6.4 Kjemikalier i lukket system

Forbruk av kjemikalier i lukket system er styrt av ulike behov og kan typisk være en funksjon av en eller flere av disse faktorene:

(31)

• Utskifting i henhold til et påkrevd intervall (eksempelvis utstyrspesifikke krav)

• Utskifting i henhold til målinger (oljeanalyser)

• Forebyggende vedlikehold

• Kritisk vedlikehold

Basert på forbruk av hydraulikkvæsker de siste årene er det identifisert 3 kjemikalier som benyttes i lukkede systemer på Deepsea Stavanger hvor forbruket kan overstige 3000 kg per år. De

aktuelle kjemikaliene er hydraulikkoljene Castrol HYSPIN AWH-M 46 og Castrol HYSPIN AWH-M 32, samt Castrol Alpha SP 150 som benyttes i forbindelse med thrustere, alle tre er kategorisert som svarte kjemikalier.

En oppsummering er gitt under i Tabell 6.4. Utskiftning av kjemikalier i lukkede systemer vil vanskelig kunne forutses, men de omsøkte mengdene er basert på riggens erfaring med normalt forbruk (månedlig gjennomsnitt av anslått årsforbruk). Kjemikalieproduktene som benyttes i de lukkede systemene vil under normale omstendigheter ikke slippes ut. Avhending av disse

produktene ved utskiftning gjøres i henhold til plan for avfallshåndtering og de spesifikke kravene som er gitt for avfallsbehandling. Ved årsrapportering vil Aker BP levere informasjon om faktiske forbrukte mengder.

Kjemikalie Forbruk aktuell

operasjonsperiode (kg)

System Miljøkategori

Castrol HYSPIN AWH-M 46 691 Hydraulikkolje Svart

Castrol HYSPIN AWH-M 32 2055 Hydraulikkolje Svart

Castrol Alpha SP 150 600 Thrustere Svart

Tabell 6.4 Kjemikalier i lukkede systemer på Deepsea Stavanger med estimert forbruk > 3000 kg/år/

installasjon.

Kjemikalier i brannvannssystem er ikke søknadspliktige (aktivitetsforskriften § 62), men det er krav til HOCNF. Deepsea Stavanger benytter brannskum av typen RF-1 (rød kategori) som

brannslukkemiddel i brannvannsystemene ombord.

6.6.5 Kjemikalier i brannvannsystemer

Deepsea Stavanger har to vannrenseanlegg. En maskinromsvannseparator, IMO sertifisert, som renser vann til <15 mg/l for utslipp og returnerer vann utenfor spesifikasjon til oppsamlingstank.

Oljefasen pumpes til maskinrommets oljeslamstank. Separatoren er designet for kontinuerlig strøm og separerer emulgert og ren olje, og det benyttes ikke kjemikalier i enheten. Det er installert en online olje-i-vannmåler for kontinuerlig overvåking og styring.

6.7 Rensing og utslipp av oljeholdig vann

I tillegg har riggen et membranbasert system for rensing av slopvann og drenasjevann fra boredekk og dekkområder (Odfjell Drilling, 2017). Fra renseanlegget vil oljeholdig vann med en oljekonsentrasjon på mindre enn 30 mg/l bli sluppet til sjø. Resterende mengder som ikke kan behandles ombord vil ikke bli sluppet til sjø, men bli sendt i land for behandling som farlig avfall.

Dersom renseanlegget skulle være ute av drift, vil drenasjevann fra boredekk og andre skitne områder bli sendt til land for behandling.

28 av 63 6.6.4 Utslipp til sjø

(32)

6.8 Borekaks

Borekaks generert fra seksjoner boret med sjøvann og sweeps samt vannbasert borevæske vil bli sluppet til sjø. En oversikt over mengde borekaks fra de ulike seksjonene er gitt i Tabell 6.5. Det er benyttet Norsk Olje og Gass sin omregningsfaktor (3,0 tonn kaks per m³ teoretisk utboret

hullvolum).

Operasjon Diameter Estimert lengde (m)

Totalt hullvolum (m3)

Borekaks generert (tonn)

Borevæske

Hovedbrønn 8 1/5

" pilothull

1092 112 336 Sjøvann, polymerpille/utslipp

til sjø

42" x 36" 77 54 152 Sjøvann, polymerpille/utslipp

til sjø

17 1/2" 1015 158 441 Sjøvann, polymerpille/utslipp

til sjø

12 1/4" 1080 82 230 KCL/GEM, vannbasert/utslipp

til sjø

Totalt hovedbrønn 414 1183

Opsjon teknisk sidesteg

til sjø

Totalt sidesteg 10 30

Utslipp til sjø 1213

Tabell 6.5 Beregnet mengde borekaks generert ved boring av letebrønn 6608/6-1 Vågar.

Vann fra sanitæranlegg vil bli renset og UV-behandlet før det blir sluppet til sjø. Organisk kjøkkenavfall vil bli kvernet og sluppet til sjø.

6.9 Sanitærvann og organisk kjøkkenavfall

Av sikkerhetsmessige årsaker kan beredskapskjemikalier komme til anvendelse i borevæsken, ved sementering og dersom det oppstår uventede situasjoner/spesielle problemer (aktivitetsforskriften

§ 67). Slike situasjoner kan eksempelvis være ved fastsetting av borestreng, tap av sirkulasjon under boring eller ødelagte gjenger på borestreng eller foringsrør. Det er ikke planlagt for bruk av beredskapskjemikalier.

6.10 Beredskapskjemikalier

Beredskapskjemikaliene er vurdert og godkjent i henhold til interne krav og HOCNF er tilgjengelig i NEMS Chemicals. En oversikt over beredskapskjemikalier er vist i Tabell 14.11 Vedlegg 14.2 Oversikt over beredskapskjemikalier.