Grane og Svalin

(1)

Side 1 av 52

Gradering: Internal www.equinor.com

Grane og Svalin

Søknad om oppdatering av rammetillatelse

AU-GRA-00054

(2)

(3)

Side 3 av 52

Gradering: Open www.equinor.com

Innhold

Innhold

1 Innledning ... 6

1.1 Omfang og sammendrag av søknaden ... 6

2 Generell informasjon ... 7

2.1 Beskrivelse av området og utbyggingsløsning for Grane og Svalin ... 7

2.2 BAT-vurderinger ... 8

3 Forbruk og utslipp av kjemikalier... 8

3.1 Kilder til utslipp av kjemikalier fra bore- og brønnaktiviteter... 8

3.2 Utslipp ved Sture ... 9

3.3 Kilder til utslipp av kjemikalier fra produksjon ... 10

3.4 Miljøvurderinger av kjemikalier planlagt for utslipp og begrunnelse for bruk ... 11

3.5 Omsøkte mengder kjemikalier for årlig forbruk og utslipp ... 11

3.6 Omsøkte svarte kjemikalier – avgiftsfri diesel ... 12

3.7 Omsøkte røde kjemikalier ... 12

3.7.1 Bore- og brønnkjemikalier ... 13

3.7.2 Produksjonskjemikalier ... 14

3.8 Omsøkte gule kjemikalier ... 14

3.9 Kjemikalier i lukkede systemer ... 15

3.10 Utslipp i forbindelse med pluggeoperasjon ... 16

4 Utslipp av borekaks, sand og andre faste partikler til sjø ... 16

4.1 Utslipp av borekaks ... 16

4.2 Utslipp av sand fra jetteoperasjoner ... 16

5 Utslipp av oljeholdig vann til sjø ... 17

5.1 Produsertvann ... 17

5.2 Drenasjevann ... 18

5.3 Jettevann ... 19

5.4 Vaskevann ... 19

5.4.1 Vaskevann til sjø fra regulært renhold ... 19

6 Injeksjon ... 19

7 Utslipp til luft ... 20

7.1 Utslippskilder ... 20

7.1.1 Turbiner, motorer og pumper ... 20

7.1.2 Fakkelsystem ... 21

7.1.3 Brønntesting ... 21

7.2 Utslippsmengder ... 21

(4)

Side 4 av 52

7.2.1 Utslipp til luft fra forbrenningsprosesser ... 21

7.2.2 Diffuse utslipp til luft ... 22

7.3 Utslippsfaktorer ... 23

8 Energiproduksjon/energieffektivitet ... 23

8.1 Kraftforsyningsløsninger ... 23

8.2 Fakling ... 24

8.3 Varmegjenvinning ... 24

8.4 Energistyring ... 24

9 Avfall ... 25

10 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning ... 25

10.1 Aktivitetsbeskrivelse ... 25

10.2 Akseptkriterier i miljørisikoanalysen ... 26

10.3 Utblåsningsrater og –varigheter ... 27

10.4 Oljetype ... 27

10.5 Resultater fra oljedriftsimuleringer ... 28

10.5.1 Influensområde for olje på sjøoverflaten ... 29

10.5.2 Influensområde for olje i vannkolonne ... 30

10.5.3 Influensområde for olje på strandlinje ... 30

10.6 Oppsummering av resultater fra miljørisikoanalysen ... 32

10.6.1 Miljørisiko for pelagisk sjøfugl ... 33

10.6.2 Miljørisiko for kystbundne sjøfugl ... 33

10.6.3 Miljørisiko for sjøpattedyr ... 33

10.6.4 Miljørisiko for fisk ... 33

10.6.5 Miljørisiko strandhabitat ... 34

10.7 Beredskapsanalyse ... 34

10.7.1 Formål og metodikk ... 34

10.7.2 Utslippsscenarier ... 35

10.7.3 Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering ... 35

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

10.7.5 Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 3 og 4 ... 37

10.7.6 Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 5 ... 38

10.7.7 Bruk av kjemisk dispergering ... 39

10.7.8 Deteksjon av olje og overvåkning av olje under oljevernaksjoner ... 40

10.8 Konklusjon for miljørisiko- og beredskapsanalyse ... 40

10.9 Overvåking av akutt forurensing ... 41

VEDLEGG 1 Miljøvurderinger av kjemikalier ... 42

(5)

Side 5 av 52

A. Bore- og brønnkjemikalier ... 42

B. Produksjonskjemikalier ... 44

VEDLEGG 2 Turbiner, motorer og pumper ... 48

VEDLEGG 3 ... 49

Environmental Impact Factor for produsertvann i 2017 ... 49

Vedlegget ettersendes. ... 49

VEDLEGG 4 Omsøkte kjemikalier ... 50

VEDLEGG 5 Miljørisikoanalyse (MRA) ... 51

VEDLEGG 6 Beredskapsanalyse (BA) ... 52

(6)

Side 6 av 52

1 Innledning

Det vises til gjeldende tillatelse etter forurensningsloven for boring, produksjon og drift på Grane og Svalin, sist endret 20.12.2016. Miljødirektoratet varslet i brev av 15.02.2018 (deres ref. 2016/417) at de ser behov for en full revisjon av tillatelsen, og Equinor leverer herved en søknad om fornyet tillatelse.

1.1 Omfang og sammendrag av søknaden

Søknaden gjelder

• Graneinstallasjonen inkludert bunnrammer på Svalin C Søknaden omfatter følgende aktiviteter:

• Boring, komplettering/rekomplettering, P&A (plug and abandon), av brønner på feltet (Grane og Svalin brønner)

• Vedlikehold og brønnbehandlinger/intervensjoner på Grane og Svalin brønner utført fra plattform eller fartøy

• Produksjon fra Grane og Svalin reservoarer

• Prosessering av produksjonsstrøm

• Energiproduksjon fra turbiner, fakler og motorer med tilhørende utslipp til luft

• Diffuse utslipp av naturgass

• Utslipp av vannbasert borekaks/-slam

• Utslipp av sand fra jetting

• Forbruk og utslipp av kjemikalier

• Utslipp av vaskevann

• Rensing av oljeholdige vannvolumer

• Utslipp av oljeholdig vann

• Injeksjon av borekaks, olje- og kjemikalieholdig vann

• Avfallshåndtering

• Beredskap mot akutt forurensning

• Normal drift og vedlikehold (inkludert kjølevannsystem, rørledninger og deluge anlegg)

Følgende aktiviteter anses som normal drift og vedlikehold:

• Pigging av rørledninger

• Lekkasjesøk rundt plattformbein og bunnrammer (med ROV)

• Inspeksjon av tanker og prosessutstyr

• Vaskeoperasjoner av prosessutstyr og tanker under drift eller stanser

• Operasjoner ved midlertidige driftsproblemer

• Test av utstyr

• Revisjonsstans

(7)

Side 7 av 52

2 Generell informasjon

2.1 Beskrivelse av området og utbyggingsløsning for Grane og Svalin

Grane feltet omfatter blokk 25/11 og er lokalisert i midtre del av Nordsjøen, omkring 185 kilometer vest for Haugesund. PUD for Grane ble godkjent av Stortinget 14. juni 2000, og produksjonen startet 23. september 2003. Feltet er bygget ut med en integrert bolig-, bore- og prosessplattform på et bunnfast stålunderstell (Figur 1.1). Havdypet ved plattformen er 127 meter.

Figur 1.1: Grane Plattform.

Grane er et tungoljefelt med små mengder assosiert gass. Reservoaret på Grane er Heimdal formasjonen, og består for det meste av sandstein med gode reservoaregenskaper. Oljen fra Grane blir transportert i rørledning fra feltet til Stureterminalen for måling, lagring og utskiping. Gass til injeksjon for trykkstøtte, gassløft og til brenngass blir importert fra Heimdalfeltet. Egenprodusert gass reinjiseres også for trykkstøtte.

Ca. seks kilometer sør-vest for Grane plattform ligger Svalin. PUD for Svalin ble godkjent i 2012, og i 2014 startet produksjon fra Svalin M og Svalin C strukturene til Grane. Brønnstrømmen fra Svalin M produseres fra en brønn boret fra Grane plattformen, mens Svalin C er et havbunnsanlegg knyttet opp mot Grane med et seks kilometer langt produksjonsrør.

(8)

Side 8 av 52

Figur 1.2: Oversikt over Grane og Svalin feltene.

For beskrivelse av områdets miljøsårbarhet vises det til kapittel 10 og vedlagte miljørisikoanalyse.

2.2 BAT-vurderinger

For BAT-vurderinger i forbindelse med utslipp av produsert vann til sjø fra Grane henvises det til teknologi- og kostvurderinger oversendt Miljødirektoratet 15. mars 2016 (vår ref. AU-GRA-00022). Det var spesielt to tiltak/teknologier som ble vurdert å kunne redusere utslipp av olje i produsert vann på Grane:

• Online OIV-måler ble installert i Q2-2017. Installasjon av denne gir økt kontroll på vannkvalitet og vil være et nyttig verktøy ved prosessoptimalisering.

• CFU renseenhet (nedstrøms hydrosyklon) fra ulike leverandører er testet ut i 2017/2018.

Testresultatene fra viste en renseeffekt på ca. 85 %. Eventuell installasjon av CFU renseenhet vurderes i forbindelse med prosjektering av ny subsea installasjon som har mulig oppstart i 2022.

For utslipp til luft henvises det til Handlingsplan for energioptimalisering for Graneinstallasjonen.

3 Forbruk og utslipp av kjemikalier

Kjemikalier benyttes i en rekke prosesser innenfor både bore- og brønnaktiviteter og produksjon. En del av kjemikaliene vil gå til sjø etter bruk.

3.1 Kilder til utslipp av kjemikalier fra bore- og brønnaktiviteter

Vannbasert borevæske

Ved bruk av vannbaserte borevæsker hvor væsken ikke kan gjenbrukes, vil denne slippes til sjø.

(9)

Side 9 av 52

Sement

Etter endt sementjobb vil linjer og sementunit vaskes, og sementrester vil slippes til sjø sammen med vaskevann. Det meste vil imidlertid bli etterlatt i brønn. Det kan også forekomme utslipp av sement i forbindelse med P&A-jobber (plug and abandon).

Mindre utslipp vil skje i forbindelse med rengjøring/nedspyling av sementenhet. Dette vaskevannet slippes til sjø på grunn av fare for plugging (sementering) av drensystem og fare for påfølgende kjemikaliebehov. Dette utslippet er estimert å utgjøre ca. 1-2 % av totalforbruket av sement.

Utslipp av sementmiksevann blir minimalisert ved hjelp av doseringsutstyr som gir god nøyaktighet og reduserer dødvolumet i tankene.

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. Små utslipp vil også komme når man setter trykk på siloene og sement partikler vil blåse ut i luften, samt under transfer til sement unit (dust collectors skal fange opp det meste). Dette utslippet er beregnet å utgjøre ca. 2 % av det totale sementforbruket.

P&A operasjoner

Det er ikke utslipp til sjø. Om noe slippes ut er det kun snakk om NaCl (grønt).

Tørrbulk via ventilasjonslinjer

Ved operering av kanaler og pumper for riggintern transport av tørrbulk samt lasting og lossing av tørrbulk vil det fra tid til annen foregå små uunngåelige utslipp av tørrstoff gjennom avluftingskanaler. Kanalene må til tider også blåses rene når de samme kanalene skal brukes til ulikt tørrstoff. Disse utslippene rapporteres pr i dag som en del av borevæskeforbruk/utslipp.

Utslipp fra dreneringsanlegg

I boring sine områder går alt drenasjevann til injeksjon, og ingen kjemikalier som følger drenasjevann, f.eks.

riggvaskemidler, vil gå til sjø. Se også kapittel 5.2 om håndtering av drenasjevann.

Tankvask

Ved tankvask vil kjemikalierester i tanken følge vaskevann til injeksjon sammen med drenasjevann. Dette gjelder også tanker som har inneholdt oljebaserte væsker.

3.2 Utslipp ved Sture

Oppstart av brønner

Ved Grane feltet utføres det jevnlig oppstart av nye brønner. Alle nye brønner som blir startet på Grane må renses opp før de kan produsere normalt med andre brønner mot prosessanlegget. Brønnstrømmen ledes inn på

testseparatoren, hvor all væske, inkludert kjemikalier samt mud, sand og andre partikler, sendes videre direkte til oljeeksport. Ved å utføre brønnoppstart på denne måten kan normal produksjon på anlegget opprettholdes uten separasjonsproblemer i hovedprosessen, og med produsertvann behandling med normal injeksjon og utslipp til sjø. Om produksjonsstrømmen ved brønnoppstart, inneholdende B&B kjemikaliene, mud, sand og andre partikler, tas inn i prosessanlegget tilsier all erfaring at dette gir skitne separatorer som medfører separasjonsproblemer og økt mengde olje til sjø over lenge perioder. Normalisering av prosess krever rengjøring av separatorer, noe som igjen krever produksjonsstans og økt fakling.

(10)

Side 10 av 52

Intervensjoner/Pre P&A

Ved Grane feltet utføres det jevnlig brønnintervensjoner/Pre P&A. Etter utført intervensjon/Pre P&A må brønn renses opp før en kan fortsette operasjonene. Årsaken til at væske fra brønnintervensjoner ikke tas inn i

prosessanlegget men kjøres via testseparator er risikoen for separasjonsproblemer i anlegget med påfølgende økt mengde olje til sjø og behov for rengjøring av separatorer som beskrevet for brønnoppstarter.

P&A

Behandlet sjøvann med rester av råolje blir kjørt gjennom testseparator og deretter håndtert videre på Stureterminalen.

Årsaken til at væske fra P&A operasjoner ikke tas inn i prosessanlegget er risikoen for separasjonsproblemer i anlegget med konsekvenser som nevnt over.

Generelt:

Før væsken fra ovenfor nevnte operasjoner sendes til Sture informerer Grane om kjemikalieinnholdet i vannet, og oversendelse starter ikke før Sture har gitt klarsignal til å kunne ta imot vannet. I ballastkavernene på Sture vil vannholdige og oljeholdige komponenter separeres. Vannløselige kjemikalier vil følge vannfasen og slippes til sjø der.

Ved normal produksjon følger det alltid med noe produsertvann med eksportstrømmen til Sture. For å redusere denne vannmengden vil Grane i 2018 teste ut økt vannuttak fra 1. trinn separator.

3.3 Kilder til utslipp av kjemikalier fra produksjon

De fleste kjemikalier som slippes til sjø, følger en vannstrøm. Den totale væskemengden vil ofte være stor, og det vil være lite hensiktsmessig/umulig å samle opp og sende kjemikalierester til land. Injeksjon kan være et alternativ til utslipp til sjø og er søkt inn i kap. 6 der det er aktuelt. Eksempel på vannstrømmer som fører til utslipp av kjemikalier til sjø er:

• Produsert vann

• Drenasjevann

• Vann fra vask av utstyr

• Kjølevann

Produsertvann er vann som kommer opp fra reservoaret sammen med oljen. På installasjonen blir vannet separert fra oljen, og det tilsettes kjemikalier i denne prosessen. De vannløselige kjemikaliene vil følge produsert vannet til sjø eller grunn (injeksjon).

Drenasjevann består hovedsakelig av regnvann og spylevann fra dekksområder. Det vil inneholde rester av bl.a. vaskekjemikalier brukt til dekksvask.

Vann fra vaskeoperasjoner er vaskevann fra annet enn dekksvask. Det kan for eksempel genereres fra vask av prosessutstyr og turbiner. Vaskekjemikalier vil følge med vannet til sjø. Se kap. 5.4 for nærmere beskrivelse av denne type operasjoner.

Kjølevann er sjøvann som kjøler diverse systemer på plattformen før det igjen slippes til sjø. Kjølevannet tilsettes avleiringshemmer.

Direkte utslipp: Noen kjemikalier slippes direkte til sjø uten å følge en vannstrøm. Det gjelder i første rekke subsea hydraulikkvæsker som brukes til styring av ventiler i havbunnsbrønner og på havbunnsrammer.

(11)

Side 11 av 52

3.4 Miljøvurderinger av kjemikalier planlagt for utslipp og begrunnelse for bruk

I Vedlegg 1 gis miljøvurderinger av alle svarte, røde og gule kjemikalier.

En stor andel av kjemikaliene som går til utslipp er grønne, såkalte PLONOR-kjemikalier (chemicals known to Pose Little Or No Risk to the environment). Dette er kjemikalier som er vannløselige, bionedbrytbare, ikke- akkumulerende og/eller uorganiske, naturlig forekommende stoffer med minimal eller ingen miljøskadelig effekt. Dette er kjemikalier som er valgt fordi de regnes som de mest miljøvennlige produktene. Likevel kan utslipp av PLONOR-kjemikalier som for eksempel barytt og sement gi et lokalt tidsbegrenset slør av

finpartikulært materiale. Selv om slike utslipp kan virke forstyrrende på marine organismer, har forsøk vist at voksne fisk og sjøpattedyr vil svømme vekk fra kontaminerte vannmasser, ref. Olje og Energidepartementet 2006, «Sameksistens mellom fiskerinæringen og oljevirksomheten i området Lofoten og Barentshavet innenfor rammen av en bærekraftig utvikling». Plankton samt fiskeegg og -larver har liten eller begrenset egenbevegelse, slike utslipp kan i riggens umiddelbare nærområde virke forstyrrende. Denne effekten er helt lokal og derfor begrenset til et mindre geografisk område og tidsbegrenset til perioden med utslipp.

3.5 Omsøkte mengder kjemikalier for årlig forbruk og utslipp

I henhold til gjeldende regelverk søkes det om tillatelse til forbruk og utslipp av kjemikalier i svart, rød, gul og grønn fargekategori. Det vises til Vedlegg 3 for underlag for de omsøkte mengder. De omsøkte mengdene er inndelt i produksjonskjemikalier og bore- og brønnkjemikalier, i tillegg til at det er oppgitt egne tabeller for kjemikalier i lukkede systemer. Det tas forbehold om at kjemikaliebehovet kan endres over tid, noe som kan medføre endringer i antall kjemikalier, mengder og handelsnavn.

Kjemikaliemengdene for boring er basert på høyaktivitetsår med boring av totalt opp til 4 brønner (3 plattformborete brønner og 1 forboret brønn) pr år med tilhørende komplettering samt P&A av 5 brønner). I tillegg er det lagt på en 24^» seksjon. Kjemikaliemengder for brønnintervensjoner er også basert på

høyaktivitetsår med opptil 4 ulike jobber i løpet av ett år på feltet.

Prognoser for kjemikalier i oljebasert borevæske samt de oljeløselige komponentene i kompletteringsvæske er skilt ut fra øvrige kjemikalier og ført opp separat.

Tabell 3.1 viser oversikt over aktivitet som ligger til grunn for omsøkte mengder bore- og brønnkjemikalier.

Tabell 3.1 Aktivitetsoversikt for et høyaktivitetsår

Aktivitet Antall

Boring av brønner 4

Oljebaserte seksjoner 16

Vannbaserte seksjoner 10

Komplettering 4

P&A-jobber 5

Brønnjobber (intervensjoner) 4

Boring av 4 brønner er basert på følgende estimat: 3 plattform borete brønner (seksjonene 17 1/2^», 14 3/4^», 12 1/4^» og 8 ½^») og 1 forboret brønn (20^», 17 1/2^», 14 3/4^», 12 1/4^» og 8 ½^»), og i tillegg en 24^»seksjon.

(12)

Side 12 av 52

Prognoser for produksjonskjemikalier er basert på historisk bruk og utslipp, samt det man forventer av bl.a.

endret aktivitet og endret mengde produsertvann de neste årene. Ved beregning av utslipp av

produksjonskjemikalier fra er det tatt høyde for at inntil 8500 m3 prodvann vil kunne reinjiseres pr. døgn (maksimum).

Noen typer hjelpekjemikalier (f.eks. dekkvaskemidler, kjemikalier tilsatt varme/kjølevæskesystemer og hydraulikkoljer i lukkede systemer) brukes både av drift og boring. Det er ikke hensiktsmessig å splitte rapporteringen av disse kjemikaliene, og i Vedlegg 3 oppgis alle under produksjonskjemikalier.

For EIF-beregninger for utslipp med produsertvann i 2017 vises det til vedlegg 4. Vedlegg 4 ettersendes så snart resultatene foreligger..

3.6 Omsøkte svarte kjemikalier – avgiftsfri diesel

Det søkes om bruk av svarte kjemikalie slik det er angitt i Tabell 3.2.

Tabell 3.2. Omsøkte rammer for forbruk og utslipp av kjemikalier med stoff i svart kategori Handelsprodukt Funksjon og spesifikt

bruksområde

Maks.forbruk stoff i svart kategori (kg/år)

Maks.utslipp stoff i svart kategori (kg/år) Diesel, avgiftsfri Vaske- og

renseoperasjoner

0,04 0

Det søkes om videreføring av ramme for forbruk av svart stoff i diesel som brukes til vaske- og

renseoperasjoner på Grane. Diesel planlegges brukt til vask av ventiler og eventuelt også annet utstyr i de tilfeller der andre, mer miljøvennlige kjemikaler ikke fungerer oprimalt. Ved normal drift og vedlikehold er behovet for diesel til dette formålet ansett å være ca. 85,5 kg/år, men det søkes om en total forbruksramme for diesel på inntil 855 kg/år for å ta høyde for år med revisjonsstanser hvor denne typen aktivitet er større.

Dieselen, som brukes er avgiftsfri, er tilsatt 0,004 % fargepigment med svart miljøklassifisering. Ved bruk av diesel til ventilvask vil diesel gå inn i prosessen og følge oljestrømmen i eksport til Sture. Det vil derfor ikke være utslipp forbundet med denne aktiviteten.

3.7 Omsøkte røde kjemikalier

Det søkes om tillatelse til bruk av rødt stoff innen bruksområdene bore- og brønnkjemikalier,

produksjonskjemikalier og hjelpekjemikalier. Begrunnelse for bruken gis videre i kapittelet, mer utfyllende miljøvurderinger er gitt i Vedlegg 1. Tabell 3.3 summerer de totale mengdene basert på planlagt forbruk og utslipp angitt i Vedlegg 4.

Sammenligning med gjeldende utslippstillatelse – bore- og brønnkjemikalier

Den omsøkte mengde røde bore- og brønnkjemikalier består av gjengefett til bruk ved boring i de tilfellene gult alternativ ikke har gode nok tekniske kvaliteter. Omsøkt mengde til forbruk (1200 kg) er den samme som i gjeldende ramme mens innsøkt mengde til utslipp er noe større, ref. kap. 3.7.1.2.

Røde kjemikalier som inngår i oljebasert bore- og kompletteringsvæske er tatt med i kapittel 3.7.1, Tabell 3.5.

(13)

Side 13 av 52

Sammenligning med gjeldende utslippstillatelse - produksjonskjemikalier

I forhold til dagens utslippstillatelse søkes det nå inn redusert forbruk for røde produksjonskjemikalier. Når det gjelder utslipp av røde produksjonskjemikalier til sjø, søkes det om redusert ramme som konsekvens av redusert forbruk. I estimeringen av innsøkte mengder til utslipp er tatt hensyn til at mengde produsertvann til sjø vil øke i årene framover.

Tabell 3.3. Omsøkte rammer for forbruk og utslipp av kjemikalier med stoff i rød kategori

Bore- og brønnkjemikalier Produksjonskjemikalier

Forbruk (kg/år) Utslipp (kg/år) Forbruk (kg/år) Utslipp (kg/år)

849 53 18 832 174

3.7.1 Bore- og brønnkjemikalier

3.7.1.1 Oljebasert borevæske og kompletteringsvæske

Det søkes om tillatelse til forbruk av kjemikalier i rød kategori til bruk i oljebasert borevæske og oljebasert komplettering.

Det vil alltid benyttes vannbaserte bore- og kompletteringsvæsker i de tilfeller det er mulig. I tilfeller hvor vannbasert væske ikke har de iboende egenskapene som er nødvendig for å tilfredsstille kravene til sikkerhet, stabilitet, øvrig funksjonalitet og boreeffektivitet, vil det benyttes oljebasert væske.

Det vil fortløpende vurderes om vannbasert bore- og kompletteringsborevæske kan benyttes. Tabell 3.5 viser anslåtte mengder oljebasert bore- og kompletteringsvæske.

All borevæske som kan gjenbrukes sendes i land for gjenbruk eller overføres til neste seksjon. For gjenbruksprosent de senere årene henvises det til årsrapportene.

De omsøkte mengdene er høyere enn det som er brukt de siste årene, dette er pga. at det bores lengre seksjoner i de kommende årene. Innsøkt ramme er imidlertid mindre enn i gjeldende tillatelse.

Tabell 3.5: Anslått forbruk av oljebasert bore- og kompletteringsvæske

Anslått forbruk kg/pr år Anslått forbruk av rødt stoff kg/år

12 942 412 407 736

3.7.1.2 Gjengefett

Det søkes om bruk av det røde gjengefettet Jet-Lube Kopr-Kote. Gjengefettet planlegges ikke benyttet som standard gjengefett, men det ønskes tillatelse til bruk for smøring av gjenger på borerør, i tilfeller hvor gult gjengefett viser seg å være utilstrekkelig i forhold til tekniske behov da oppbrekking av borerør fremdeles er en utfordring. Dette kan være ved boring av lange seksjoner hvor det forventes høye torque verdier (borerør blir skrudd hardt sammen grunnet høy temperatur og friksjon), risiko for økt personelleksponering grunnet stor grad av manuell håndtering av riggtenger og arbeid i rød sone, samt økt åpen hull tid ved potensielle vansker med å

(14)

Side 14 av 52

brekke opp rørkoblinger. Enhver eventuell bruk av Jet-Lube Kopr-kote skal unngås så lenge ikke det totale risikobildet tilsier at dette er nødvendig.

Hovedsakelig er det snakk om boring ved bruk av oljebasert borevæske, men det kan også bli behov for Jet-Lube Kopr-Kote i forbindelse med bruk av vannbasert borevæske. Ved bruk av vannbasert borevæske vil utslippsfaktor være 0.1. Siden det ventes mer bruk av vannbasert borevæske i årene framover er innsøkt mengde til utslipp noe høyere enn i gjeldende ramme.

3.7.2 Produksjonskjemikalier

Produksjonskjemikalier.

Innenfor bruksområdet produksjonskjemikalier vil det være behov for bruk av skumdemper (AFMR20369A) som inneholder røde komponenter. Råolje kan danne skum, og utfordringer knyttet til skum er normalt relatert til separatorsystemet. Skumdannelse i separator kan gi problemer med nivåmålinger, føre til dårlig vannutskilling og medføre at tyngre oljekomponenter følger gassfasen ut av separatoren. Skumdemperen virker ved å redusere overflatespenningen på gassboblene slik at disse sprekker og skummet faller sammen.

Kjemikalie, brukt optimalt, bidrar til at oljeinnholdet i produsertvannet blir så lavt som mulig. De røde komponentene er oljeløselige, slik at bare mindre mengder følger vannfasen. I tillegg er det delvis

reinjeksjon av produsertvann på Grane. Det blir derfor små utslipp til sjø og liten risiko for skade på marint miljø som følge av denne kjemikaliebruken.

Skumdemperen Defoamer AF119M ble faset ut i 2016, men ble testet igjen i 2017 i forbindelse med

opprensking av en ny brønn. Årsaken til uttestingen var at Grane har slitt med skumming under opprensking av brønner etter skifte av skumdemper i 2016. Testen viser redusert skumming sammenlignet med bruk av AFMR20369A, og Grane bruker nå Defoamer AF119M ved oppstart av nye brønner. Brønnstrømmen går da til Sture. Det er derfor ikke utslipp av Defoamer AF119M på Grane.

Hjelpekjemikalier

BARAZAN L: Dette er et viskositetendrende kjemikalie, og benyttes av Boring for å gjøre slop/kaks injiserbar ved at den løser opp klumper og endrer viskositeten. Brukt Barazan L går til injeksjon.

Hydraulikkoljen Castrol Transaqua HT2 vil i løpet av 2018 bli skiftet ut med Castrol Transaqua HT2-N i gul miljøklasse ved at den nye oljen vil blir fylt på systemet fortløpende og vil gradvis fortrenge den gamle oljen.

Utslipp av den gamle hydraulikkoljen, som inneholder en liten andel rød komponent, vil derfor pågå i mange år framover (minst 19 år). Dette skyldes stort volum i tanker og umbillicals til Svalin samt at deler av vesken regerereres noe som igjen medfører relativt lavt årlig forbruk/utslipp (ca. 480 liter).

3.8 Omsøkte gule kjemikalier

Tabell 3.6 viser estimat for utslipp av omsøkte gule kjemikalier, fordelt på bruksområdene produksjons- og bore- og brønnkjemikalier utenom oljebasert bore/kompletteringsvæske. Det planlegges ikke for utslipp av oljebasert bore/kompletteringsvæske.

Bore- og brønnkjemikalier inkluderer vannbasert borevæske, kompletterings- og sementeringskjemikalier, P&A-væsker, støttekjemikalier, riggkjemikalier (gjengefett og BOP) og brønnbehandlingskjemikalier.

Riggkjemikalier av typen vaskemidler og hydraulikkoljer inngår i hht. felleskategoriene hjelpekjemikalier og kjemikalier i lukkete system.

(15)

Side 15 av 52

Produksjonskjemikalier som inneholder gule komponenter inkluderer skumdempere, emulsjonsbryter, korrosjonshemmere, avleiringshemmere, biosid, vaske- og rensemidler og subsea hydraulikkolje.

Sammenligning med gjeldende utslippstillatelse – bore- og brønnkjemikalier

Anslått mengde gult stoff til sjø er basert på antatt boreaktivitet i et høyaktivitetsår de neste årene. Anslått utslipps-mengde er høyere enn det som faktisk har vært utslipp ut de siste tre årene. Dette skyldes at en framover vil bore grunne sidesteg som inkluderer lange 17 1/2» seksjoner. Det er også tatt med en 24»

seksjon i beregningsgrunnlaget.

Sammenligning med gjeldende utslippstillatelse – produksjonskjemikalier

Anslått mengde gult stoff til sjø er høyere enn i dagens utslippstillatelse og skyldes hovedsakelig økt utslipp av produsertvann i årene framover (ref. tabell 5.1). Gjeldende anslåtte ramme for utslipp av gult stoff ble overskredet med 20 % i rapporteringsåret 2017 (se årsrapport for 2017 for Grane og Svalin).

Tabell 3.6. Anslåtte utslipp av stoff gul kategori

Anslått mengde utslipp av stoffer i gul kategori (tonn/år) Bore- og brønnkjemikalier Produksjonskjemikalier

422 291

3.9 Kjemikalier i lukkede systemer

Totalt årlig forbruk av hydraulikkoljer i lukkede systemer (med forbruk over 3000 kg per år) vil variere, men anslås til ca. 13 tonn per år. Av dette utgjør svart stoff ca. 6 % og rødt stoff ca. 94 %. Se vedlegg 4, tabell 6 for detaljer.

Miljøvurdering av hydraulikkoljene inngår ikke i vedlegg 1, men gis her:

Hydraway HVXA 32 HP er en hydraulikkolje brukt i lukkete systemer, og slippes ikke til sjø. Produktet består av baseoljer og additiver. Baseoljene er dels røde og dels svarte grunnet kombinasjon av lav nedbrytbarhet og høyt bioakkumuleringspotensiale. Additivene er svarte pr def siden de ikke har detaljerte miljødata. Brukt olje avhendes enten som avfall, eller spes inn i eksportolje og blir således resirkulert.

Hydraway HVXA 15 HP er en hydraulikkolje i lukket system, og slippes ikke til sjø. Produktet består av baseoljer og additiver. Baseoljene er dels røde og dels svarte grunnet kombinasjon av lav nedbrytbarhet og høyt bioakkumuleringspotensiale. Additivene er svarte pr def siden de ikke har detaljerte miljødata. Brukt olje avhendes enten som avfall, eller spes inn i eksportolje og blir således resirkulert.

Generelt: HVXA er uløselig i vann og har egenvekt under 0,9 slik at utilsiktet utslipp/søl til sjø vil flyte på havoverflaten. Dersom de slippes til sjø, vil oljen ta opp vann og forvitre på samme måte som råolje. HVXA er lite biotilgjengelig og toksisitetsforsøk viser at slike hydraulikkoljer har knapt målbar giftighet for plankton og fisk.

Tabell 3.7 angir mengder av hydraulikkoljer i bruk på Grane. Noen av kjemikaliene brukes årlig i mengder over 3000 kg, andre sjeldnere. Tabellen er basert på bruk siste fem år og er ikke uttømmende da andre hydraulikkoljer kan bli tatt i bruk. I tillegg er det tatt hensyn til first fill volumene. Alle hydraulikkoljer benyttet i mengder over 3000 kg per år skal ha HOCNF.

(16)

Side 16 av 52

Tabell 3.7. Hydraulikkoljer på Grane med årlig forbruk over 3000 kg.

Hydraulikkolje Bruksområde Mengde/år (tonn)

Hydraway HVXA 32 HP Boring og Drift 7

Hydraway HVXA 15 HP Drift 3

3.10 Utslipp i forbindelse med pluggeoperasjon

Ved plugging av brønner må volum som står i brønnen returneres, blant annet gamle borevæsker.

Eventuelt utsirkulert gammel oljebasert borevæske blir injisert i slop-injektor G-23 (Utsira formasjon). Ingen slop blir sendt til land. Ved utsirkulering av oljebaserte væsker kan en få en del oljebefengt faststoff. Dette blir da samlet i egne skipper og sendt til land for destruksjon. Brine som ikke er kontaminert med olje går til sjø i henhold til gjeldende utslippstillatelse.

Utsirkulert vannbasert borevæske som inneholder komponenter det foreligger utslippstillatelse på slippes til sjø.

Om det inneholder komponenter som det ikke foreligger utslippstillatelse på sendes det til land som avfall.

Behandlet sjøvann med rester av råolje blir kjørt gjennom testseparator og deretter håndtert videre på Stureterminalen (se kap. 3.2).

4 Utslipp av borekaks, sand og andre faste partikler til sjø

4.1 Utslipp av borekaks

Borekaks generert ved vannbasert boring slippes til sjø. Borekaks generert ved oljebasert boring blir enten sendt til land som avfall eller injisert i injeksjonsbrønn på feltet. Tabell 4.1 under viser kaks generert ved boring av en standard brønn på Granefeltet. Antall seksjoner på hvert felt varerier fra år til år.

Tabell 4.1: Kaks generert ved boring av en standard brønn på Grane

Hullseksjon m3 kaks pr

meter boret

Seksjonslengde (m)

Borekaks pr seksjon (m3)

Kaksdeponering

24" (WBM) 0.291 1000 291 Til sjø

17 ½”x 20” (WBM) 0.202 500 101 Til sjø

14 ¾” x 17 ½” (WBM) 0.155 700 108.5 Til sjø

17 1/2" (WBM) 0.155 1500 232.5 Til sjø

12 ¼” x 14 ¾ (WBM) 0.11 250 27.5 Til sjø

12 1/4" (WBM) 0.076 2000 152 Til sjø

8 ½” x 12 ¼” (OBM) 0.076 300 22.8 Til land/injeksjon

8 ½” (OBM) 0.037 2500 92.5 Til land/injeksjon

4.2 Utslipp av sand fra jetteoperasjoner

På Grane utføres ikke jetteoperasjoner, og det er heller ikke teknisk mulig pr. dags dato. Mindre mengder sand som pr. dags dato samler seg i prosessutstyr fjernes manuelt ved revisjonsstans og sendes til land som

(17)

Side 17 av 52

avfall. Det kan oppstå behov for jetting på et senere tidspunkt. Vi ber derfor om at tillatelse til utslipp av sand videreføres i henhold til gjeldende tillatelse.

5 Utslipp av oljeholdig vann til sjø

Kilder til utslipp av oljeholdig vann er på Grane:

1. Produsertvann

2. Drenasjevann, inkludert vann fra vaskeoperasjoner.

Målinger og beregninger av utslipp til sjø av oljeholdig vann og komponenter i oljeholdig produsertvann gjennomføres etter installasjonsspesifikt måleprogram som inngår i Equinors styringssystem. Måle- og beregningsprogrammet beskriver måle- og prøvetakingsmetode, utvelgelse av måleperioder, samt

beregningsmodeller og utslippsfaktorer som benyttes for å beregne utslipp til sjø. Programmene inneholder i tillegg en vurdering av usikkerheten i målingene.

Grane bruker gasskromatograf (GC) for å analysere oljeholdig vann. Analysene skjer etter gjeldende referansemetode OSPAR 2005-15.

For konsentrasjon av olje i vann til sjø og mengde olje til sjø de siste årene henvises det til årsrapportene.

5.1 Produsertvann

I tillegg til utslipp av renset produsertvann til sjø, injiseres det produsertvann i brønn G-36 og i korte perioder i G-32.

Gjennomsnittlig injeksjonsrate i G-36 er ca 8500 m3/d. G-32 brukes typisk som avlastning til G-36 når denne er stengt. Mengde produsert vann som slippes til sjø er lik den mengde produsert vann som overstiger injeksjonskapasiteten. Dette vil øke med økende mengde produsertvann og dersom injektorkapasitet reduseres. Med økende vannproduksjon i årene fremover vil utslipp av produsertvann kunne bli opptil 15000 m3/d (se tabell 5.1).

Produsertvannet slippes ut via produsertvanns caisson. Produsertvannscaissonen er neddykket i sjøen til - 15 meter

Figur 5.1 viser en skisse over produsertvann renseanlegget. Produsertvann blir renset ved hjelp av tre hydrosykloner med olje/vann separasjon ved gravitasjon, og med påfølgende flotasjon i avgassingstank.

(18)

Side 18 av 52

Figur 5.1. Skisse av produsertvann renseanlegget på Grane.

I 2017 var konsentrasjon av olje i produsertvann 16,4 mg/l (ref. årsrapport for 2017). Grane har et internt måltall for oljekonsentrasjonen i produsert vann for 2018 på 12 mg/l.

Grane jobber med å se på muligheter for å bedre vannkvaliteten til sjø, samt minimere risiko for akuttutslipp.

Per dags dato tar ikke Grane ut vann i stor grad fra 1. trinn separator da det har vist seg at man får bedre vannkvalitet til sjø ved å la alt vannet gå over til andre trinn. Siden vannmengden øker er det behov for å se om det er mulig å kjøre anlegget annerledes, da man stadig oftere har utfordringer med dårlig vann til sjø.

Økt vannuttak fra 1. trinn separator vil reduserer risiko for akuttutslipp, men sannsynligvis også øke oljekonsentrasjonen i produsertvannet som slippes til sjø offshore. Mye kartleggingsarbeid gjenstår før en kan teste dette ut.

I 2017 var mengde produsertvann til sjø 4,23 mill. m3. Tabell 5.1 viser utviklingen i prognosert mengde produsertvann til sjø de neste 5 årene.

Tabell 5.1 Prognose for produsertvann til sjø neste 5 år (hentet fra RNB2018).

År Produsertvann til sjø pr år (millioner m3)

2018 4,921

2019 5,247

2020 5,261

2021 4,406

2022 4,264

5.2 Drenasjevann

Drenasjevann består hovedsakelig av spylevann og regnvann som kan inneholde olje- og kjemikalierester.

Drenasjevann fra driftsområder

Drenasjesystemet er delt i et åpent og et lukket system. Det lukkede systemet vil inneholde olje og blir pumpet tilbake til prosessen. Det åpne systemet, som i tillegg til vann inneholder olje og kjemikalier, går til en dren-caisson.

(19)

Side 19 av 52

Dren-caissonen fungerer som en tofase separator/renseanlegg. Oljen skiller seg fra vannet på grunn av gravitasjon og oppholdstid, og blir pumpet tilbake i prosessen ved hjelp av en neddykket pumpe. Vannet går ut i bunnen av caissonen som stikker -110 m under havoverflaten.

Usikkerhet i utslipp av olje med drenasjevann er høy, og dominert av usikkerhet knyttet til hvor representativ prøven som tas ved -105 m er for drenasjevann som slippes ut fra plattformen. Prøvetakingspunktet ved - 105 m er 5 meter fra åpningen av dren caissonen, og noe innblanding av sjøvann i dren caissonen må påregnes. Det er ikke mulig å bruke prøvetakingspunktene ved -35 m og -65 m da det står fastkilte rør i begge prøverørsforingsrør (nozzel N13A/B) som ikke er mulig å presse ut eller trekke opp. Det er heller ikke mulig å foreta måling av oljekonsentrasjon av drenasjevannet i forkant av at det slippes i caissonen.

Det vil være økonomisk kostbart å utbedre de øvre prøvetakingspunktene eller å bygge om drenasjevann systemet. Miljørisikoen forbundet med utslipp av drenasjevann er funnet relativt liten i forhold til denne kostnaden, og det planlegges ikke endringer for å redusere usikkerheten i bestemmelse av

oljekonsentrasjon. Det blir tatt ukentlige prøver av drenasjevann som analyseres for oljekonsentrasjon og dette brukes for å estimere mengde dispergert olje i drenasjevannet. Mengde drenasjevann er blitt estimert på bakgrunn av innhentede metrologiske data og forbruk av spylevann.

Drenasjevann fra boreområder

Drenasjevannet injiseres under normal drift i egen deponeringsbrønn, G-23 A i hht gjeldende tillatelse. Vi ber om at denne tillatelsen videreføres, se kap. 6.

5.3 Jettevann

Det utføres ikke jetteoperasjoner på Grane pr. dags dato, og det går derfor ikke jettevann til sjø. Det kan oppstå behov for jetting på et senere tidspunkt. Vi ber derfor om at tillatelse til utslipp av jettevann videreføres i forhold til gjeldende tillatelse.

5.4 Vaskevann

5.4.1 Vaskevann til sjø fra regulært renhold

Vann fra ulike vaskeoperasjoner (turbiner og prosessutstyr) bli sluppet til sjø via drenasjevannet. Det er ikke mulig å samle opp dette vaskevannet da det ledes til åpent dren. Det er derfor heller ikke mulig å injisere det eller å sende det til land som avfall.

6 Injeksjon

Det søkes om tillatelse til injeksjon av strømmer slik det oppgis i Tabell 6.1. Tabellen oppgir aktuelle brønner og anslått årlig mengde/volum som vil bli injisert.

(20)

Side 20 av 52

Det søkes om fortsatt injeksjon av produsert vann. Granefeltet har en brønn for injeksjon av produsert vann i Utsira formasjonen (25/11-G-36) og en brønn for injeksjon i Heimdal reservoaret (25/11-G-32). Injeksjonsbrønn i Utsiraformasjonen har høy regularitet (98 % pr april 2018). Injektorbrønnen i Heimdal formasjonen er normalt stengt på grunn av nærliggende oljeprodusent, men en ønsker å ha mulighet til fortsatt å kunne injiserer i denne.

I mars 2014 ble brønnen G-23 AT2 re-perforert med det formål å igjen kunne injisere kaks, og kaksinjeksjon startet opp i november 2014. Det ble imidlertid observert fallende trykk i

kaksinjeksjonsbrønnen under injeksjon, noe som er tegn på sprekkedannelse oppover i Utsira. For å unngå potensiell out-of-zone-injection (OOZI) ble derfor kaksinjeksjon i denne brønnen stoppet. Slop har ikke så stor evne til å utvikle sprekker, så G-23 AT2 blir brukt rutinemessig som slopinjektor. Brønnen kan brukes til kaksinjeksjon av begrensede volum.

For å unngå ut-av-sone-injeksjon (OOZI – out of zone injection), er overvåkning, trending og analyse av de viktigste parameterne essensielt. Disse inkluderer trykk, rate, volum og olje-i-vann. Sementoperatør (G-23 AT2) og sentralt kontrollrom, samt produksjons- og injeksjonsingeniør følger med på brønnenes oppførsel. Brønnoppførsel er dessuten fast på agenda i daglige POG-møter (Produksjons Optimaliserings Gruppe-møter) og diskuteres i møter med fagmiljøet for injeksjon. For G-36 og G-32 ligger det inne alarmfunksjoner som aktiveres dersom det injiseres med trykk utenfor akseptabelt trykkvindu. G-36 og G-32 stenger automatisk dersom injeksjonstrykket overstiger maks tillatt trykk

For øvrig brukes seismiske data fra permanente havbunnskabler i analyse og overvåking av brønnoppførsel.

Havbunnskartlegging utføres også for å registrere eventuelle endringer på havbunnen som følge av injeksjonsaktivitet. Ingen endringer er så langt observert.

Tabell 6.1 Oversikt over omsøkte strømmer til injeksjon og anslåtte volum.

Brønn

Olje- og kjemikalieholdige produsertvann 25/11-G-36

3,5 mill. Sm³/år 25/11-G-32 0,2 mill Sm3/år Olje- og kjemikalieholdige vannvolum fra boring samt

borevæske og sand fra boring, komplettering, opprensking og brønntesting.

25/11-G-23 AT2 12 000 Sm³/år

Slurrifisert borekaks 25/11-G-23 AT2

3500 Sm³/år

7 Utslipp til luft

7.1 Utslippskilder

Hovedkilder til utslipp på Grane er turbiner, fakkel og motorer. Vedlegg 2 gir en oversikt over utslippskilder på de ulike innretningene.

7.1.1 Turbiner, motorer og pumper

På Grane er det 2 kraftturbiner, 1 kompressorturbin, 2 dieseldrevne nødgeneratorer og 5 dieseldrevne motorer pumpe (derav 4 brannpumper).

(21)

Side 21 av 52

For detaljer vises det til Vedlegg 2.

7.1.2 Fakkelsystem

Grane har lukket fakkel. Med lukket fakkel menes at det er mulig å reprossesere hovedvolumet fra fakkel tilbake i prosessen.

7.1.3 Brønntesting

Det er ingen utslipp til luft knyttet til brønntesting på Grane.

7.2 Utslippsmengder

7.2.1 Utslipp til luft fra forbrenningsprosesser

Brenning av gass og diesel i forbindelse med kraftgenerering og fakling er den viktigste kilden til utslipp til luft. Brenngass importeres fra Heimdal, evt brukes egenprodusert brenngass.

Prognosert forbruk av brenngass, diesel og fakkelgass er vist i Tabell 7.2. Brenselmengder er hentet fra RNB2018.

Tabell 7.2 Prognosert forbruk av brenngass, diesel og fakkelgass (RNB2018)

År Brenngass

(mill. Sm3)

Fakkelgass (mill. Sm3)

Diesel (m3)

2018 99,450 8,000 1076

2019 92,388 8,000 1076

2020 89,947 8,000 1076

2021 89,760 8,000 1076

2022 92,230 8,000 1076

Tabell 7.3a-c viser prognoserte utslipp fra forbrenning av hhv brenngass, fakkelgass og diesel, samt oppsummering av disse utslippene. CO2- og NOx-utslipp er basert på tall fra RNB2018. For nmVOC, metan og SOx er det benyttet utslippsfaktorer som angitt i Tabell 7.6. Det er lagt til en sikkerhetsmargin på 10 %.

Tabell 7.3a Forventete utslipp til luft ved bruk av brenngass i perioden 2018-2022.

Komponent 2018 2019 2020 2021 2022

CO2 mill tonn 0,229 0,212 0,207 0,206 0,212

NOx 1000 tonn 0,292 0,264 0,255 0,254 0,257

nmVOC tonn 26,255 24,390 23,746 23,697 24,349

CH4 tonn 99,550 92,481 90,037 89,849 92,322

SOx tonn 0,591 0,549 0,534 0,533 0,548

(22)

Side 22 av 52

Tabell 7.3b Forventet utslipp utslipp til luft ved fakling i perioden 2018-2022.

Komponent 2018 2019 2020 2021 2022

CO2 mill tonn 0,018 0,018 0,018 0,018 0,018

NOx 1000 tonn 0,012 0,012 0,012 0,012 0,012

nmVOC tonn 0,528 ^0,528 ^0,528 ^0,528 ^0,528

CH4 tonn 2,112 2,112 2,112 2,112 2,112

SOx tonn 0,238 0,238 0,238 0,238 0,238

Tabell 7.3c Forventete utslipp til luft ved forbrenning av diesel i perioden 2018-2022.

Komponent 2018 2019 2020 2021 2022

CO2 mill tonn 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003

NOx 1000 tonn 0,017 0,017 0,017 0,017 0,017

nmVOC tonn 0,255 0,255 0,255 0,255 0,255

SOx tonn 1,182 1,182 1,182 1,182 1,182

Tabell 7.3d Forventete totale utslipp til luft i perioden 2018-2022.

Komponent 2018 2019 2020 2021 2022

CO2 mill tonn 0,250 0,234 0,228 0,228 0,234

NOx 1000 tonn 0,322 0,294 0,284 0,283 0,287

nmVOC tonn 27,0 25,2 24,5 24,5 25,1

CH4 tonn 101,7 94,6 92,2 92,0 94,4

SOx tonn 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0

7.2.2 Diffuse utslipp til luft

For beregning av diffuse utslipp av nmVOC og CH4 benyttes ny metode beskrevet i Vedlegg til Norsk Olje og Gass sine Retningslinjer for utslippsrapportering (044) «Håndbok for kvantifisering av direkte metan og nmVOC-utslipp». De viktigste kildene til diffuse utslipp på Grane er Utslippscaisson/produsertvann, lekkasje av primær tetningsgass til sekundær vent fra tørre kompressortetninger og boreaktiviteter. I tillegg kommer smålekkasjer basert på OGI «leak/ no leak»-metoden.

Tabell 7.5 oppgir forventede diffuse utslipp av metan og nmVOC. Det er lagt til et konservativt påslag i utslippstallene, og det gjøres oppmerksom på at det kan bli endringer etterhvert som man får erfaring med ny metodikk for rapportering.

Tabell 7.5 Forventede utslipp av CH4 og nmVOC fra diffuse utslipp.

Grane

CH4 nmVOC

(tonn/år) (tonn/år)

Utslippscaisson/produsertvann 75 18

Tørre kompressortetninger -lekkasje av primær tetningsgass til sekundær vent 4 1

Boreaktiviteter 2 2

Smålekkasjer 10 10

Totalt 91 31

(23)

Side 23 av 52

7.3 Utslippsfaktorer

Tabell 7.6 oppgir utslippsfaktorer som vil bli benyttet for beregning og rapportering av utslipp til luft. CO2

utslippsfaktorer for brenngass og fakkel vil variere litt fra år til år siden de baseres på brenngassanalyser og CMR- metode (for utslipp fra fakkel). CO2 utslippsfaktor for diesel er den som er fastsatt for bruk i kvoterapportering. For NOx fra brenngass benyttes normalt NOx-tool, faktorene oppgitt i tabellen er faktorer som benyttes om NOx-tool skulle være ute av drift. NOx-faktor for fakkel er tidligere omsøkt og godkjent av OD. NOx-faktorer for diesel er basert på faktorer angitt i Særavgiftsforskriften. Faktorer for beregning av nmVOC-, CH4 og SOx er basert på Norsk olje og gass retningslinje 44. Utslippsfaktorene vil kunne endres.

Tabell 7.6 Utslippsfaktorer som vil bli benyttet for beregning og rapportering av utslipp til luft

Kilde CO2

utslippsfaktor

NOx

utslippsfaktor

nmVOC utslippsfaktor

CH4

utslippsfaktor

SOx utslippsfaktor

Fakkel 0,002109

tonn/Sm3

0,0014 kg/Sm3

0,00006 kg/Sm3

0,00024 kg/Sm3

0,000027 kg/Sm3 Turbin – gass 0,002089

tonn/Sm3

NOx-tool ^a) 0,00024 kg/Sm3

0,00091 kg/Sm3

0,0000027 kg/ppm H2S/Sm3 Turbin – gass –

lav-NOx

0,002089 tonn/Sm3

0,00185 kg/Sm3

0,00024 kg/Sm3

0,00091 kg/Sm3

0,0000027 kg/ppm H2S/Sm3 Turbin - diesel 3,16785

tonn/tonn

0,016 tonn/tonn

0,00003 tonn/tonn

- 0,000999

tonn/tonn Motor - diesel 3,16785

tonn/tonn

0,044 tonn/tonn

0,005 tonn/tonn

- 0,000999

tonn/tonn a) Utslipp av mengde NOx fra gassturbiner (ikke Lav-NOx) simuleres ved hjelp av PEMS når turbinen brenner gass. Ved utfall av NOx-tool benyttes faktormetoden. I 2017 tilsvarte simuleringen en utslippsfaktor på 0,00795 kg/Sm3

8 Energiproduksjon/energieffektivitet

8.1 Kraftforsyningsløsninger

Grane produserer egen kraft. Energiøkonomisering var viktig under planleggingen av Grane, og innretningen har installert kombinert kraftgenereringsanlegg, lukket fakkel og turtallsregulering på pumper.

De mest energikrevende operasjonene på feltet er:

Elektrisk kraftbehov:

o Oljeeksport pumper 5,3 MW o Vanninjeksjon 2,0 MW

Utstyr som er direkte drevet av turbin:

o Gassturbin for drift av HT kompressor – ca 25 MW

For elektrisk kraftgenerering har Grane totalt 2 turbiner. Normalt kjøres kun en av turbinene med en

belastning på 16 MW, mens maks kapasitet er 54 MW. Varmen i eksosen fra de 2 gassturbinene produserer heating medium i en eksos varmegjenvinner som gir varme til oppvarming av olje.

Gassturbin for drift av HT kompressor, som er en lav-NOx turbin, kan levere 28 MW på maks ytelse.

(24)

Side 24 av 52

Tiltak som er gjennomført eller som er til vurdering kan grovt deles inn i følgende hovedkategorier:

• Prosessoptimalisering

• Turbinoptimalisering/ kraftproduksjon

• Fakkelreduksjon

Tabell 8.1 Normalt kraftbehov og installert nominell effekt.

Normalt kraftbehov (MW) Installert nominell effekt (MW)

Graneinstallasjonen 41 81

8.2 Fakling

Det er slukket fakkel på Grane. Det er utarbeidet feltsspesifikk faklingsstrategi for Grane, med hovedfokus på å minimere fakling. Strategien medfører en bevisstgjøring hos driftspersonell slik at man unngår unødvendig fakling. I noen sammenhenger kan dette innebære en umiddelbar nedstengning av brønnene ved

prosessforstyrrelser, selv om dette går på bekostning av produksjonen.

8.3 Varmegjenvinning

På Grane utnytter man varme fra eksosen fra turbin og generatorer til å varme opp varmevæske som blir brukt i oljevarmere og produksjon av drikkevann.

8.4 Energistyring

Prosessoptimalisering

Energiøkonomisering var viktig under planleggingen av Grane, og innretningen har installert et kombinert kraftgenereringsanlegg (oppvarming av olje fra eksosgassen til turbinene), slukket fakkel, turtallsregulering på pumper.

Grane har energistyring på agenda i daglig og ukentlig produksjonsoptimaliseringsmøte. Det fokuseres her daglig på at plattformene opereres optimalt og leverer olje og gass i henhold til gjeldende spesifikasjoner, med et minimum av utslipp og et lavest mulig energiforbruk.

Turbinoptimalisering/ kraftproduksjon

Grane er utstyrt med en dual fuel (gass/diesel) og en DLE (lavNOx – kun gass) kraftturbiner av type GE LM2500+ med isorating på ca. 27 MW.

Det arbeides kontinuerlig for å redusere energiforbruket ved å redusere drivstoff-forbruket..

Det er utarbeidet handlingsplan for energioptimalisering som oppdateres jevnlig. Denne beskriver utførte energieffektiviserende tiltak, samt at forslag til tiltak identifiseres. Det settes konkrete årlige mål for energisparende tiltak. Eksempler på gjennomførte energisparingstiltak inkluderer blant annet:

• Redusere åpning på anti surge på importgasskompressor

• Filterbytte på luftinntak på HTK turbin

(25)

Side 25 av 52

9 Avfall

Alt næringsavfall og farlig avfall inkludert fraksjonene som defineres som boreavfall (brukt

borevæske/borekaks, oljeholdig boreslam, tankvask) er håndtert av avfallskontraktøren SAR. Eventuelt radioaktivt avfall håndteres av Wergeland Halsvik. Avfallskontraktørene sørger for optimal håndtering og sluttbehandling av avfallet i henhold til kontraktene. Alle aktuelle nedstrømsløsninger som velges skal godkjennes av Equinor.

Alt avfall kildesorteres offshore i henhold til Norsk olje og gass anbefalte avfallskategorier. Avfall som kommer til land og ikke tilfredsstiller disse sorteringskategoriene, blir avvikshåndtert og ettersortert på land.

Det er en hovedmålsetning at mengde avfall som går til sluttdisponering 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.

10 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning

Equinor 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 fra 2013 (vedlegg 5) og oppdatert beredskapsanalysen (Vedlegg 6) utført i 2018. Miljørisikoanalysen ble i 2016 vurdert som

fremdeles gyldig for aktivitetsnivå og utblåsningsrater i perioden 2016-2020. Det påpekes at oppdaterte rater (vektet rate på 2600 m3/d) er vesentlig lavere enn det som ligger til grunn for miljørisikoanalysen (14000 m3/d), således er miljørisikoanalysen svært konservativ. Miljørisikoanalysen er utført av DNV-GL og

beredskapsanalysen er utført av Equinor. Begge analysene er lagt ved søknaden. Analysene er gjennomført i samsvar med Styringsforskriftens paragraf 17, Aktivitetsforskriftens paragraf 73, Metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA) og veileder for miljørettede beredskapsanalyser. 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 relevante data for Grane og Svalin.

10.1 Aktivitetsbeskrivelse

Vanndybden i området rundt Grane er om lag 128 m. Feltet er lokalisert 138 km fra nærmeste land (Utsira i Rogaland fylke)(Figur 10.1)

Granefeltet er bygd ut med en integrert bolig-, prosess- og boreplattform med bunnfast stålunderstell.

Svalinfeltet er en havbunnsinnretning knyttet opp mot Grane og som ligger 8 km sørvest for Granefeltet.

Feltet produserer tung råolje som transporteres via rørledning til Sture-terminalen. Olje fra Edward Grieg og Ivar Aasen kommer inn på rørledningen til Sture ca. 4 km nord for Grane, og er derfor ikke tatt med i miljørisiko- og beredskapsanalysen.

Fakta om Grane er oppsummert i tabell 10.1.

(26)

Side 26 av 52

Tabell 10.1 Basisinformasjon for Grane

Grane

Posisjon for DFU (geografiske koordinater) 59°9'N, 02°29'Ø

Vanndyp 128 m

Sannsynlighet for utblåsning høyaktivitetsår 1,06·10^-3 Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 80/20

Vektet utblåsningsrate 2600 m³/døgn

Dimensjonerende oljetype (tetthet) Grane olje (942 kg/m³) Maksimal varighet av en utblåsning (tid til

boring av avlastningsbrønn)

84 døgn

Figur 10.1. Lokasjon av Grane i forhold til nærmeste land som er Utsira. Illustrasjon av Grane med Svalin satellitt er vist i Figur 1-2.

10.2 Akseptkriterier i miljørisikoanalysen

Equinors 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 feltspesifikke akseptkriteriene i hver av skadekategoriene mindre, moderat, betydelig og alvorlig.

(27)

Side 27 av 52

Tabell 10.2 Equinors akseptkriterier for miljørisiko

Miljøskade Varighet av miljøskade Feltspesifikk risiko Mindre 1 måned – 1 år < 2 x 10^-2

Moderat 1 – 3 år < 5 x 10^-3

Betydelig 3 - 10 år < 2 x 10^-3

Alvorlig < 10 år < 5 x 10^-4

10.3 Utblåsningsrater og –varigheter

Rate- og varighetsfordelingen for Grane og Svalin feltet benyttet i miljørisikoanalysen er presentert i Tabell 10.3. Vektet utblåsningsrate er 14010m³/d og 13770 for sjøbunn- og overflateutblåsning. Tilsvarende tabell for normalaktivitetsår er vist i miljørisikoanalysen. Disse ratene er konservative i forhold til oppdaterte tall for perioden 2016-2020 (1100-3200 m³/d).

Tabell 10.3 Utblåsningsrater og –varighet med tilhørende sannsynligheter for Grane benyttet i miljørisikoanalysen (DFU-1 Høyaktivitetsår)

Probability top/ sub

Rate (Sm3/d)

Probability distribution - duration Scenario probability

2 5 14 35 77

Overflate 0,82 14000

0,66 0,14 0,09 0,03 0,07 0,9

14200 0,1

Sjøbunn 0,18 13500

0,49 0,16 0,14 0,06 0,15 0,17

13800 0,83

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.

På Grane er maksimal utblåsningsvarighet beregnet til 84 døgn, mens 91 døgn er brukt i miljørisikoanalysen (vedlegg 5).

10.4 Oljetype

Oljetypene på feltet er Grane olje og Svalin C og M oljer. Det foreligger forvitringsstudier for disse oljene.

Det ble tatt nye oljeprøver i desember 2017 for sjekk av gyldigheten til disse oljene. Det ble vurdert at de opprinnelige forvitringsstudiene fremdeles er gyldige.

Til bruk for beregning av beredskapsbehov og som grunnlag for oljedriftssimuleringene er Grane olje

benyttet. Dette begrunnes med at Grane olje har lengst forventet levetid på sjøen, og er den oljen som vil ha høyest beregnet beredskapsbehov. Karakteristikk av Grane olje er oppsummert i tabell 10.4.

Tabell 10.4 Egenskaper for Grane olje (1997).

Parameter Grane

Oljetetthet (kg/m³) 942

Maksimalt vanninnhold (vol %) 65

Voksinnhold (vekt %) 3,2

Asfalteninnhold (harde) (vekt %) 1,4 Viskositet, fersk olje (13 ºC) (cP) 638

(28)

Side 28 av 52

Grane olje er karakterisert med høy tetthet, høyt asfalteninnhold og medium voksinnhold. Fordampningen er lav som en følge av høy tetthet, i størrelsesorden 5 til 12 % fordampning innen 1 døgn, avhengig av

vindforholdene.

Grane-olje har et lavt stivnepunkt (-24˚C) og det vil ikke være fare for at oljen stivner på sjø. Flammepunktet øker raskt til sjøtemperatur, og det vil ikke være fare for antennelse av olje på sjø. Det er ikke

eksplosjonsfare knyttet til lagring av oljen på tank. Maksimalt vannopptak nås etter 2 døgn ved vinterforhold (56 %) og 2 døgn ved sommerforhold (65 %).

Nedre viskositetsgrense (1000 cP) for mekanisk oppsamling oppnås etter ca. 1 timer på sjøen. Emulsjonen vil ha høy viskositet noe som kan medføre behov for tungolje-skimmer. Graneoljen har potensiale for bruk av kjemisk dispergering i flere dager etter et ev utslipp.

10.5 Resultater fra oljedriftsimuleringer

De stokastiske oljedriftsimuleringene ble gjort med modulen Oil Spill Contingency And Response (OSCAR), en del av programvarepakken (versjon 6.2) fra SINTEF. Denne programvaren er i stand til å simulere spredning av olje på vannoverflaten, i vannkolonnen og eventuell akkumulering av olje på kystlinje.

I januar 2016 ble oljedriftmodellen OSCAR oppgradert fra versjon 6.2 til 7.01. Endringene i algoritmene i OSCAR fører til at mengde olje som når overflaten etter et sjøbunnsutslipp øker. Det er ikke utført nye drivbaneberegninger for et utslipp av Grane-olje med oppdaterte rater. Det er vurdert at miljørisikoen på Grane-feltet med oppdaterte rater er lavere enn det som er oppgitt i miljørisikoanalysen fra 2013.

Tabell 10.5 Data som er blitt benyttet i oljedriftssimulering for Granefeltet

Parameter Verdi/referanse

Utslippsposisjon 59° 9’N 02° 29' Ø

Vanndyp 128m

Referanseolje Grane (1997)

Vinddata Norsk meteorologisk institutt, 1998-2005 med 75x75 km oppløsning Havstrømdata Havforskningsinstituttet, 1998-2005 med 4x4 km oppløsning

Stokastiske oljedriftssimuleringer har blitt utført for følgende perioder av året: Vinter (desember-februar), vår (mars-mai), sommer (juni-august) og høst (september-november).

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, 100 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.

For mer informasjon om oljedriftssimuleringene, henvises til miljørisikoanalyse og oljedriftssimulering av DNV-GL fra 2013 (vedlegg 5).

(29)

Side 29 av 52

10.5.1 Influensområde for olje på sjøoverflaten

Influensområdene for olje på sjøoverflaten er størst for en sjøbunnsutblåsning, og er vist i Figur 10.2.

Figur 10.2 Statistiske influensområder for sjøbunnsutblåsning fra Grane- og Svalinfeltet for alle sesonger.

Figurene viser sannsynlighet for treff av olje og viser ikke hvordan et enkeltutslipp kan se ut. Henviser til miljørisikoanalysen for figurer for overflateutblåsning.

(30)

Side 30 av 52

10.5.2 Influensområde for olje i vannkolonne

Influensområdene i vannkolonnen er størst for sjøbunnsutblåsning, og er vist Figur 10.3.

Figur 10.3 Beregnet gjennomsnittlige THC (≥ 100 ppb) i 10x10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning.

10.5.3 Influensområde for olje på strandlinje

Influensområdene for olje akkumulert på strandlinjen er vist i Figur 10.4 for sjøbunnsutblåsning. Se miljørisikoanalysen for tilsvarende figurer for overflateutslipp. Strandingsstatistikken er basert på bruk av persentiler. Statistikken er beregnet for all berørt kyst og for Equinors 35 prioriterte områder langs Norskekysten. Strandingsmengder rapporteres i oljeemulsjon.

Korteste strandingstid, representert ved 95-percentilen av korteste drivtid til land, er 5 døgn. Størst mengde strandet oljeemulsjon fra miljørisikoanalysen, representert ved 95-percentilen, er 140 000 tonn ved

sommerforhold. Merk at strandingsmengder er svært konservative tall, i og med at oppdaterte

(31)

Side 31 av 52

utblåsningsrater er vesentlig lavere enn det som ble lagt til grunn for beregningene i MRA fra 2013.

Erfaringsmessig vil strandede mengder reduseres tilsvarende som ratene reduseres (prosentvis). I analysen for Grane fra 2013 var laveste modellerte rate 13500 Sm³/d. Oppdaterte rater (2600 Sm³/d) er 80 % lavere enn den laveste fra 2013. Det forventes altså 80 % lavere strandingsmengder enn det som ble modellert i miljørisikoanalysen (vedlegg 5). I Tabell 10.6 og Tabell 10.7 er det konservativt lagt inn 50 % reduksjon i strandingsmengdene.

Tabell 10.6 95-persentil av korteste drivtid til land og tilhørende strandet emulsjonsmengde. Det er også lagt inn 50% reduksjon i strandingsmengdene pga. reduksjon i utblåsningsrater.

95-persentil, drivtid til land

95-persentil, strandede emulsjonsmengder fra MRA 2013

95-persentil, 50 % reduksjon i strandede emulsjonsmengder

Vinter 5 døgn 109707 tonn 54854 tonn

Sommer 9 døgn 140880 tonn 70440 tonn

Drivtid og mengde strandet emulsjon inn til prioriterte områder som berøres gitt et utslipp fra Grane og Svalin feltet er vist i Tabell 10.7. Også her er tall fra MRA i 2013 vist, sammen med estimerte tall basert på 50 prosent reduksjon.

Tabell 10.7 95-persentil av drivtid og strandet mengde inn til prioriterte områder med kortere drivtid enn 20 døgn.

Det er også lagt inn 50% reduksjon i strandingsmengdene pga. oppdaterte utblåsningsrater.

Eksempelområde/

Prioritert område

Sommer Vinter

Strandet emulsjon (tonn) fra MRA 2013

50 % reduksjon av strandet emulsjon (tonn)

Drivtid (døgn)

Strandet emulsjon (tonn) fra MRA 2013

50 % reduksjon av strandet emulsjon (tonn)

Drivtid (Døgn)

Ytre Sula 2568 1284 12 3165 1583 8

Sverslingsosen-Skorpa 6084 3042 14 5329 2665 10

Runde 6692 3346 18 4294 2147 13

Smøla 3602 1801 36 3340 1670 19

Frøya og Froan 7405 3703 38 10664 5332 19

Onøy (Øygarden) 2951 1476 12 3450 1725 7

Austevoll 2678 1339 15 2970 1485 7

Sandøy 3095 1548 28 2918 1459 15

Nord-Jæren 2904 1452 24 2998 1499 13

Bømlo 2255 1128 16 2175 1088 8

Utsira 988 494 14 999 500 7

(32)

Side 32 av 52

Figur 10.4 Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i 10-10 km kystruter gitt en sjøbunnsutblåsning.

10.6 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.

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. Årlig miljørisikoen presenteres videre. Risikoen presenteres som prosentvis andel av Equinors feltspesifikke