Søknad om tillatelse etter forurensningsloven for
PL 708 Søknad om tillatelse etter forurensningsloven for boring av brønn 7130/4-1 på lisens 708 Brønn: 7130/4-1 Rigg: Transocean Arctic July 2015 | Document number: P708-LUN-S-RA-3001 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Title: Lundin Norway AS Søknad om tillatelse etter forurensningsloven for boring av brønn 7130/4-1 på lisens 708 PL 708 Well 7130/4-1 Document no. P708-LUN-S-RA-3001 Document date 10.07.2015 Version no. 01 Document status Authors: Name and Position: Signature: Natalia Belkina, Environmental Advisor Helene Østbøll, Environmental Advisor Verified: Name and Position: Signature: Axel Kelley, Environmental Advisor Approved: Name and Position: Signature: Jan Roger Berg, Drilling Manager Side 2 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Innholdsfortegnelse Innholdsfortegnelse................................................................................................................................... 3 1 Sammendrag .......................................................................................................................................... 5 2 Forkortelser og definisjoner ................................................................................................................. 7 3 Innledning .............................................................................................................................................. 8 3.1 Rammer for aktiviteten ........................................................................................................................... 8 4 Aktivitetsbeskrivelse ............................................................................................................................. 9 4.1 Generelt om aktiviteten ........................................................................................................................... 9 4.2 Boreplan .................................................................................................................................................. 9 4.3 Boreprogram ......................................................................................................................................... 13 4.4 Brønntester ............................................................................................................................................ 14 4.4.1 Formål med brønntestene ...................................................................................................................... 14 4.4.2 Beskrivelse av brønntestanlegget .......................................................................................................... 15 4.4.3 Avbøtende tiltak for å sikre optimal forbrenning .................................................................................. 19 4.4.4 Alternative teknologier i forbindelse med brønntesting ........................................................................ 21 5 Utslipp til sjø ........................................................................................................................................ 23 5.1 Vurdering av kjemikalier og utslipp ..................................................................................................... 23 5.2 Forbruk og utslipp av kjemikalier ......................................................................................................... 23 5.2.1 Borekjemikalier ..................................................................................................................................... 23 5.2.2 Sementeringskjemikalier ....................................................................................................................... 24 5.2.3 Brønntestkjemikalier ............................................................................................................................. 24 5.2.4 Riggkjemikalier ..................................................................................................................................... 25 5.3 Borekaks................................................................................................................................................ 25 5.4 Oljeholdig vann og sanitærvann............................................................................................................ 26 5.5 Kjemikalier i lukket system .................................................................................................................. 27 5.6 Oversikt over beredskapskjemikalier .................................................................................................... 27 6 Utslipp til luft ....................................................................................................................................... 28 6.1 Utslipp fra kraftgenerering .................................................................................................................... 28 6.2 Utslipp fra brønntesting ........................................................................................................................ 29 7 Avfall .................................................................................................................................................... 30 8 Operasjonelle miljøvurderinger ........................................................................................................ 31 8.1 Naturressurser i influensområdet .......................................................................................................... 31 8.2 Kartlegging av svamp i nærområdet ..................................................................................................... 32 8.3 Miljøvurdering av utslippene ................................................................................................................ 34 8.3.1 Miljøvurdering av utslipp fra brønntestene ........................................................................................... 34 9 Miljørisiko............................................................................................................................................ 38 9.1 Etablering og bruk av akseptkriterier .................................................................................................... 38 9.2 Inngangsdata for analysene ................................................................................................................... 38 9.2.1 Lokasjon og tidsperiode ........................................................................................................................ 38 9.2.2 Oljens egenskaper ................................................................................................................................. 38 Side 3 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 9.2.3 9.3 9.4 9.5 10 10.1 10.2 10.3 10.4 10.5 11 12 13 13.1 13.2 13.3 13.4 13.5 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Definerte fare- og ulykkessituasjoner ................................................................................................... 39 Drift og spredning av olje ..................................................................................................................... 40 Naturressurser inkludert i miljørisikoanalysen ..................................................................................... 43 Miljørisiko knyttet til aktiviteten .......................................................................................................... 46 Beredskap mot akutt forurensning.................................................................................................... 48 Krav til oljevernberedskap .................................................................................................................... 48 Analyse av dimensjoneringsbehov ........................................................................................................ 48 Dispergering .......................................................................................................................................... 50 Foreslått beredskap for deteksjon og overvåkning av utslipp ............................................................... 50 Forslag til beredskap mot akutt forurensning........................................................................................ 51 Utslipps- og risikoreduserende tiltak ................................................................................................ 52 Referanseliste....................................................................................................................................... 54 Vedlegg ................................................................................................................................................. 56 Oppsummering av forbruk og utslipp av kjemikalier ........................................................................... 56 Planlagt forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier ........................................................................... 59 Planlagt forbruk og utslipp av sementeringskjemikalier ....................................................................... 63 Planlagt forbruk og utslipp av riggkjemikalier ..................................................................................... 66 Beredskapskjemikalier .......................................................................................................................... 68 Side 4 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 1 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Sammendrag I henhold til Aktivitetsforskriften § 66 og Forurensningsforskriften kapittel 36, søker Lundin Norway AS (Lundin) om tillatelse etter forurensningsloven vedrørende boring, brønntesting og tilbakeplugging av letebrønn 7130/4-1 i utvinningstillatelse PL708. Brønnen skal bores med boreriggen Transocean Arctic. Tidligste oppstart for brønnen er november 2015, basert på pågående og kommende operasjoner med riggen. Denne søknaden gir en oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier som planlegges benyttet under operasjonen, samt utslipp til luft, miljørisiko og foreslått oljevernberedskap for operasjonen. Det er ikke planlagt å benytte røde eller sorte kjemikalier under operasjonen, foruten kjemikalier i lukkede systemer. Samtlige kjemikalier som benyttes er i kategori grønn eller gul ihht Aktivitetsforskriften § 63. Det er også lagt opp til en opsjon for et geologisk sidesteg og inntil tre brønntester, gitt funn. Det søkes om tillatelse til bruk av oljebasert borevæske i 17 ½” seksjon i eventuelt sidesteg. Samlet søkes det om bruk av 1629 tonn oljebasert borevæske, hvorav 905 tonn er gule stoffer og 724 tonn er grønne. En oversikt over omsøkte mengder grønne og gule kjemikalier er vist i Tabell 1-1 og Tabell 1-2. Tabell 1-1. Estimert forbruk og utslipp til sjø av gule og grønne kjemikalier (målt som stoff) for brønn 7130/4-1, gitt opsjon med vannbasert borevæske i alle seksjoner. Forbruk (tonn) Aktivitet Grønne kjemikalier Utslipp (tonn) Gule kjemikalier Hovedbrønnen 3163 Gul/Y1 150 Y2 137 Y3 0 Sidesteg 1 878 151 145 Brønntesting 1 869 390 Totalt 6 910 691 Grønne kjemikalier Gule kjemikalier 2 031 Gul/Y1 89 Y2 82 Y3 0 0 851 89 87 0 0 0 962 43 0 0 282 0 3 843 221 169 0 Tabell 1-2. Estimert forbruk og utslipp til sjø av gule og grønne kjemikalier (målt som stoff) for brønn 7130/4-1, gitt opsjon med oljebasert borevæske i 17 1/2” seksjon i sidesteget og vannbasert borevæske i andre seksjoner. Forbruk (tonn) Aktivitet Grønne kjemikalier Utslipp (tonn) Gule kjemikalier 3 163 Gul/Y1 150 Y2 137 Y3 0 Sidesteg 1830 983 112 Brønntesting 1 869 390 0 Totalt 6 862 1523 249 Hovedbrønnen Grønne kjemikalier Gule kjemikalier 2 031 Gul/Y1 89 Y2 82 Y3 0 0 524 56 54 0 0 962 43 0 0 0 3 516 188 136 0 Utslipp til luft kommer fra kraftgenerering og i forbindelse med brønntesting. En oversikt over omsøkte utslipp til luft er vist i Tabell 1-3. Side 5 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Tabell 1-3. Estimerte utslipp til luft (kraftgenerering og brønntesting) for brønn 7130/4-1. Utslipp i tonn Varighet (døgn) Forbruk av diesel (tonn) CO2 NOX nmVOC SOX CH4 Kraftgenerering for hovedbrønnen 79 1689 5353 91 8.4 1.7 - Kraftgenerering for sidesteg 43 919 2914 50 4.6 0.9 - 28 599 1897 32 3 0.6 - - - 6059 9 5.3 4.5 0.06 150 3206 16223 182 21.3 7.7 0.06 Aktivitet Kraftgenerering for brønntest (inntil 3 stk.) Utslipp fra brønntest Totale utslipp Lisensen er lokalisert i region Finnmark Øst i Barentshavet. Blokken der det skal bores er ikke underlagt noen tidsbegrensninger samt fiskeri- eller miljøvilkår som begrenser aktiviteten. Det er gjennomført flere undersøkelser av bunnfauna innenfor lisensområdet. Enkelte svampindivider er identifisert i nærheten av den planlagte brønnlokasjonen. Spredning av svamper er begrenset til grovere sedimenter, mengde og tetthet av svamper er karakterisert som lav. Ingen korallforekomster er observert. Det er gjennomført en miljørisiko- og beredskapsanalyse for brønn 7130/4-1. Miljørisikoanalysen konkluderte med at kystnære miljøressurser var utsatt for høyest miljørisiko. Høyeste utslag i miljørisiko for brønn 7130/4-1 er beregnet til 26 % av Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier for alvorlig miljøskade for lunde i vårsesongen. Risikonivået forbundet med leteboringen ligger således innenfor Lundins akseptkriterier. Beregningene i beredskapsanalysen gir behov for 2 NOFO-systemer for å håndtere tilflyt av olje til barriere 1a og 1b. Første system vil være på plass innen 2 timer (5 timer ved mannskapsbytte), og fullt utbygget barriere vil være på plass innen 17 timer. Side 6 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 2 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Forkortelser og definisjoner AIS AMAP BOP IR kamera FLIR Fm. GOR HOCNF MD MIRA MEG MSL MWM OBM OLF NOFO NORSOK-standard NOROG P&A PL PSV RKB ROV SAR SEAPOP SVO TD TVD TVD RKB VØK WBM Automatisk identifikasjonssystem (antikollisjonshjelpemiddel for skipsfarten) Arctic Monitoring and Assessment Programme Blowout preventor Infrarødt kamera Forward Looking InfraRed - infrarødt kamera Formasjon Forkortelse for gass/olje forhold. Forholdet mellom produsert gass og produsert olje i brønnen. Harmonized Offshore Chemicals Notification Format økotoksikologisk dokumentasjon for kjemikalier til bruk i offshorebransjen Målt dybde Metode for miljørettet risikoanalyse (OLF, 2007) Monoetylenglykol Mean sea level – gjennomsnittlig havnivå Maritime Waste Management AS Oil Based Mud - oljebasert borevæske Oljeindustriens landsforening (nytt navn – Norsk olje og gass, NOROG) Norsk Oljevernforening for Operatørselskap Industristandarder for operasjoner på norsk sokkel Norsk olje og gass Plug and abandonment Utvinningstillatelse (produksjonslisens) Platform Supply Vessel - forsyningsskip Rotary kelly bushing - mål for posisjon på boredekk Remotely Operated Vehicle Search and Rescue - redningstjeneste «Seabird populations» er et landsdekkende program for overvåking av sjøfugl langs hele kysten av Norge og i tilstøtende havområder Særlig Verdifulle Områder Totalt dyp Totalt vertikalt dyp Totalt vertikalt dyp under boredekk Verdsatt Økosystem Komponent Water Based Mud - vannbasert borevæske Side 7 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 3 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Innledning I henhold til Aktivitetsforskriften § 66 og Forurensningsforskriften kapittel 36, søker Lundin Norway AS (Lundin) om tillatelse til virksomhet etter Forurensningsloven vedrørende boring, brønntesting og tilbakeplugging av letebrønn 7130/4-1 i utvinningstillatelse PL 708. Brønnen skal bores med boreriggen Transocean Arctic. 3.1 Rammer for aktiviteten Lisens PL 708 ligger i region Finnmark Øst i Barentshavet (Figur 3-1). Lisensen er underlagt betingelsene for aktivitet som nedfelt i Stortingsmelding 10 (2010-11) "Oppdatering av forvaltningsplanen for det marine miljø i Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten" (Miljøverndepartementet, 2011). Lisensen ligger ca. 84 km fra Finnmarkskysten, utenfor 50 km kystbeltet som er identifisert som særlig verdifullt og sårbart område (kap. 3.2, Miljøverndepartementet, 2011). Figur 3-1. Oversikt over planlagt brønnlokasjon for brønn 7130/4-1. Side 8 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 4 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Aktivitetsbeskrivelse 4.1 Generelt om aktiviteten Brønnen vil bli lokalisert i lisens PL 708, og avstanden til land er ca. 84 km (Berlevåg, Finnmark). Avstanden til den norsk-russiske maritime grensen i Barentshavet er ca. 115 km. Vanndypet på lokasjonen er 288 m MSL±1 m og sjøbunnen består hovedsakelig av siltig leire. Formålet med letebrønnen er: Teste reservoaregenskapene og hydrokarbonpotensialet i primærmålet Røye Fm. Teste reservoaregenskapene og hydrokarbonpotensialet i sekundærmålet (Ørn Fm.) og tertiærmålet (Soldogg Fm.). Brønntesting vil bli vurdert avhengig av brønnresultatene. Formålet med testene vil være å undersøke produksjonsegenskapene til reservoaret. Nærmere beskrivelse av brønntester og vurderinger som er gjort knyttet til disse er vist i kapittel 4.4. Brønnen planlegges boret til 3050 m TVD målt fra boredekk. Basisinformasjon for brønnen er vist i Tabell 4-1. Tabell 4-1. Generell informasjon om letebrønn 7130/4-1. Parameter Verdi Brønnidentitet 7130/4-1 Utvinningstillatelse Lengde/breddegrad UTM koordinater (ED50 UTM Zone 34, N of 62, CM 21° East) Vanndyp PL 708 30° 10’ 07.90" Ø 71° 31’ 58.66" N 823 065.4 m Ø 7 961 636.1 m N 288 m ± 1m Avstand til land ca. 84 km Planlagt boredyp Ca. 3050 m TVD RKB (discovery case) Varighet på boreoperasjonen 4.2 79 dager uten sidesteg og brønntesting, forventet total varighet med alle opsjoner er 150 dager Boreplan Boreoperasjonen er planlagt gjennomført med den halvt nedsenkbare riggen Transocean Arctic. Hovedbrønnen skal bores vertikalt, med en opsjon for et sidesteg og inntil tre brønntester, avhengig av brønnresultat. Brønnen skal plugges og forlates etter endt operasjon. Tidligst forventede oppstart er i november 2015. Side 9 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Totalt dyp er satt til 3050 m TVD RKB gitt funn. Dersom brønnen er tørr vil planlagt dyp på brønnen kortes ned (tørr brønn 2654 m TVD RKB). Et eventuelt sidesteg vil bli planlagt basert på grunnlag av geologisk informasjon fra den vertikale brønnen. En skisse av den planlagte hovedbrønnen er vist i Figur 4-1, og sidesteget i Figur 4-2. Estimert varighet for boreoperasjonen er ca. 79 dager (gitt funn). Boring av sidesteget er estimert å ta 43 dager. I tillegg søkes det om tillatelse for utslipp i forbindelse med inntil 3 brønntester, enten i hovedbrønnen eller i det mulige sidesteget. Brønntesting planlegges med en varighet på 28 dager. Den totale varigheten for operasjonen gitt samtlige opsjoner er estimert til 150 dager (Tabell 4-2). Tabell 4-2. Forventet varighet for boring av brønn 7130/4-1, gitt ulike opsjoner. Operasjon Varighet Boring av hovedbrønn (discovery case) 79 dager Opsjon for brønntesting (inntil 3 stk.) 28 dager Opsjon for sidesteg 43 dager Totalt gitt alle opsjoner 150 dager Side 10 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Figur 4-1. Brønnskisse for hovedbrønnbrønn 7130/4-1. Side 11 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Figur 4-2. Brønnskisse for mulig sidesteg til brønn 7130/4-1. Side 12 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 4.3 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Boreprogram Program for boring, samt eventuelt sidesteg, testing og permanent tilbakeplugging av brønn 7130/41 vil bli sendt Petroleumstilsynet som vedlegg til samtykkesøknaden. En kort beskrivelse av brønnseksjonene er gitt her. Hovedbrønn 36” hullseksjon / 30” lederør Et 36” hull bores fra sjøbunn (312 m RKB) til 377 m RKB. Hullet bores med sjøvann og renses periodevis med høyviskøse piller. Etter boring til planlagt dybde fortrenges hullet med 1,4 s.g. fortrengningsvæske. Lederøret (30”) installeres og støpes med sement. Pilothull Et 9 7/8″ pilothull bores fra 30″ lederørsko på 377 m RKB til 562 m RKB. Hullet bores med sjøvann og renses periodevis med høyviskøse piller. Etter boring til planlagt dybde fortrenges hullet med 1,4 s.g. fortrengningsvæske. 26” seksjon / 20” overflaterør Etter at pilothullet er ferdigboret vil dette utvides til 26” hulldiameter. Hullet bores med sjøvann og renses periodevis med høyviskøse piller. Etter boring fortrenges hullet med 1,4 s.g. fortrengningsvæske. Overflaterør (20”) installeres og støpes med sement. Etter installering av overflaterøret installeres BOP på brønnhodet over sjøbunn og stigerør monteres fra BOP opp til riggen. 17 ½” seksjon / 13 3/8” foringsrør 17 ½” seksjonen bores fra 562 m til 1815 m RKB med 1,2 s.g. vannbasert borevæske. Borevæsken sirkuleres i retur til riggen, hvor borekaks med vedheng av borevæske separeres og slippes til sjø over ristebordene. Etter fullføring av seksjonen installeres og støpes 13 3/8” foringsrør ved 1808 m RKB. Reservoar pilothull Et 8 ½” pilothull bores fra 13 3/8” foringsrørsko (1808 m RKB) til 2372 m RKB. Hullet bores med 1,15 s.g. vannbasert borevæske. Borevæsken sirkuleres i retur til riggen, hvor borekaks med vedheng av borevæske separeres og slippes til sjø over ristebordene. Etter endt kjernetaking og logging vil seksjonen støpes igjen med sement gitt tørr brønn. 12 ¼” seksjon / 9 5/8” forlengelsesrør (gitt funn) Etter at reservoar pilothullet er ferdigboret vil dette utvides til 12 ¼” hulldiameter. Hullet bores med 1,15 s.g. vannbasert borevæske. Borevæsken sirkuleres i retur til riggen, hvor borekaks med vedheng av borevæske separeres og slippes til sjø over ristebordene. Dersom det besluttes å undersøke tertiar target Soldogg vil det installeres og støpes 9 5/8” forlengelsesrør ved 2370 m RKB. 8 ½” seksjon 8 ½” seksjonen bores fra 2372 m til totalt dyp på 3050 m RKB med 1,15 s.g. vannbasert borevæske. Borevæsken sirkuleres i retur til riggen, hvor borekaks med vedheng av borevæske separeres og Side 13 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 slippes til sjø over ristebordene. Etter endt logging vil åpent hull støpes tilbake til forrige foringsrør før en eventuell brønntest av primær/sekundær target. Hvis ikke brønntest, vil brønnen plugges og forlates permanent. Opsjon for sidesteg Dersom det besluttes å bore et sidesteg vil hovedhullet plugges tilbake og sidesteget bores ut ved ca. 555 m MD rett under 20” overflaterør. Sidesteget bores først med 17 ½” borekrone fra ca. 555 m til 2111 m MD. Opsjon for 17 ½” seksjon (WBM) 17 ½” seksjonen bores med 1,2 s.g. vannbasert borevæske. Borevæsken sirkuleres i retur til riggen, hvor borekaks med vedheng av borevæske separeres og slippes til sjø over ristebordene. Et 13 3/8” foringsrør installeres og støpes med sement. Opsjon for 17 ½” seksjon (OBM) 17 ½” seksjonen bores med 1,2 s.g. oljebasert borevæske. Borevæsken sirkuleres i retur til riggen, hvor borekaks med vedheng av borevæske separeres og ilandføres. Et 13 3/8” foringsrør installeres og støpes med sement. Øvrige seksjoner i sidesteget bores med 1,15 s.g. vannbasert borevæske. 8 ½” pilothull bores fra 13 3 /8” foringsrørsko (2104 m MD) til 2749 m MD og etter endt boring utvides til 12 ¼” hulldiameter. 8 ½” seksjonen bores fra 2749 til 3497 m MD. Etter endt boring og logging vil brønnen plugges og forlates. 4.4 4.4.1 Brønntester Formål med brønntestene Det planlegges å gjennomføre inntil 3 brønntester avhengig av brønnresultater. Den første testen vil kjøres i Ørnen formasjon dersom en betydelig oljekolonne er påtruffet. Den andre og den tredje testen vil bli utført i nedre og i øvre soner i Røye formasjonen. Formål med brønntesting vil være: Bestemme reservoarets produksjonsegenskaper Bekrefte reservoarets trykk og temperatur Vurdere reservoarets oppbygging (laginndeling, grenser, kontaktflater) Innsamling av representative nedihulls- og overflateprøver Den endelige beslutningen om å teste vil bli basert på kjerneprøver, wireline logging, og væskeprøver fra reservoarbergarter gjenvunnet under logging. Sannsynligheten for at det blir kjørt mer enn 2 tester er meget lav. En brønntest vil være avgjørende for fremtidig aktivitet, både i letefasen og avgrensningsfasen. Det bør poengteres, at de dynamiske data som er utført på Edvard Grieg feltet (16/1-10, 16/1-8 og 16/1- Side 14 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 15) og på Johan Sverdrup (16/2-6, 16/3-4 og 16/2-11) har vært av kritisk verdi for forståelsen av reservoarenes utstrekning og produksjonsegenskaper og for å bevise kommersiell brønnproduktivitet i disse reservoarene. Med andre ord, uten brønntesting hadde f.eks. neppe Edvard Grieg funnet blitt erklært kommersielt. En brønntest vil også i flere tilfeller kunne spare lisenser for avgrensningsbrønner. Brønntesten på 16/3-4 kombinert med 16/2-6 testen (Johan Sverdrup) sparte minst én brønn ved at de viste at Volgian sanden mest sannsynlig er sammenhengende mellom dem. Lisensen kunne da konsentrere seg om å definere flankene i videre avgrensningsprogram. Det forventede hovedreservoaret i brønn 7130/4-1 (Røye Formasjonen) er blitt testet i de 2 nærmeste brønnene 7128/4-1 og 7128/6-1. Testene i disse 2 brønnene viste at reservoaregenskapene er en helt kritisk parameter for vurdering av mulig kommersialitet for Ørnen prospektet. 4.4.2 Beskrivelse av brønntestanlegget Brønntesten gjennomføres ved avbrenning av brønnstrøm. Etter brønnperforering vil brønnstrømmen ledes til testanlegget på riggen hvor brønnstrømmen vil bli antent og forbrent. For å sikre best mulig forbrenning ved gjennomføring av testingen vil det bli benyttet brenner av typen Sea Emerald Burner med høy effektivitet og god forbrenning (se 4.4.3). Slop, kompletteringsvæske og væske som har vært i kontakt med olje eller reservoaret og er vanskelig å brenne, samles opp og sendes til land for behandling. Figur 4-1viser et generisk brønntestanlegget. Valg av testutstyret er basert på at de beste tilgjengelige teknikkene med sikte på å motvirke forurensning skal benyttes. Beskrivelsen av hovedkomponenter er gitt nedenfor. Figur 4-1. Generisk brønntestanlegget. Hvite tekstbokser viser prosesskomponenter, gule viser målepunktene og rosa viser hvor forbrenningen foregår. Side 15 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Brønnstrømmen kommer til overflaten via produksjonsrøret i brønnen, som er koblet til overflate testtreet på boredekket. Testtreet er utsyrt med sikkerhetsventiler. Fra testtreet blir brønnstrømmen koblet til høytrykkslinjen til brønntestområdet via armerte, fleksible slanger. Høytrykkslinjen fra boredekket er terminert i testområdet på riggen og brønnstrømmen går via en nødavstengningsventil til choke-manifolden. På choke-manifolden kontrolleres åpningen på ventilen og derved strømningsraten. Fluidene går fra choke-manifolden via en varmeveksler til test-separatoren. Varmeveksleren justerer opp temperaturen på brønnstrømmen til ønsket nivå for effektiv separatorkjøring. I separatoren skilles olje, gass og eventuelt vann. Gassen går til høytrykks-flare på brennerbommen. Oljen går til brennerhodet på brennerbommen, mens eventuelt utskilt vann samles på en lagertank. For å kalibreringssjekke oljemålerne under drift benyttes, en til flere ganger under en jobb, en kalibreringstank for å sjekke målt volum. Korreksjonsfaktor benyttes på oljemålingen for å få den så korrekt som mulig. Fra kalibrerigstanken pumpes oljen til brennerhodet på brennerbom. Gass fra kalibreringstank går til lavtrykks-flare på brennerbommen. I tillegg til selve prosessutstyret brukes det også atmosfæriske lagertanker for å lagre væske som ikke kan brennes. Volumet på lagertankene vurderes for hver enkelt jobb. Disse tankene har hjelpepumper koblet opp til dem for væskeoverføring til transporttanker for transportering av væsken til land. Figur 4-2. Brønntestanlegget om bord på Transocean Arctic. Beskyttelsebur rundt anlegget brukes for å beskytte anlegget mot eventuelt kranløft uhell. Side 16 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Hovedprosess-komponenter er også beskrevet i Tabell 4-3. Tabell 4-3. Beskrivelse av hovedprosess-komponenter. Testtre Del av primærbarrieren i brønnen. Lokalisert på boredekk Dette er et ventiltre som monteres direkte på produksjonsrøret i brønnen. Treet kan variere i størrelse, alt etter størrelsen på produksjonsrøret. Testtreet har sikkerhetsventiler som kan stenge ned brønnen. Choke-manifold Lokalisert i brønntest-området Dette er en manifold med blokkeringsventiler og faste (utbyttbar) og justerbar strupeventil. Det er på denne enheten at brønnstrømmen reguleres. Varmeveksler Lokalisert i brønntest-området Hensikten med varmeveksleren er å kunne justere separator-temperaturen. De fleste gangene trenger vi oppvarming, men i noen tilfeller er det snakk om kjøling. Målet er å ha en optimal temperatur i separatoren for best mulig separasjon. Størrelsen på varmevekslerene varierer mye, alt etter energibehovet for å oppnå ønsket temperatur i separatoren. I de fleste tilfellene er det en enkelt varmeveksler som trengs, enten som en løs prosesskomponent montert inne i en modulærpakke modul (øverste bilde), eller i egen løfteramme (bildet i midten). De doble varmevekslerne (nederst) er normalt kun i bruk på høyrate jobber. Test-separator Lokalisert i brønntest-området I test-separatoren separeres olje, gass og eventuelt vann fra hverandre. Dette ved hjelp av gravitasjonsseparering. Separatoren inneholder bølgedempere, gass-utskillere, innløpsanordninger, overløpsplater, etc. Eksternt har enheten gass- og væskemålere, pluss normalt en enhet for å måle oljevolum-krymping. Side 17 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Kalibreringstank Lokalisert i brønntest-området Dette er en tank med kalibrert volum som brukes til å verifisere oljemålerne på testseparatoren under operasjon. Korreksjonsfaktorene benyttes direkte i målerapportene fra jobbene for å få best mulig målenøyaktighet under jobbene. Tanken finnes i to hovedtyper, enkelt kammer, og dobbeltkammer. (Venstre bilde viser tank med enkelt kammer, mens høyre bilde viser tank med to kamre). Bruken av enkelt- eller dobbeltkammer avhenger av brønnen sin beskaffenhet og operatørselskap preferanse. Pumpe Lokalisert i brønntest-området Hovedpumpen brukes til å pumpe kalibreringstanken tom. Pumpen pumper normalt oljen til brennerhodene på brennerbommen. Pumpen har også mulighet for å pumpe oljen til lager- og transporttanker hvis behov for dette. Pumpestørrelsen varierer en del, alt avhenging av hvordan en aktuell brønn forventes å oppføre seg. Men, alle pumpene er av sentrifugal type, har girboks og elektromotor. Brennerbom 2 stk. lokalisert på begge sider av riggen. Brennerbommen benyttes til å montere oljebrennerne på, samt rigg-kjøleutstyr ved behov. I tillegg har bommen gass flare linjer (2 stk). Brenner-bommene er typisk ca. 25 meter lange og kan håndtere en vekt på 750-1500 kg ytterst (rigg spesifikt). Bildet til venstre viser brennerbomtuppen. Brennermommene har normalt følgende linjer; oljelinje, høytrykksgass, lavtrykksgass, kjølevann, luft og på en del rigger en ekstra linje for sirkulering av olje til tank etter en jobb. Brennerhode (Sea Emerald type) Lokalisert på brennerbom (et på hver bom) Sea Emerald brennerne er hovedbrenneren som har vært brukt i Norge siden introduksjonen i 1994. Ca. 80% av aller jobbene i Norge siden den gang har blitt utført med denne brenneren i bruk. Brenneren er testet av tredjepart i USA og de omfattende dataene fra denne testen er brukt indirekte som basis for utslippsfaktorene som ligger i Norsk Olje og Gass sine retningslinjer. Bildet viser brenneren med transportrammen på. Den fjernes ved installering. Høytrykks-gass flare Lokalisert på brennerbom (en på hver bom) Selve høytrykks-flaren er normalt en del av det faste utstyret på en rigg. Men, i noen tilfeller leveres spesial-flare tupper fra oss. (ref. bilde) Alle høytrykks-flarene er av høyhastighets- eller supersonisk- type (mao. høyeffektive) Atmosfærisk lagertank Lokalisert i brønntest-området, eller i eget lagertank område Lagertank for væske som ikke kan brennes. Antall tanker varierer fra jobb til jobb, alt etter behov. Væske innholdet blir pumpet over på små transporttanker for transport til lands. Tankene inneholde spylesystemer for å fjerne bunnsedimenter. Side 18 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Hjelpepumpe Lokalisert i brønntest-området, eller i eget lagertankområde Brukes til å overføre væske mellom lagertanker, og fra lagertank til transporttank. Denne typen pumper er alltid av membrantype, som tåler eksponering av urene væsker. Lavtrykks væskeutskiller (knock-out pot) Opsjonelt utstyr, lokalisert nedstrøms kalibreringstank. Benyttes som ekstra sikringstiltak mot mindre væskemengder som kan følge med gassen fra kalibreringstanken til lavtrykks-gass flare på brennerbommen, hvis oljen kan danne skum som nivåkontrollen på kalibreringstanken ikke kan fange opp. Lavtrykks væskeutskilleren skal normalt alltid være tørr innvendig. Hvis væske kommer ut av gassutløpet på kalibreringstanken vil en nivåbryter som sitter i bunnen av væskeutskilleren gi signal om overfylling av kalibreringstanken, slik at korrektivt tiltak kan iverksettes, eller anlegget stenges ned. Volumet i væskeutskilleren er tilpasset tiden det tar å stenge ned brønnen, slik at ingenting går til sjøen hvis overfylling skjer. Høytrykks olje-i-gass nivåkontroll Opsjonelt utstyr, lokalisert nedstrøms gassutløpet på separatoren. Benyttes som ekstra sikring mot mindre væskemengder som kan følge med gassen fra separatoren til høytrykks-gass flare på brennerbommen, i tilfeller hvor oljen danner skum, eller store bølgebevegelser i riggen gir nivåkontroll-problemer. Utstyret egner seg best til tilfeller med relativt lave gass rater fra separatoren (som oftest vil være mest kritiske). Dette er nyutviklet utstyr som fremdeles er under utprøving offshore. 4.4.3 Avbøtende tiltak for å sikre optimal forbrenning Brønntesting vil bli planlagt og styrt på en måte som gjør at man mest mulig reduserer totalforbruket av olje og gass og sikrer høyeffektiv forbrenning for å minimalisere utslipp: For å redusere forbruk av olje og gass benyttes det nedihullsensorer i brønnen som formidler sanntidsdata (reservoartrykk og temperatur) til riggen og gjør det mulig å optimalisere strømning og kutte flow-perioder så snart nødvendige data er innsamlet. Kortere testvarigheter betyr mindre volum av forbrent gass og olje og dermed mindre utslipp. For å forsikre best mulig forbrenning er det planlagt å bruke brennerhode av typen Sea Emerald Burner som har forbrenningseffektivitet på >99.993% (<7 liter oljenedfall per 100 m3 brent olje) . Brennerhodet har en unik konstruksjon av brennerdyser med forbedret luftinnsug som sørger for dannelse av mindre oljedråper og hurtigere forbrenning som kraftig reduserer risiko for nedfall av uforbrent olje. Det vil være mindre nedfall av olje fra brønntest enn teoretisk Side 19 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 beregnet mengde ihht Norsk olje og gass sin anbefalte standardfaktor (0,05%, tilsvarende 50 liter olje per 100 m3 brent olje), se også kapittel 8.3.1.1. Forbrenningen i oljebrennerne og gas-flarene overvåkes kontinuerlig for å sørge for optimal forbrenning og umidelbar deteksjon av eventuelt oljesøl. Det overvåkes f. eks.: o Tilstrekkelig lufttilførsel o Flammepilotene er kontinuerlig i drift o Oljeraten som forbrennes er innenfor brenneren sin spesifikasjon (justerbart ved åpning og stenging av brennerhoder) o Oljen som forbrennes har tilstrekkelig mottrykk i brenneren (hvis ikke blir oljen pumpet ut til brennerne) Det er et overordnet mål å gjennomføre brønntesten med så små utslipp som praktisk mulig, inkludert å minimalisere røykdannelsen. Skulle oljeutfall til sjø eller sotutfelling inntreffe vil forbrenningsparameterne bli justert for å optimalisere forbrenningen. Ved lave temperaturer kan oljen utfelle voks og tette brønntestutstyr og som konsekvens redusere effektiviteten av forbrenningen. For å unngå dette vil en varmeveksler bli benyttet for å sørge for at brønnstrømmen ankommer test-separatoren med riktig temperatur for effektiv separasjon hvor voksen er i flytende fase. I tillegg, siden oljen kan bli avkjølt ved lengre oppholdstid i de planlagte tankene i anlegget, og voks derved kan oppstå, har man også installert varme-coiler inne i tankene (heat circulation loop) slik at man har mulighet til å varme opp oljen og smelte eventuell voks. Barrierene i forhold til oljesøl på dekk inkluderer følgende hovedmomenter: o Automatisk prosess-nedstengingssystem er ihht. NORSOK D-007. Dersom eventuell hydrokarbonlekkasje til dekk ikke blir oppdaget av automatisk prosessnedstengingssystem, nedstenges brønnen umiddelbart manuelt. o Spill-kant installert rundt hele brønntestområdet, ihht. NORSOK D-007, som kan håndtere et utslipp som tilsvarer minimum 110% av volumet i den største tanken i anlegget (i tilfelle en av tankene ved et uhell blir mekanisk skadet og tømmes på dekk). o Alle dekk-dreneringspunkter innenfor spill-kanten er mekanisk blokkert og forseglet for å hindre eventuelt oljesøl på dekk fra å komme ned i riggen sitt dreneringssystem. o Kontinuerlig bemanning av brønntestanlegget i drift. Dette betyr fysisk tilstedeværelse 100% av tiden og er et mye strengere krav enn hva som er vanlig for produksjonsplattformene. Lavtrykks væskeutskiller (knock-out pot) er planlagt brukt som ekstra sikringstiltak mot overfylling av kalibreringstanken og eventuelt utslipp til sjø. Et beredskapsfartøy utstyrt med fjernmålingssystem vil overvåke havoverflaten ved gjennomføring av brønntestene. Om en hendelse skulle inntreffe og olje observeres på havoverflaten vil nødvendige tiltak ihht utslippets størrelse gjennomføres. Side 20 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 4.4.4 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Alternative teknologier i forbindelse med brønntesting Det er vurdert alternative teknologier ifm brønntesting basert på Oljedirektoratets rapport om miljøteknologi (Oljedirektoratet, 2011). Resultatene er oppsummert i Tabell 4-4. Tabell 4-4. Vurdering av alternative teknologier ifm brønntesting. Alternative teknologier Ingen test Brønntesting med optimalisert forbrenning Beskrivelse (basert på Oljedirektoratet, 2011) Ingen test Forbrenningen optimaliseres ved forbedring av testeutstyret samt prosedyrer for innsamling og tolkning av data. Nedihullstesting Metoder som eliminerer produksjon av råolje til overflaten, f.eks, formasjonsverktøy kjørt på kabel eller borestreng og lukket kammer testing. Nedihullsproduksjon og injeksjon Dette omfatter produksjon av formasjonsfluid fra ett formasjonsintervall og injeksjon av produsert formasjonsfluidet til et annet formasjonsintervall i brønnen Tynnhullstesting Metoden reduserer produsert volum fra testen ved å benytte produksjonsrør med mindre diameter i en brønn som er tynnhullsboret (mindre rørdiameter medfører lavere rater). Kveilerørstesting (coil tubing testing) Formålet med metode vil være å redusere produsert volum i forhold til en konvensjonell brønntest. Oppsamling Oppsamling av råolje for transport til land og deretter videre utnyttelse av oljen. Et alternativ er produksjon til et dedikert brønntestingsskip med fasiliteter for å stabilisere og lagre olje. Tilbakeproduksjon over produksjonsanlegget Under produksjonsboring vil det være mulig å tilbakeprodusere til plattformen ved brønnopprenskning/testing og brønnbehandling. Vurdering Uten nødvendig informasjon om reservoarets produktivitet og utstrekning risikerer man å undervurdere produksjonspotensialet og droppe en brønn med kommersiell verdi. Teknologien vil implementeres på 7130/4-1. Beste tilgjengelige testeutstyr med optimal forbrenning vil brukes. Se utstyrsbeskrivelse samt tiltak for å oppnå optimal forbrenning i kapitlene 4.4.2 og 4.4.3. Metoder gir pålitelig informasjon kun om den umiddelbare nærheten til brønnen, mens en brønntest gir informasjon om feltets utstrekning og kommunikasjon opptil flere km fra brønnen. Dette krever et egnet reservoar til å injisere i. Krever komplisert nedihullsutstyr. Benyttes dersom casing design tilsier bruk av tynnhullsutstyr. Ulempen med små rater er at trykkfall nede i brønnen under testingen blir lavt og testresultatene blir mer unøyaktige. Derfor er det ønskelig å unngå bruk av mindre produkasjonsdiameter så langt som mulig. I tillegg til ulempen med små rater (se over) vil metoden kreve omfattende opprigging av utstyr på boreriggen. Råoljen må lagres på riggen for senere transport. Utilstrekkelig kapasitet på riggen som medfører sikkerhetsmessige utfordringer. Økt risiko med et brønntestingsskip liggende nær rigg samt det er ingen brønntestingsskip lett tilgjengelig. Kun relevant på produksjonsanlegg hvor brønnvæsken kan rutes til et tilliggende produksjonsanlegg, dvs. for en ferdig utbygget produksjonsplattform. Det er ikke relevant for letebrønner. Side 21 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Brønntesting med optimalisert forbrenning er en foretrukket teknologi ut fra brønndesign for 7130/4-1, ressursforbruk og sikkerhetsmessige årsker. Miljømessige aspekter i forhold til brønntesting er vurdert i kapittel 8.3.1. Side 22 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 5 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Utslipp til sjø Vurdering av kjemikalier og utslipp 5.1 Det er i boreprosjektet lagt vekt på å etablere boreplaner og benytte kjemikalier som, innen tekniske og kostnadsmessige forsvarlige rammer, har minimalt potensiale for negativ miljøpåvirkning. Samtlige kjemikalier som planlegges sluppet ut er i miljøkategorisering Grønn eller Gul, ihht Aktivititetsforskriftens § 63. Brønnplanene og valg av kjemikalier er lagt opp til å følge kravene spesifisert bl.a. i: - Aktivitetsforskriftens Kap XI, De generelle nullutslippsmålene for petroleumsvirksomhetens utslipp til sjø, som spesifisert i Stortingsmelding nr. 26 (2006–2007) (Miljøverndepartementet, 2007) 5.2 Forbruk og utslipp av kjemikalier Denne søknaden omfatter: Bore- og brønnkjemikalier (borevæske, sementeringskjemikalier, brønntestkjemikalier) Riggkjemikalier (BOP-væske, gjengefett, vaske-/rensemidler) Borekaks Oljeholdig vann, sanitærvann og matavfall Kjemikalier i lukket system Beredskapskjemikalier 5.2.1 Borekjemikalier Halliburton er leverandør av borevæskekjemikalier. Det planlegges bruk av vannbasert borevæske under boring av hovedbrønnen. Samtlige kjemikalier er klassifiserte som gule eller grønne ihht Aktivitetsforskriften § 63. I topphullet vil det benyttes sjøvann som borevæske, men hullet vil periodevis vaskes med høyviskøse bentonittpiller, bestående av bentonitt (leire) og hjelpekjemikalier. Før installering av lede- eller overflaterør vil hullet fortrenges med vektet vannbasert slam. For øvrige seksjoner vil det benyttes vannbasert borevæske med retur til riggen. Borekaks med vedheng av borevæske separeres fra borevæsken og slippes ut til sjø. For samtlige seksjoner gjenbrukes borevæske i den grad det er mulig. Side 23 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 I 8 ½″ reservoarseksjonen til hovedbrønnen og eventuelt sidesteg hvor det benyttes vannbasert borevæske vil det benyttes et sporstoff (natriumtiocyanat). For 17 ½” seksjonen i sidesteget søkes det om opsjon for å bruke oljebasert borevæske. Denne borevæsken består kun av grønne og gule komponenter. Samlet er det behov for 1629 tonn oljebasert borevæske, hvorav 905 tonn er gule stoffer og 724 tonn er grønne. Det vil være fokus på å redusere mengden oljebasert borekaks som ilandføres. Begrunnelsen for valg av oljebasert borevæske i sidesteget er: Bedre hullrensing og boremessig egnethet i et høyavviks hull med seilingsvinkel over 30 grader. Bedre hullstabilitet Redusert friksjon både under boring og ved kjøring av foringsrør. En samlet oversikt over forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier er vist i kapittel 13.2. 5.2.2 Sementeringskjemikalier Halliburton er leverandør av sementeringskjemikalier. Samtlige kjemikalier i sementblandingene er klassifisert som grønne eller gule. Ved støping av lede- og overflaterør, samt tilbakeplugging av topphullet vil eventuell overskuddssement gå som utslipp til sjø. Øvrig sement vil etterlates i brønnen. Siden rester av sement kan herdne 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. Utslipp fra rengjøring etter hver sementeringsjobb er estimert til å utgjøre 300 liter sementslurry per jobb. En oversikt over forbruk og utslipp av sementeringskjemikaliene fordelt på miljøkategorier er vist for hovedbrønn og sidesteg i kapittel 13.3. 5.2.3 Brønntestkjemikalier Gitt brønntesting vil det forekomme forbruk og utslipp av kjemikalier knyttet til klargjøring av testen. En oversikt over kjemikaliene som planlegges benyttet er gitt i kapittel 13.2. Før oppstart av en brønntest vil testestrengen fylles med baseolje og forelengelsesrøret perforeres i reservoarseksjonen. Formasjonsvæske, inkludert baseolje, strømmer til testanlegget hvor væskestrømmene separeres og brennes over brennerbom. Oljeholdig vann fra brønntesten vil samles opp og ilandføres som vandig avfall (slop). Brønntestkjemikalier som ikke har vært i kontakt med olje eller reservoaret vil slippes til sjø. Det vil etableres klare kriterier og rutiner for hvilke væsketyper som kan slippes til sjø. Side 24 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 5.2.4 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Riggkjemikalier En oversikt over forbruk og utslipp av samtlige riggkjemikalier, inkludert gjengefett, er vist i kapittel 13.4. Riggvaskemiddel Vaske- og rensemidler brukes til rengjøring av gulvflater, dekk, olje- og fettholdig utstyr. Per i dag finnes det ingen kvalifiserte riggvaskemidler i grønn kategori. Vaskemiddelet som benyttes på riggen er Unitor Clean Rig HP, klassifisert som gul. Estimert forbruk er på ca. 180 liter i uka. Vaskemiddelet vil følge drensvann om bord, og enten samles opp i sloptanker for ilandføring eller renses med drensvannet før utslipp. Det er usikkert hvor stor andel av vaskemiddelet og drensvannet som slippes til sjø, men gitt riggens drensfilosofi forventes det at ca. 50 % av forbruket slippes til sjø. Gjengefett Gjengefett benyttes for å beskytte gjengene ved sammenkobling av borestreng og sammenkobling av foringsrør. Valg av gjengefett er basert på vurderinger av teknisk ytelse, driftstekniske erfaringer, helsemessige aspekter og miljøvurderinger. Ved sammenkobling av foringsrør (både for hovedbrønn og sidesteget) planlegges det for bruk av Jet Lube Sealguard ECF. Dette gjengefettet er klassifisert som gult med hensyn til miljøpåvirkning. Estimert forbruk er på ca. 50 kg per brønn. Utslippet anslås til 10 % av forbruket ved bruk av vannbasert borevæske. Ved sammenkobling av borestrengen er det valgt å benytte gjengefett av typer Jet-Lube NCS 30 ECF og Bestolife 3010 NM Special. Disse typer gjengefett er klassifiserte som gule med hensyn til miljøpåvirkning. Anslått forbruk er på 700 kg. Utslippet anslås til 20 % av forbruket ved bruk av vannbasert borevæske. Jet Lube Alco EP-ECF planlegges brukt til smøring av stigerørskoblinger, BOP kobling og brønnhodekobling. Anslått forbruk er ca. 40 kg med utslipp tilsvarende 1% av forbruket, dvs. 0,4 kg. BOP-væske Riggen er en flyter og vil ha BOP-enheten på sjøbunnen. BOP-væsken som skal benyttes på riggen er Stack Magic ECO-F, og er klassifisert som gul med hensyn til miljøpåvirkning. Det er estimert et forbruk og utslipp på ca. 420 liter per uke i forbindelse med trykktesting og funksjonstesting. I tillegg vil det bli benyttet opptil 10 tonn frostvæske (MEG) som er klassifisert som grønn. Planlagt utslipp er beregnet til å tilsvare ca. 70% av forbrukt mengde, dvs 7 tonn. 5.3 Borekaks En oversikt over mengden borekaks som kan genereres under boreoperasjonen er vist i Tabell 5-1. Side 25 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Alt borekaks med vedheng av vannbasert borevæske planlegges å slippes til sjø. Borekaks med vedheng av oljebasert borevæske vil samles opp og ilandføres for videre behandling. Tabell 5-1. Samlet oversikt over planlagt mengde kaks og borevæske generert og sluppet ut fra boreoperasjonen på brønn 7130/4-1. Opsjon Diameter Lengde (m) 36” 9 7/8” Pilot hull 26” Hovedbrønn 17 1/2” 8 ½” 12 ¼” 8 ½” Totalt for WBM sidesteg med opsjon OBM i 17 1/2” 5.4 fra sjøbunn fra rigg Utslipp av borevæske (m3) Borevæske 64 42 126 388 Hi-vis sweeps 185 9 27 381 Hi-vis sweeps 185 54 163 1253 555 555 651 Hi-vis sweeps 194 583 386 WBM 20 61 211 WBM 22 66 241 WBM 75 247 WBM 785 2505 680 25 367 17 1/2” 8 ½” pilot hull 12 ¼” 1556 241 724 442 WBM 636 23 70 233 WBM 636 25 75 269 WBM 8 ½” 818 30 90 214 WBM 3646 320 959 1158 17 1/2” 8 ½” pilot hull 12 ¼” 1556 241 0 0 OBM 636 23 70 233 WBM 636 25 75 269 WBM 8 ½” 818 30 90 214 WBM 3646 320 235 716 Totalt for WBM sidesteg Sidesteg WBM med opsjon OBM i 17 1/2” Utslipp av borekaks (tonn) 3477 Totalt for hovedbrønnen Sidesteg WBM Hullvolum (m3) 316 Oljeholdig vann og sanitærvann Det er installert et renseanlegg for oljeholdig vann på riggen under operasjonen. Denne vil samle opp alt potensielt forurenset drensvann, vaskevann og andre forurensede vannstrømmer og rense til akseptable nivåer før utslipp. Oljeholdig vann som ikke renses til et tilfredsstillende nivå vil bli sendt til land for videre behandling. For behandling av oljeholdig vann blir det benyttet MO-67(kaustisk soda) og PAX-XL60 (aluminiumklorid). Generelt vil rundt 90 % av kjemikaliene binde seg til oljefasen i prosessen under rensning, noe som tilsvarer at rundt 10% av tilsatte kjemikalier slippes til sjø. Forbruk av kjemikaliene varierer med hvor mye oljeholdig vann som renses. Kjemikalieforbruket er beregnet basert på gjennomsnittet for Transocean Arctic sine operasjoner i Norge de siste 5 årene. Side 26 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Erfaringsmessig viser det seg at det benyttes omtrent 1,2 liter MO-67og 0,8 liter PAX-XL 60 pr 1 m3 oljeholdig vann, samt at det renses rundt 6000 m3 spillvann per år i anlegget. Sanitærvann vil slippes ut ihht gjeldende regler. 5.5 Kjemikalier i lukket system Det er identifisert fire kjemikalier i lukkede systemer som vil bli benyttet på riggen, hvor forbruket kan overstige 3000 kg/år. En oversikt over HOCNF-pliktige kjemikalier i lukkede systemer som er identifisert er vist i Tabell 5-2. Tabell 5-2. Oversikt over HOCNF-pliktige kjemikalier i lukkede systemer som er identifisert på riggen. Produkt Forventet forbruk for operasjon, kg 4200 1700 23350 9600 Castrol Biobar 32 Houghto-Safe NL1 Kompensatorvæske Rød Ja 5200 2200 Aqualink 300-F v2 BOP-kontrollvæske gul Ja 8740 3600 Castrol Biobar 22 Miljøklassifisering HOCNF Forventet årlig forbruk, kg Bruksområde Hydraulikkolje i ballast HPU systemet Hydraulikkolje i kraner, boredekk Rød Ja Rød Ja Kjemikalier i lukket system vil bli rapportert i årsrapporteringen dersom årlig forbruk er større enn 3000 kg. 5.6 Oversikt over beredskapskjemikalier Av sikkerhetsmessige grunner kan beredskapskjemikalier komme til anvendelse dersom det oppstår uventede situasjoner eller spesielle problemer. Det er således ikke planlagt for bruk av beredskapskjemikalier. Oversikt over beredskapskjemikalier samt kriterier og mengder for bruk knyttet til boring, brønntesting og sementering av brønn 7130/4-1 er gitt i kapittel 13.5. Eventuell bruk og utslipp av beredskapskjemikalier vil bli rapportert i den årlige utslippsrapporten fra Lundin til Miljødirektoratet. Beredskapskjemikalier er i grønn, gul og rød kategori. Kjemikaliene i rød kategori (Geltone II og Invermul NT) er tilsetningskjemikalier for oljebasert borevæske og vil ikke føre til utslipp ved eventuell bruk. Side 27 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 6 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Utslipp til luft Utslipp til luft omfatter avgasser fra kraftgenerering av dieseldrevne enheter på riggen, samt utslipp fra forbrenning av olje og gass under eventuell brønntesting. 6.1 Utslipp fra kraftgenerering Transocean Arctic har et forventet dieselforbruk på 25 m3/døgn, fordelt på 4 hovedmotorer, kjeler, nødgenerator og motorer tilhørende dekkskraner og sementenhet. Planlagt varighet for hele operasjonen, som omfatter boring av hovedbrønnen, sidesteg og brønntesting, er 150 dager. Diesel som leveres til riggen har lavt svovelinnhold (<0,05%). Samlet utslipp til luft fra dieselforbrenning er vist i Tabell 6-1. NOx-faktor for dieselmotorer for Transocean Arctic er målt til 54 kg NOx/tonn drivstoff (Sjøfartsdirektoratet, 2011), mens utslippsfaktoren for SOX tilsvarer 0,001 tonn/tonn diesel. For de øvrige utslippsfaktorene er Norsk olje og gass sine anbefalte utslippsfaktorer benyttet som grunnlag for beregninger (Norsk olje og gass, 2015). Utslippsfaktorene er som følger: CO2: 3,17 (tonn/tonn olje) NOX: 0,054 (tonn/tonn olje, spesifikt for Transocean Arctic) nmVOC: 0,005 (tonn/tonn olje) SOx: 0,001 (tonn/tonn olje) Tabell 6-1. Utslipp til luft fra kraftgenerering ved boring av brønn 7130/4-1. Boring av vertikal brønn 79 Dieselforbruk (tonn) 1689 Opsjon for sidesteg 43 919 2914 50 4.6 0.9 Opsjon for brønntesting 28 599 1897 32 3 0.6 Totalt gitt alle opsjoner 150 3206 10164 173 16 3.2 Aktivitet Varighet CO2 (tonn) 5353 91 nmVOC (tonn) 8.4 SOX (tonn) 1.7 NOX (tonn) Side 28 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Utslipp fra brønntesting 6.2 Testing av reservoarsonene omfatter en forventet brenning av inntil 1558 tonn olje og 263 000 Sm3 gass. Baseolje som er lagret i testestrengen vil også brennes. Utslipp til luft fra brønntesten er vist i Tabell 6-2. Norsk olje og gass (2015) sine standardfaktorer er benyttet for beregning av utslippene, som vist under: CO2: 3,17 (tonn/tonn olje) – 3,731 (tonn/1000 Sm3 gass) NOX: 0,0037 (tonn/tonn olje) - 0,012 (tonn/1000 Sm3 gass) CH4: 0 (tonn/tonn olje) – 0,00024 (tonn/1000 Sm3 gass) nmVOC: 0,0033 (tonn/tonn olje) – 0,00006 (tonn/1000 Sm3 gass) SOx: 0,0028 (tonn/tonn olje) – 0,00000675 (tonn/1000 Sm3 gass) Tabell 6-2. Forventede utslipp til luft fra brønntesting av brønn 7130/4-1. Utslipp til luft (brønntesting) Energivare Naturgass Olje (Crude) Baseolje XP-07 Totalt 1 Forbruk CO2 (tonn) NOx (tonn) nmVOC (tonn) CH4 (tonn) SOx (tonn) 263 000 Sm3 981 3.2 0 0.06 0 1558 tonn 4939 5.8 5.1 0 4.4 44 tonn 139 0.2 0.1 0 0.1 6059 9.1 5.3 0.06 4.5 Denne verdien er høyere enn anbefalt verdi i Norsk olje og gass (2015), men er i tråd med kommende anbefalinger i veilederen, og samkjørt med utslippsfaktoren for kvotepliktige utslipp (brønnopprenskning) og fakling. Side 29 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 7 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Avfall Riggen har etablert et system for innsamling, sortering og håndtering av avfall. Prinsippet om reduksjon av avfallsmengder ved kilden, både på riggen og basen, vil bli fulgt. Gjenbruk av materialer og borevæsker vil bli gjennomført for de seksjoner hvor det er mulig. Industrielt avfall generert om bord vil sorteres i containere og leveres i land for følgende typer avfall: - Papp og papir - Treverk - Glass - Hard og myk plast - EE-avfall - Metall - Matbefengt/brennbart avfall - Restavfall Farlig avfall vil bli sortert og transportert til land for forsvarlig håndtering og sluttbehandling, ihht gjeldende regler. Videre håndtering på land vil følges opp av godkjente avfallskontraktører. Lundin har en avtale med Norseabase for basetjenester i Hammerfest og underleverandør av avfallstjenestene er MWM for alt avfall som ikke er borerelatert. For boreavfall er Halliburton avfallskontraktør. Side 30 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 8 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Operasjonelle miljøvurderinger 8.1 Naturressurser i influensområdet Det er i forvaltningsplanen for Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten (Miljøverndepartementet, 2011), og underliggende rapporter2 gitt en grundig beskrivelse av miljøressurser som finnes i regionen. Det er gjennomført flere havbunnsundersøkelser i lisensen. DNV gjennomførte en visuell undersøkelse og en grunnlagsundersøkelse av prospektet i 2014 (DNV, 2014a; DNV, 2014b). Fugro (2015) gjennomførte en borestedsundersøkelse av området rundt den aktuelle brønnen i april-mai 2015. En oppsummering er gitt her: Tema Bunnforhold og bunnfauna Beskrivelse Bunnen består hovedsakelig av silt og leire med spredte forekomster av stein (boulders). Sedimentundersøkelsen gjennomført viser at bunndyrsdiversiteten er høy og viser kun mindre variasjoner. Samfunnsindeksene til bløtbunnssamfunnet på Ørnen Nord er jevnt høye og vitner om sunn uforstyrret fauna. (DNV GL, 2014b), selv om det er påvist en høy tetthet av trålspor i området (DNV GL, 2014a). Bunnen er dominert av pockmarks og bløte bunnforhold, som i denne regionen er en indikator på lav tetthet av svamp. Svamp forekommer kun som spredte individer, og det er ikke påvist ansamlinger av svamp nær brønn. Gjenstander på bunnen Strømforhold Fisk Sjøfugl Marine pattedyr Fiskerier Spesielt Verdifulle Områder (SVO) 2 Det er ikke funnet skipsvrak eller andre kulturminner i nærområdet rundt brønnen. Strømretningene i dette området av Barentshavet påvirkes både av tilflyt av Atlantisk vann vestfra og av kyststrømmen, samt lokal vindpåvirkning Barentshavet er leve- og oppvekstområde for en rekke økologisk og kommersielt viktige fiskebestander, deriblant torsk, lodde og sild. Fiskelarver kan være følsomme for utslipp av olje, og det er deler av året høy forekomst av fiskelarver av artene torsk, lodde og sild i området. Den arten som, basert på miljørisikoanalysen av brønn 7130/4-1, viste seg mest utsatt for oljeutslipp var lodde. Barentshavet er også et viktig område for sjøfugl, og huser et betydelig antall av ulike arter sjøfugl gjennom året. Mange sjøfugler tilbringer det meste av tiden på sjøen i næringssøk, og noen arter er kun avhengige av å oppsøke land i hekketiden. Operasjonelt vil ikke sjøfugl påvirkes av aktiviteten, men de kan skades i tilfelle oljesøl. Ved oljesøl i områder hvor det forekommer sjøfugler, enten rundt hekkekolonier eller i områder hvor de beiter, er det sannsynlig at sjøfugl kommer i kontakt med oljen. Sjøfugl er sårbare for både direkte og indirekte effekter av oljesøl. Det finnes flere hvalarter innen forventet influensområde, men mange arter er kun sporadiske gjester i norske farvann. Hval har imidlertid lav sårbarhet for oljeforurensning. Selartene steinkobbe og havert har flere større kolonier langs Finnmarkskysten. Brønnen ligger i et område som har hatt relativt lav fiskeriintensitet i perioden 2011-2013 (Figur 8-1). SVO-området "Kystbeltet langs Finnmarkskysten" er innenfor influensområdet til brønnen. Dominerende strømretning for et oljeutslipp fra brønnen er østover i Barentshavet og sør mot Varangerfjorden. http://www.regjeringen.no/nb/dep/md/tema/hav--og-vannforvaltning/havforvaltning/forvaltningsplanbarentshavet/Underlagsrapporter-for-oppdateringen-av-forvaltningsplanen-for-Barentshavet-og-Lofoten.html?id=600327 Side 31 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Figur 8-1. Fiskeriaktivitet rundt brønn 7130/4-1, 2011-2013. 8.2 Kartlegging av svamp i nærområdet Det er gjennomført både visuelle undersøkelses av havbunnen over Ørnen-prospektet (DNV GL, 2014a; Fugro 2015) og en grunnlagsundersøkelse i området (DNV GL, 2014b). De visuelle undersøkelsene ble gjort med ROV og gir video- og fotodokumentasjon for makrofauna i regionen. Resultatene av de gjennomførte undersøkelsene viser en blanding av “ingen” eller “lav” forekomst av svamper for alle undersøkte transekt. Spredning av svamper er begrenset til kampesteiner, mengde og tetthet av svamper er karakterisert som lav. Det er ikke identifisert rødlistede svamp eller koraller i området. Figur 8-2 viser eksempler på sjøbunn i området. Ut fra de visuelle undersøkelsene anses ikke området å inneholde sårbar bunnfauna ihht forvaltningsplanen for Lofoten - Barentshavet (Miljøverndepartementet, 2011). Side 32 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Figur 8-2. Bilder av typiske bunnforhold i området rundt brønn 7130/4-1 (Fugro, 2015). Side 33 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 8.3 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Miljøvurdering av utslippene De operasjonelle utslippene til sjø vil primært være utslipp av borekaks med vedheng av vannbasert borevæske, overskudd av sementeringskjemikalier fra boring av topphullet og mindre utslipp av oljeholdig vann (regn- og vaskevann) fra boreriggen. Overskuddssement sluppet ut fra topphullet vil danne en herdet klump rundt brønnen og ikke spres mer enn ca. 10 m fra brønnlokasjonen. Vaskevann fra sementoperasjonen vil tynnes raskt ut i vannmassene, mens rester av sementen vil synke raskt ned på sjøbunn. Oljeholdig vann sluppet ut fra riggen i forbindelse med boreoperasjoner vil ikke overstige 30 ppm oljeinnhold, og utslippet kan ikke forventes å føre til annet enn neglisjerbare effekter på miljøet. Samtlige bore- og brønnkjemikalier som planlegges benyttet og sluppet ut er miljøklassifiserte som Grønne eller Gule. Kjemikaliene skal være fullstendig nedbrytbare eller brytes ned til produkter som ikke har miljøskadelige egenskaper. Kjemikaliene i borevæskene vil raskt tynnes ut til konsentrasjoner som ikke er skadelige for vannlevende organismer. 8.3.1 Miljøvurdering av utslipp fra brønntestene 8.3.1.1 Kvantifisering av sot- og oljenedfall Utslipp av sot og oljenedfall kvantifiseres basert på estimert forbruk av gass, olje og baseolje i forbindelse med brønntest på brønn 7130/4-1 (Tabell 6-2). Estimatet inkluderer 3 brønntester, som er det maksimale antall tester forventet for operasjonen. Faktiske antall tester vil kunne være lavere, avhengig av funnene. Data for de fem siste boreoperasjoner med brønntester gjennomført av Lundin viser at rapportert forbruk av råolje er 48 til 86 % lavere enn estimater fra søknadene. Svært få utslippsfaktorer er tilgjengelig for estimering av sotutslipp og potensielt oljenedfall til sjø. Informasjon gitt av eksperter fra Carbon Limits (2015) viser at utslippsfaktorer for sot fra gassfakling varierer mellom 0,167 og 0,684 g sot/Sm3 gass, avhengig av kilden til informasjonen. 0,684 g sot/Sm3 gass er basert på test i laboratorium i 2011, og er faktoren som benyttes i det norske utslippsregnskapet (Carbon Limits, 2013). 0,167 g sot/Sm3 gass er basert på prøvetaking på en fakkel i North Dakota, USA, i 2015 (Carbon Limits, 2015). Omfanget av usikkerheten knyttet til sotutslipp fra oljefakling er enda større. 25 g sot/kg olje er den eneste tilgjengelig faktor spesifikt for fakling (Norsk Energi, 1994). Det skal bemerkes at denne faktoren dateres tilbake til 1994 og kan anses som konservativ, og som ikke tar hensyn til den siste utviklingen av mer effektive brennere. I maritim sektor brukes 0,35 g sot/kg brennstoff som faktor for en kontrollert brenning i motorer (Buhaug et al, 2009). Det kan anses som et lavere estimat. For beregning av oljenedfall til sjø er 0.05 % av oljevolumet for brønntesting en standard faktor (Norsk olje og gass, 2015). Denne faktoren er basert på tester utført på Tau i 1992 på vegne av Side 34 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Norsk Hydro & OLF, som igjen er vurdert av Vektor AS (2000), og anses som konservativ. Nivået er betraktelig høyere enn informasjonen innhentet fra utstyrsleverandøren (<0.007 %, Expro, 2014). Tabell 8-1 nedenfor viser beregnet utslipp av sot og oljenedfall basert på estimert forbruk av gass og olje. Tallene viser både lavt og konservativt estimat, med bruk av faktorene beskrevet ovenfor. Tabellen viser ikke «worst case» eller «best-case» testrater. Testratene vil bli holdt så langt som mulig innenfor det gunstige vinduet for drift av forbrenneren, og derfor viser utslippsfaktorene ingen forskjell mellom testratene. Tabell 8-1. Forventet utslipp av sot og oljenedfall fra brønntesting for brønn 7130/4-1. Energivare Naturgass Olje (råolje) Baseolje XP-07 Totalt Estimert forbruk Konservativt 263 000 Sm3 1 558 tonn 44 tonn Sot (tonn) Lavt – Konservativt < 0,1 – 0,2 0,5 - 39 < 0,1 – 1,1 0,6 - 40,2 Oljenedfall (tonn) Lavt – Konservativt n/a 0,1 - 0,8 < 0,1 0,1 - 0,8 DNV GL (2015a) beregnet sotutslipp fra skipstrafikk i Barentshavet, basert på AIS data og en faktor på 0,35 g sot/kg brennstoff (Buhaug et al, 2009). De totale estimerte sotutslippene i området er 160 tonn i 2013, og 163 tonn i 2014. Basert på tallene presentert ovenfor er sotutslipp fra skipstrafikk i Barentshavet 4 til 270 ganger høyere enn estimerte sotutslipp fra brønntesting for brønn 7130/4-1. SSB (2013) estimerte sotutslippene i Norge for 2011 til 5 100 tonn. Brønntest for brønn 7130/4-1 representerer <0,01 til 0,8 % av disse utslippene. Stohl et al. (2013) estimerte internasjonale sotutslipp i Arktis for 2010 til 40 300 tonn sot for utslipp over 66 ° Nord. Brønntest for brønn 7130/4-1 representerer <0,1 % av disse utslippene. 6 000 Sotutlsipp [tonn] 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 0 Brønntest på Ørnen Skipstrafikk i Barentshavet 2013- Norsk Utslipp 2011 (SSB, 2013) 2014 (DNV GL, 2015) Figure 8-1. Forventet utslipp av sot fra brønntesting for Ørnen brønn 7130/4-1 og andre utslippskilder. Side 35 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 8.3.1.2 Miljøkonsekvenser av sot og oljenedfall Sot Miljøkonsekvensene av sot er relativt ukjent, men det er påvist at effekten varierer med sotens fordeling i atmosfæren, plassering av sotkilder og andre miljøgifter som slippes ut sammen med soten (Carbon Limits, 2015; AMAP, 2015). Det ble ikke identifisert studier utført spesifikt for Barentshavet. Derfor er generell informasjon om miljøkonsekvenser av sot i Arktis brukt. Basert på AMAP (Arctic Monitoring and Assessment Programme) fører sot i store høyder i Arktis til kjøling av overflaten. Sot som er observert lavere i atmosfæren, og som fører til oppvarming av overflaten og fra tid til annen tildekker snø og is, har en tendens til å komme fra nordlige kilder. Så jo lengre nord utslippskilden er, desto lavere ned i atmosfæren i de Arktiske områdene kommer sotpartiklene og dette leder til større oppvarmningseffekter. Sotutslipp fra brønntest på Ørnen kan, med utgangspunkt i observasjonene beskrevet ovenfor, bidra til en lokal oppvarming av overflaten i området. Det er dog ikke tilstrekkelig med data tilgjengelig for å kunne kvantifisere eller evaluere denne effekten. Informasjon fra eksperter viser at det per dags dato ikke foreligger gode modeller for sotutslipp fra brønntester eller fakling (epost fra Matthew Johnson til Carbon Limits, 18. juni 2015; Saffaripour et al., 2013). Derfor har ingen modellering blitt gjennomført for sotutslippene fra brønntest på brønn 7130/4-1. Oljenedfall Med de planlagte avbøtende tiltak for å forsikre optimal forbrenning (kap. 4.4.3), vil olje fra eventuelt oljenedfall raskt dispergeres og det vil ikke dannes et utslippsflak på overflaten. Derfor forventes det ingen akutt effekt på miljøressursene i området, og heller ikke noen effekt på populasjonsnivå. Mulig miljørisikobidrag fra oljenedfall anses som neglisjerbare. Oljenedfall nedblandet i vannsøylen vil kunne føre til økte hydrokarbonkonsentrasjoner lokalt. Dette kan bidra til en midlertidig forringelse av den lokale sjøvannkvaliteten. Basert på resultatene fra miljørisikoanalysen på brønn 7130/4-1 (DNV GL, 2015b), anses mulige konsekvenser for fisk som svært små/neglisjerbare. 8.3.1.3 Miljørisiko for utblåsning i forbindelse med brønntesting Basert på historiske kilder kan utblåsninger forekomme i forbindelse med brønntesting. Det er registrert 7 hendelser i forbindelse med leteboringsoperasjoner av totalt 223 utblåsninger i tilknytning til selve leteboringen (SINTEF, 2014). Utblåsninger i tilknytning til brønntesting er inkludert i utblåsningsstatistikken under samme aktivitet som leteboring (LRC, 2014). Basert på SINTEF data gitt ovenfor har brønntesting et begrenset bidrag til den totale utsblåsningsfrekvensen for leteboring (ca. 3 %). Dette betyr at utblåsningsfrekvensen som benyttes som grunnlag for miljørisikoanalysen for brønnen inkluderer brønntestingsfasen, og at antall brønntester planlagt for brønnen har begrenset bidrag til det totale risikonivået. Side 36 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Det antas at den potensielle strømningshastigheten av olje til sjø, gitt en brønntestingsutblåsning, er innenfor utfallsrommet av strømningshastigheter som er lagt til grunn for miljørisikoanalyen. Risikoen for utblåsning i forbindelse med brønntesting er dermed inkludert i miljørisikoanalysen. Side 37 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 9 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Miljørisiko 9.1 Etablering og bruk av akseptkriterier Som inngangsdata til miljørisikovurderinger og -analyser er det etablert akseptkriterier for miljørisiko for aktiviteten. For sårbare ressurser i området gjøres vurderinger i forhold til potensielle effekter på bestander innenfor regionen og deres påfølgende restitusjon etter en hendelse tilbake til opprinnelig nivå. Denne restitusjonstiden benyttes som mål på miljøskade. Miljøskadefrekvenser for ulike skadekategorier vurderes opp mot Lundins akseptkriterier for miljørisiko som er vist i Tabell 9-1 (Lundin Norway AS, 2012). Tabell 9-1. Lundin sine akseptkriterier for forurensning fra innretningen, uttrykt som akseptabel grense for miljøskade innen gitte miljøskadekategorier. Miljøskade Restitusjonstid Mindre Moderat Betydelig Alvorlig < 1 år 1-3 år 3-10 år > 10 år 9.2 9.2.1 Operasjonsspesifikk risikogrense per operasjon < 1.0 x 10-3 < 2.5 x 10-4 < 1.0 x 10-4 < 2.5 x 10-5 Inngangsdata for analysene Lokasjon og tidsperiode Det er gjennomført en miljørettet risikoanalyse (DNV GL, 2015b) for brønn 7130/4-1. Analysen er gjennomført som en skadebasert miljørisikoanalyse i henhold til MIRA metodikken (OLF, 2007). Miljørisikoanalysen er helårlig. For brønnen slik den er planlagt i dag vil vinter- og vårsesongen være mest relevant, men analysen vurderer uansett miljørisikobildet for alle sesonger. 9.2.2 Oljens egenskaper Både levetid til olje på sjø, grad av nedblanding i vannmassene og de tilhørende potensielle miljøeffektene vil avhenge av oljetype. Det samme gjelder egnetheten til og effekten av ulike typer oljevernberedskap (mekanisk og kjemisk bekjempelse). Ved eventuelt funn forventes det å finne olje i brønn 7130/4-1, og det er valgt å benytte Goliat Realgrunnen som referanseolje i analysene for miljørisiko- og beredskap. Goliat Realgrunnen (SINTEF, 2008) har egenskaper som anses for å være konservative i forhold til eventuell olje type. Goliat Realgrunnen er en råolje med middels tetthet (857 kg/m3), relativt høyt asfalteninnhold og voksinnhold sammenlignet med andre norske råoljer. Goliat Realgrunnen råolje danner relativt stabile emulsjoner. Oljen har medium fordampning, og om lag 40 % av oljen vil være fordampet etter 5 døgn på sjøen. Viskositeten øker med økende tid på sjøen, og forventer å nå et maksimum på Side 38 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 ca. 10 000 cP. Goliat Realgrunnen har et raskt vannopptak og når et maksimum opptak på 70 % etter ca. 12 timer på sjøoverflaten ved 5 °C (SINTEF, 2003). Oljen har et godt potensiale for kjemisk dispergering. Den vil for eksempel dispergere inntil ett døgn på sjøen ved ca. 2 m/s ved både sommer (10 °C)- og vintertemperatur (5 °C). Ved en vindstyrke på 15 m/s vil Goliat Realgrunnen råolje være dispergerbar et par timer. Massebalanse for Goliat Realgrunnen råolje ved 10 m/s vindhastighet er presentert i Figur 9-1. Figur 9-1. Massebalansen for Goliat Realgrunnen råolje for en vinterperiode ved 10 m/s vindhastighet (SINTEF, 2003). 9.2.3 Definerte fare- og ulykkessituasjoner Definert fare- og ulykkeshendelse for miljørisikoanalysen er en utblåsning fra innretningen. Sannsynligheten for en utblåsning fra aktiviteten er estimert til å være 1,55 x 10-4 (Lloyd’s, 2014). Utblåsningsratene er hentet fra Add Wellflow (2015), og er spesifikke for brønn 7130/4-1. Grunnet begrenset antall varighetskategorier i Add Energy rapporten, er det brukt varighetsstatistikk fra Scandpower 2013. Statistikken har blitt kombinert ved å bruke en modell utviklet av DNV GL (DNV GL, 2015b). Det er antatt 52 dagers varighet for å bore en avlastningsbrønn (fra Add Energy, 2015). Side 39 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Vektet rate for brønn 7130/4-1 er beregnet til 1385 Sm3/d og 1226 Sm3/d for hhv. overflate- og sjøbunnsutblåsning. Vektet varighet er beregnet til 9,4 døgn for overflateutblåsning og 12,8 dager for sjøbunnsutblåsning. Tabell 9-2. Rate- og varighetsfordeling for overflate- og sjøbunnsutblåsning for brønn 7130/4-1. Utslipps lokasjon Fordeling overflate/ sjøbunn Rate Sm3/d Varigheter (dg) og sannsynlighetsfordeling 2 5 15 35 52 Sannsynlighet for raten 337 Overflate Sjøbunn 18 % 82 % 1305 2767 54,9 % 53,6 % 18,5 % 16,6 % 5,5 % 3,5 % 5,8 % 40,1 % 2970 1,5 % 278 54,9 % 1305 2442 44,7 % 17,4 % 19,3 % 9,2 % 3,5 % 9,4 % 31,1 % 2556 9.3 10,5 % Drift og spredning av olje Det er gjennomført spredningsmodellering av akutte oljeutslipp med bruk av SINTEFs OSCAR modell. Dette er en tredimensjonal oljedriftsmodell som beregner oljemengde på havoverflaten, strandet og sedimentert olje, samt olje nedblandet i vannsøylen. Modellen tar hensyn til oljens egenskaper, forvitringsmekanismer og meteorologiske data og brukes til å gi en statistisk oversikt over hvor oljen kan forventes å spres. Influensområder for brønn 7130/4-1 i vår-, sommer-, høst- og vintersesongen er vist i Figur 9-2 gitt en overflateutblåsning og i Figur 9-3 gitt en sjøbunnsutblåsning. Influensområdene varierer noe i utstrekning i de ulike sesongene, og er noe større gitt en overflateutblåsning enn en sjøbunnsutblåsning. 95-persentilen for strandet mengde oljeemulsjon er høyest i vårsesongen med 364 tonn. Gjennomsnittlige konsentrasjoner av olje nedblandet i vannsøylen gitt en overflate- eller sjøbunnsutblåsning fra brønnen gir ingen verdier >100 ppb i noen av sesongene. Side 40 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Figur 9-2. Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i 10×10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra brønn 7130/4-1, for hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i ≥ 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Side 41 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Figur 9-3. Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i 10×10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra brønn 7130/4-1, for hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i ≥ 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Side 42 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Figur 9-4. Lokasjon av eksempelområdene langs norskekysten, og definerte hekkekolonier langs den russiske kystlinjen (omåder med høy hekketetthet), samt den norsk-russiske havgrensen3. 9.4 Naturressurser inkludert i miljørisikoanalysen Tabell 9-3 viser naturressursene som er inkludert i miljørisikoanalysen for brønnen. Fordeling av bestander av ulike arter er presentert i miljørisikoanalysen (DNV GL, 2015b). Bestandfordeling for krykkje og lomvi er vist som eskempler i Figur 9-5 og Figur 9-6. Datasettene for sjøfugl som brukes i miljørisikoanalysen er opparbeidet og publisert av SEAPOP, 2012 (kystnær sjøfugl) og SEAPOP, 2013 (sjøfugl åpent hav). Disse datasettene inkluderer en rekke arter som oppholder seg og lever i Barentshavet gjennom året. Det gjennomføres for tiden et prosjekt relatert til merking av sjøfugl med lysloggere, for å kunne få en bedre kolonispesifikk kunnskap om fuglenes vinterutbredelse (Erikstad et. al., 2015). Prosjektet startet i 2011, men resultatene fra prosjektet er ikke publisert, og foreligger ikke i datagrunnlaget fra SEAPOP som brukes i miljørisikoanalysene per dags dato. Kunnskapen og forståelsen av fuglekoloniene og utbredelsen av fugl i høst- og vintersesongen som prosjektet bringer med seg, vil implementeres i datagrunnlaget for miljørisikoberegninger så snart SEAPOP publiserer det. 3 Ainovy øyene på kartet: et liten øygruppe på russisk side av Barentshavet hvor flere sjøfuglarter har tilholdssted (svartbak, gråmåke, ærfugl og lunde er blant de viktigste). Flere hundre havert kaster i området i november-desember, og arten er inkludert i den russiske Rødlista. Side 43 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Lysloggerprosjektet har blant annet sett på fire ulike norske kolonier av lomvi (Sklinna, Hjelmsøya, Hornøya og Bjørnøya) og en i Skottland (Isle of May). Foreløpige resultater fra lysloggerstudiet gir grunn til å tro at store deler av lomvibestanden befinner seg innenfor influensområdet i høst- og vintersesongen. For å ivareta disse observasjonene er det valgt å bruke en konservativ tilnærming og modellere miljørisiko med et datasett hvor Barentshavbestanden av lomvi utgjør 100 % av bestanden i alle sesonger. Miljørisikoen for de to ulike datasettene for lomvi (<100 % av bestanden og 100% av bestanden i høst-vintersesongen) er sammenlignet og presentert i miljørisikoanalysen (DNV GL, 2015b). Det er ingen vesentlig endring i miljørisikoen for operasjonen, gitt endringen i bestandsfordelingene. Andre fuglearter som i deler av året kommer inn i norske havområder er ivaretatt i SEAPOP sine foreliggende datasett. Dette gjelder blant annet polarlomvi der store konsentrasjoner fra russiske kolonier trekker inn i området i vintersesongen. Modellering av tapsandeler av fiskeegg og fiskelarver gitt en utblåsning fra letebrønn 7130/4-1 er utført for torsk og lodde, og viser ingen sannsynlighet for tapsandeler over 0,5 % i noen av sesongene. Mulige konsekvenser anses derfor som neglisjerbare. Side 44 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Tabell 9-3. Utvalgte VØK for miljørisikoanalysen for brønn 7130/4-1 (DNV GL, 2015b). Navn Alke Alkekonge Latinsk navn Rødlista Alca torda VU Alle alle - Gråmåke Larus argentatus LC Havhest Fulmarus glacialis NT Havsule Morus bassanus LC Krykkje Rissa tridactyla EN Lomvi Uria aalge CR Lunde Fratercula arctica VU Polarlomvi Uria lomvia VU Polarmåke Larus hyperboreus - Larus marinus LC Svartbak Alke Fiskemåke Gråmåke Alca torda VU Larus canus NT Larus argentatus LC Havelle Clangula hyemalis LC Havhest Fulmarus glacialis NT Havsule Morus bassanus LC Krykkje Rissa tridactyla EN Laksand Mergus merganser LC Lomvi Uria aalge CR Lunde Fratercula arctica VU Somateria spectabilis - Praktærfugl Siland Mergus serrator LC Sjøorre Melanitta fusca NT Phalacrocorax carbo LC Storskarv Svartbak Larus marinus LC Teist Cepphus grylle VU Toppskarv Phalacrocorax aristotelis LC Ærfugl Somateria molissima LC Havert Halichoerus grypus LC Phoca vitulina VU Lutra lutra VU Steinkobbe Oter Tilhørighet Pelagisk sjøfugl (åpent hav) Kystnær sjøfugl Marine pattedyr Strandhabitat Strand LC – Livskraftig, VU – Sårbar, NT – Nær Truet, EN – Sterkt Truet, CR – Kritisk Truet. Side 45 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Figur 9-5. Bestandsinndeling for krykkje (pelagisk) om høst og vinter, som benyttet i miljørisikoanalyse for 7130/4-1 (DNV GL, 2015b). Figur 9-6. Bestandsfordeling for lomvi gjennom året (SEAPOP, 2013), som benyttet i miljørisikoanalysen for brønn 7130/4-1 (DNV GL, 2015b). 9.5 Miljørisiko knyttet til aktiviteten Miljørisikoanalysen utført for brønn 7130/4-1 konkluderte med at kystnær sjøfugl var utsatt for høyest miljørisiko. Høyeste utslag i miljørisiko for brønn 7130/4-1 utgjør 26 % av akseptkriteriet for alvorlig miljøskade for lomvi i vårsesongen. Risikoen for øvrig sjøfugl, marine pattedyr og strandhabitat er lavere. Boringen av brønn 7130/4-1 er planlagt startet november 2015. Høyeste Side 46 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN -S-RA-3001 Version: 01 utslagi miljørisiko i denplanlagteboreperiodener 22 % for moderatmiljøskadefor krykkje (åpent hav). Figur 9-7 visermiljørisiko for VØK gruppenepelagisksjøfugl(åpenthav),kystnærsjøfugl,marine pattedyrog strandhabitaterfor hhv. vår-, sommer-, høstog vintersesongen. Analysenviserat risikoenknyttettil boringav brønn7130/4-1 ligger innenforLundin sineakseptkriterier. Figur 9-7. Miljørisiko forbundet med letebrønn 7130/4-1, angitt somandel av akseptkriteriet for hver VØK gruppe uavhengigav sesong.Figuren viser maksimalt utslag innen hver skadekategoriuavhengigav art. Det ble ogsåvurdertpotensiellekonflikter mednaturressurser pårussiskside.De viktigste områdenesomansesrelevantei forhold til eneventuellutblåsningav olje er beskreveti miljørisikoanalysen(DNV GL, 2015b). Flereav deidentifiserteområdenesammenfallermed hekkekolonienelangs kystenav Kolahalvøya.Oljedriftmodelleringenviserat 95 persentilav strandings mengdener 2 tonni eksempelområdet nærmestletebrønnØrnen(Ainovy øyene). Strandingsmeng denforutsetterat beredskapstiltakikke iverksettes.I og medat strandingsmengden er liten, og sannsynligheten for at olje stranderi sårbareområderpårussisksideer 5 % konkluderesdetmedat risikoenfor kystnæremiljøressurserpårussisksideer liten. Side 47 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 10 10.1 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Beredskap mot akutt forurensning Krav til oljevernberedskap Lundin sine krav til oljevernberedskap er nedfelt i vår styrende dokumentasjon, APOS. Hovedmålet for selskapet er å hindre negativ påvirkning/innvirkning på mennesker, miljø og økonomi som følge av oljeutslipp. Dette oppnås ved å benytte definerte strategier, tilgjengelig utstyr og personell fra private og offentlige ressurser på en best mulig måte. Alt arbeid med å bekjempe oljesøl skal gjennomføres på en måte som hindrer skade på personell eller tredjeparts eiendeler. Dimensjoneringen av oljevernberedskapen gjøres basert på de mengder olje/emulsjon som kan forventes ved en eventuell utblåsning som følge av beregnede utslippsrater for olje, og de ulike forvitringsprosessene som påvirker den. Bekjempelsesfasen i en oljevernaksjon vil kunne bestå av ulike tiltak, hvor de vanligste er mekanisk opptak og kjemisk dispergering. Dimensjoneringen av beredskapen skal følge NOFOs og NOROGs anbefalte retningslinjer (Norsk olje og gass, 2013). Det vil bli utarbeidet en spesifikk oljevernberedskapsplan for brønnen før borestart. 10.2 Analyse av dimensjoneringsbehov Det er gjennomført en beredskapsanalyse for boreoperasjonen (DNV GL, 2015b). Dimensjonerende hendelse er et overflateutslipp på 1385 Sm3 olje/døgn, med en varighet på 9,4 dager. Hendelsen er beregnet fra vektet rate og vektet varighet. Ut fra oljens forvitringsegenskaper (SINTEF, 2003), vær- og vindforhold i de ulike årstidene (DNV GL, 2015b), og krav til oljevernfartøy på norsk sokkel er det beregnet et beredskapsbehov som vist i Tabell 10-1. Det er i analysen benyttet tradisjonelt opptaksutstyr (2400 Sm3/døgn). For en overflateutblåsning er behovet beregnet til 1 NOFO-system for barriere 1a og 1 NOFOsystem i barriere 1 b i alle sesonger. Nedre viskositetsgrense for mekanisk oppsamling regnes som 1000 cP, grunnet lensetap ved lavere viskositeter. Basert på viskositetsprediksjoner kan det forventes lensetap ved oljeoppsamling de første 2,5 timene av operasjonen ved vinterforhold (5 °C og 10 m/s), og de første 3 timene ved sommerforhold (10 °C og 5 m/s). Studier utført av SINTEF på oljevernutstyr har vist at overløpsskimmere (Transrec) kan ha redusert systemeffektivitet ved viskositeter over 15 000-20 000 cP. Side 48 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Tabell 10-1. Vurdering av systembehov for oljevernberedskap for boring av brønn 7130/4-1 i PL708. Parameter Vår Sommer Høst Vinter Vektet utblåsningsrate (Sm3/d) Fordampning etter 2 timer på sjø (%) Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) Viskositet etter 2 timer på sjø (cP) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1a (Sm3/d) Opptakskapasitet (Sm3/d) 1385 17 % 0% 20 % 1300 1437 2400 1385 19 % 0% 20 % 760 1402 2400 1385 17 % 0% 20 % 1300 1437 2400 1385 21 % 4% 47 % 2000 1960 2400 Behov for NOFO-systemer i barriere 1a Fordampning etter 12 t (%) Nedblanding etter 12 t (%) Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) Viskositet etter 12 timer på sjø (cP) Emulsjonsmengde til barriere 1b (Sm3/d) Opptakskapasitet (Sm3/d) Samlet effektivitet av barriere 1a og 1b (%) Behov for NOFO-systemer i barriere 1b Totalt behov barriere 1a og 1b 0,6 (1) 24 % 1% 61 % 2700 1177 2400 69 % 0,5 (1) 2 0,6 (1) 27 % 2% 61 % 1600 785 2400 80 % 0,3 (1) 2 0,6 (1) 24 % 1% 61 % 2700 1414 2400 60 % 0,6 (1) 2 0,8 (1) 28 % 18 % 70 % 4200 1775 2400 46,5 % 0,7 (1) 2 NOFO-systemene skal mobiliseres raskest mulig og senest innen minste drivtid til land eller til sårbare miljøressurser. Beredskapsanalysen viser at to NOFO-systemer, med slepebåter, kan være operative innen 17 timer (Tabell 10-2). Tabell 10-2. Responstider for de to første ankomne NOFO-fartøyene og slepefartøyene til brønn 7130/4-1 (fra DNV GL, 2015). NOFO system nr. Oljevernfartøy Slepebåt 1 Lundin PSV Slepebåt Lundin 2 Esvagt Aurora (Goliat) Slepebåt Goliat Responstid (t) 2 (5 timer ved mannskapsbytte i Berlevåg) 17 Boreoperasjonens standbybåt (Lundin PSV) vil ha installert NOFO-system om bord, og vil bli ved riggen under operasjonen. Lundin vil ha en slepebåt i nærområdet til brønnen til enhver tid, for å sikre tilfredsstillende responstid for dette systemet. Det forutsettes en responstid på 2 timer for dette systemet. NOFO personell har mannskapsbytte hver 14. dag. 2 timers frist for etablering av 1. NOFO system vil ikke overholdes dersom standbybåten går til land for mannskapsbytte. I denne perioden økes responstiden til 5 timer (ca. 3 timer seilingstid til Berlevåg). Vektet effekt av en beredskapsløsning, gitt samtlige utblåsningsrater og –varigheter, reduseres med totalt 0,2 % (fra 35,9 til 35,7%) ved å øke responstiden på første system fra 2 til 5 timer, som vil være tilfelle ved mannskapsbytte. Mengden teoretisk emulsjon som passerer barriere 1a økes med 49 m3. Reduksjonen i beredskapsrespons vil mitigeres ved operasjonelle restriksjoner og begrensning i Side 49 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 aktiviteter med høyt risikopotensiale (se kapittel 11). Kostnadene knyttet til å mobilisere en reservebåt for den korte perioden med redusert responstid, vil ligge på omtrent 0,5-1 MNOK4. Med tanke på kystnær beredskap er det, basert på oljedriftsmodelleringene for brønn 7130/4-1, beregnet et dimensjonerende totalt strandingsvolum (95 persentil) på 114 tonn emulsjon (forutsatt effekt av barriere 1a og 1b). Forutsatt vektet varighet av utslippet (9,4 døgn) gir dette en døgnrate på 12 tonn emulsjon/døgn. 95 persentil av korteste drivtid til land er 7 døgn. Basert på beregnet emulsjonsmengde til strand, med effekt av beredskap, er det tilstrekkelig med ett kystsystem, med nominell opptakskapasitet på 120 m3/døgn (tradisjonelt kystsystem, Norsk olje og gass, 2013) og med en responstid på 7 døgn. I tilfelle grenseoverskridende utslipp vil oljevernberedskapen på russisk side iverksettes ihht. felles Norsk-Russisk Oljevernplan i Barentshavet (Joint Norwegian-Russian Contingency Plan for Oil Spill Response in the Barents Sea, 2014). 10.3 Dispergering Hovedstrategi for bekjempelse av et eventuelt oljeutslipp fra brønn 7130/4-1 er mekanisk opptak. Dette er en letebrønn og oljetypens egenskaper er ukjent, men det er tatt utgangspunkt i en oljetype som er lik Realgrunnen oljen. Ved vintertemperatur (5 °C) og moderate vindforhold (10 m/s) forventes det at referanseoljen vil være dispergerbar i 3 timer med redusert dispergeringsevne frem til 48 timer og med lav/ dårlig dispergerbarhet etter dette (SINTEF, 2003). Ved sommertemperatur (10 °C) og rolige vindforhold (5 m/s) forventes det at referanseoljen på havoverflaten er kjemisk dispergerbar frem til 12 timer etter utslippstart med redusert evne i resten av studiens varighet (5 døgn). Økt vindstyrke kan bidra til emulsjonsviskositeten blir en begrensende faktor allerede etter 1-2 timer. Gitt en vedvarende oljevernaksjon vil bruk av dispergering vurderes ved en eventuell hendelse. Det gjøres da en avveining i forhold til konfliktpotensial med miljøressurser i området (faktisk påvist fugl samt kunnskap om fiskeutbredelse og gyting), samt oljens faktiske egenskaper mht dispergering. 10.4 Foreslått beredskap for deteksjon og overvåkning av utslipp Lundin har implementert flere tiltak på sine boreoperasjoner for å forhindre akuttutslipp av olje, med særlig fokus på en eventuell brønntesting og overvåkning av brønnintegritet. For å ivareta krav 4 Kostnadsestimatet inkluderer leie av utstyr, bemanning med ekstra NOFO-personell, dagrate på fartøy (minst 2 dager), og drivstoffutgifter. Side 50 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 til deteksjon av akutt forurensning fra innretningen vil beredskapsfartøyet være utstyrt med oljedetekterende systemer, egnet for å detektere og kartlegge oljeutslipp på havoverflaten. Den primære leverandør av oljeverntjenester under en aksjon er NOFO, som på vegne av operatørene administrerer egne ressurser, og som koordinerer samarbeidet med øvrige avtalepartnere. For monitorering av akutt forurensning inkluderer dette visuell observasjon, oljedetekterende radar og/eller IR kamera om bord på NOFOs havgående OR-fartøy samt overvåkning med satellitt og fly. Lundin vil i tillegg ha avtale med SAR-helikopter, utstyrt med FLIR, som kan mobiliseres ved behov for fjernmåling og kartlegging av eventuelt oljeutslipp. 10.5 Forslag til beredskap mot akutt forurensning Basert på anbefalinger i beredskapsanalysen er Lundin sin foreslåtte havgående beredskap som vist under: - Første system innen 2 timer (5 timer ved mannskapsbytte) Andre system (og fullt utbygd barriere) innen 17 timer. Akutt forurensning skal detekteres raskest mulig og senest innen 3 timer. Kravet ivaretas av oljedetekterende systemer på beredskapsfartøyet og implementerte rutiner om bord. Kystnære systemer og strandrensesystemer skal innen 7 døgn være i stand til å håndtere 12 tonn emulsjon/døgn (vårsesongen). Ytterligere detaljering av systemer og ressurser vil fremgå av oljevernplanen som ferdigstilles før oppstart. Respons på russisk side i tilfelle grenseoverskridende utslipp gjennomføres ihht. felles NorskRussisk Oljevernplan i Barentshavet. Side 51 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 11 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Utslipps- og risikoreduserende tiltak Tiltak for å redusere miljøpåvirkningen under operasjonen er vist nedenfor, og disse vil bli fulgt opp i den detaljerte planleggingen og gjennomføringen av boreoperasjonen. Robust brønndesign, med tilfredsstillende ytelse og marginer i ulike brønnbarrierer, for å redusere risiko for tap av brønnintegritet. Brønnen er designet iht NORSOK D-010. Høyt fokus på gjenvinning og gjenbruk av borevæsker under operasjonen Riggen er delt inn i åpne og lukkede områder, med begrensninger for hvilke aktiviteter som tillates i de ulike sonene. Risiko for søl av olje og kjemikalier skal minimaliseres. Regn- og drensvann fra områder med risiko for forurensning skal samles opp og renses eller sendes til land for videre behandling. Riggen er utstyrt med et system for å sikre at all borekaks generert fra boring med bruk av oljebasert borevæske blir separert, samlet og transportert til land. Om bord på riggen er det installert blåsesystem for borekaks (Halliburton Supervac/Blower), som reduserer last og løfteoperasjoner og som effektiviserer transport av borekaks til båt og videre ilandføring gitt bruk av oljebasert borevæske. Visuell overvåkning av bulkoperasjoner som kan forårsake forurensning til sjø. Beredskapsfartøyet skal utstyres med oljedetekterende systemer, for å detektere og spore eventuell oljeforurensning på havoverflaten. Det blir også iverksatt kompenserende tiltak dersom beredskapsfartøyet går til land for mannskapsbytte. Ved mannskapsbytte på beredskapsfartøyet vil skiftet skje i Berlevåg fremfor Hammerfest. Dette vil redusere seilingstiden fra 11 til 3 timer en vei, dvs at responstiden til 1. NOFOsystem reduseres fra 13 til 5 timer ved mannskapsbytte Forsyningsfartøyet som benyttes under operasjonen vil fungere som beredskapsfartøy ved mannskapsbytte. Fartøyet har ikke lenser og NOFO-personnell om bord. Fartøyet skal være utstyrt for og trent til å ivareta de samme beredskapselementene som standbybåten, inkludert oljedetekterende systemer. NOFO mannskapsbytte skal fremskyndes/forsinkes for å harmonere med operasjonen. Det skal planlegges for å unngå mannskapsbytte midt i kritisk operasjon og sørges for at mannskap som er ute når en kritisk operasjon starter kan stå hele operasjonens varighet. Mannskapsbytte skal, så langt dette er mulig, gjennomføres når brønnen er sikret f.eks. etter støping av foringsrør. Side 52 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Det skal, så langt det er praktisk mulig, ikke igangsettes spesielt kritiske operasjoner under mannskapsbytte. Dette inkluderer: o entring av reservoar o kjerneprøvetaking o perforering av brønn og fakling av olje ifm brønntest. Side 53 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 12 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Referanseliste Add Energy (2015). Memo - Blowout Distributions for Environmental Input 7130/4-1 Ørnen. Lundin Norway AS. Dated 26th March 2015. AMAP (2015). Summary for Policy-makers: Arctic Climate Issues 2015. Arctic Monitoring and Assessment Programme (AMAP), Oslo, Norway. 16 pp Artsdatabanken (2010). Norsk rødliste for arter 2010. http://www.artsportalen.artsdatabanken.no/ Buhaug et al. (2009). Second IMO GHG Study 2009. IMO, London, UK. Carbon Limits (2013). Evaluering av faklingsstrategi, teknikker for reduksjon av fakling og faklingsutslipp, utslippsfaktorer og metoder for bestemmelse av utslipp til luft fra fakling. Carbon Limits (2015). Black Carbon emissions from gas and oil flares [PowerPoint Presentasjon]. DNV GL (2015a). Miljøkonsekvenser og tiltak for brønntesting på Ørnen (7130/4-1). Rapport 1M306NC-11. [work in progress] DNV GL (2015b). Miljørisikoanalyse (MRA) og forenklet beredskapsanalyse (BA) for letebrønn 7130/4-1 Ørnen i PL708 i Barentshavet. Rapport nr. 2015-0005. DNV GL (2014a). Visual Mapping in the Barents Sea 2014. DNV-report 2014-1295, Rev. 01. DNV GL (2014b). Grunnlagsundersøkelser i Barentshavet 2014. DNV-Rapport 2015-0224, Rev. 01. Erikstad K. E. et.al. (2015). Sårbarhet av sjøfugl til akutt oljeforurensning - Utvikling av ny metodikk basert på logger teknologi og oljesimuleringer. Pågående prosjekt mellom NINA, SINTEF, IMR, NP, CEH/UK, NOROG, Det Norske Oljeselskap, NTNU og DNV GL. Expro (2014). Expro equipment sales - Sea Emerald Burner technology. Fugro (2015). SITE SURVEY LUNDIN ØRNEN NCS BLOCK 7130/4, PL708. Fugro EMU/Report No. J/3/25/2842. Klima- og Miljødepartementet (2015). Oppdatering av forvaltningsplanen for Barentshvaet og havområdene utenfor Lofoten med oppdatert beregning av iskanten. Stortingsmelding 20 (2014-2015). Lloyd’s (2014). Blowout and well release frequencies based on SINTEF offshore blowout database 2013. Report no: 19101001-8/2014/R3. Rev: Final. Dated 22 May 2014. Lundin Norway AS (2012). Risk Acceptance Criteria for Operations on the Norwegian Continental Shelf, 90000-LUNAS-S-FD-0001. Miljøverndepartementet (2007). Regjeringens miljøpolitikk og rikets miljøtilstand. Stortingsmelding 26 (2006-07). Side 54 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Miljøverndepartementet (2011). Oppdatering av forvaltningsplanen for det marine miljø i Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten. Stortingsmelding 10 (2010-11). Norsk Energi (1994). Emissions and Discharges from Well testing. Norsk Energi (1994b). Halliburton Burner Tests – Fallout from Well Test Burners. Norsk olje og gass (2013). Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser, revisjon nr: 04, datert 16.08.2013. Norsk olje og gass (2015). Retningslinje 044 – Anbefalte retningslinjer for utslippsrapportering. Datert 02.03.2015, revisjon 14. Oljedirektoratet (2011). Miljøteknologi - Kartlegging av tilgjengelig miljøteknologi for petroleumsindustrien på norsk sokkel. Saffaripour et al. (2013). A numerical and experimental study of a laminar sooting coflow Jet-A1 diffusion flame. Proceedings of the Combustion Institute. Scandpower (2011). Blowout and well release frequencies based on SINTEF Offshore Blowout Database, 2010 (revised). Report no. 19.101.001-3009/2011/R3 (5 April 2011). Seapop (2012). Rådata innhentet for konsentrasjoner av kystnære sjøfuglarter fra Norsk Institutt for Naturforskning ved Geir Systad, mars/april 2012. Seapop (2013). Sjøfugl åpent hav. Utbredelsen av sjøfugl i norske og tilgrensende havområder. SINTEF (2014). SINTEF Offshore Blowout Database 2011. SINTEF (2003). Goliat – Weathering properties, appearance code, water solubility and toxicity. SINTEF report no. STF66 F03104. 2003-12-16. Sjøfartsdirektoratet (2011). Bekreftelse på NOx-utslippsfaktor, "Transocean Arctic" IMO 8754499. Ref. 201108809-4/671.6. Statistisk SentralByrå, SSB (2013). Emissions of Black carbon and Organic carbon in Norway 1990-2011 Stohl et al. (2013). Black carbon in the Arctic: the underestimated role of gas flaring and residential combustion emissions. Vektor AS (2000). Status Report - Environmental Developments in Well testing. Young et al. (1996). SPE 35687 - Environmentally Safe Burner for Offshore Well Testing Operations. Side 55 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 13 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Vedlegg Oppsummering av forbruk og utslipp av kjemikalier 13.1 Tabell 13-1. Forbruk og utslipp av samtlige kjemikalier for boring av brønn 7130/4-1, gitt boring av sidesteg med vannbasert borevæske. Forbruk (tonn) Aktivitet Utslipp (tonn) Gule kjemikalier Grønne kjemikalier Gul/Y1 Hovedbrønnen 3 163 Sidesteg Gule kjemikalier Y2 Grønne kjemikalier Gul/Y1 Y2 150 137 2 031 89 82 1 878 151 145 851 89 87 Brønntesting 1 869 390 0 962 43 0 Totalt 6 910 691 282 3 843 221 169 Tabell 13-2. Forbruk og utslipp av samtlige kjemikalier for boring av brønn 7130/4-1, gitt boring av sidesteg med oljebasert borevæske i 17 1/2” seksjon og vannbasert borevæske i andre seksjoner. Forbruk (tonn) Utslipp (tonn) Aktivitet Grønne kjemikalier Gule kjemikalier Hovedbrønnen 3 163 Gul/Y1 150 Y2 137 Sidesteg 1830 983 Brønntesting 1 869 Totalt 6 862 Grønne kjemikalier Gule kjemikalier 2 031 Gul/Y1 89 Y2 82 112 524 56 54 390 0 962 43 0 1523 249 3 516 188 136 Side 56 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Tabell 13-3. Forbruk og utslipp av samtlige kjemikalier for boring av hovedbrønnen på 7130/4-1. Forbruk (tonn) Bruksområde Grønne kjemikalier Utslipp (tonn) Gule kjemikalier Borevæsker 2200 Gul/Y1 139 Y2 137 Sementeringskjemikalier 949 9 0 Riggkjemikalier Totalt Grønne kjemikalier Gule kjemikalier 1745 Gul/Y1 83 Y2 82 277 4 0 14 2 0 9 1 0.3 3163 150 137 2031 89 82 Tabell 13-4. Forbruk og utslipp av samtlige kjemikalier for boring av sidesteg (opsjon) med oljebasert borevæske i 17 1/2” seksjon og vannbasert borevæske i andre seksjoner. Forbruk (tonn) Bruksområde Borevæsker Sementeringskjemikalier Riggkjemikalier Totalt Grønne kjemikalier 1 173 Utslipp (tonn) Gule kjemikalier Gul/Y1 Y2 973 112 Grønne kjemikalier 401 Gule kjemikalier Gul/Y1 Y2 53 54 650 9 0 118 2 0 8 1 0 5 1 0 1830 983 112 524 56 54 Side 57 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Tabell 13-5. Forbruk og utslipp av samtlige kjemikalier for boring av sidesteg (opsjon) med vannbasert borevæske i alle seksjoner. Forbruk (tonn) Utslipp (tonn) Bruksområde Grønne kjemikalier Borevæsker Sementeringskjemikalier Riggkjemikalier Totalt 1 220 Gule kjemikalier Gul/Y1 Y2 144 145 Grønne kjemikalier 729 Gule kjemikalier Gul/Y1 Y2 86 87 650 7 0 118 2 0 8 1 0 5 1 0 1 878 151 145 851 89 87 Tabell 13-6. Forbruk og utslipp av samtlige kjemikalier for opsjon for brønntesting. Forbruk (tonn) Bruksområde Riggkjemikalier Grønne kjemikalier 5 Utslipp (tonn) Gule kjemikalier Gul/Y1 Y2 1 0 Grønne kjemikalier 3 Gule kjemikalier Gul/Y1 Y2 0 0 Brønntestkjemikalier 1 864 389 0 959 43 0 Totalt 1 869 390 0 962 43 0 Side 58 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 13.2 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Planlagt forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier Tabell 13-7. Planlagt forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier for hovedbrønnen (vannbasert borevæske) inklusiv P&A. Handelsnavn Funksjon Miljøklassifisering %-andel stoff i kategori Forbruk (tonn) Utslipp (tonn) Forbruk (tonn) Utslipp (tonn) Grønn Gul/Y1 Y2 Grønn Gul/Y1 Y2 Grønn Gul/Y1 Y2 Bentonite Viscosity 101.8 101.8 100% 0% 0% 101.8 0 0 101.8 0 0 Soda Ash pH control 5.8 4 100% 0% 0% 5.8 0 0 4 0 0 Barite Weight agent Salinity inhibition 1469 1203 100% 0% 0% 1469.2 0 0 1230.8 0 0 540.8 377.8 100% 0% 0% 540.8 0 0 377.8 0 0 52 36.3 100% 0% 0% 52 0 0 36.3 0 0 26.7 19 100% 0% 0% 26.7 0 0 19 0 0 139 83.4 0% 100% 0% 0 139 0 0 83.4 0 KCl 99 % DEXTRID E PAC GEM GP BARAZAN Performatrol Sodium Thiocyanate TOTAL Fluid Loss Viscosity/Fluid Loss Shale Innhibition Viscosity Shale Innhibition 4 2.4 100 % 0% 0% 4 0 0 2 0 0 137 82.1 0% 0% 100% 0 0 137 0 0 82.1 Tracer 0.2 0.1 50 % 50 % 0% 0.1 0.1 0 0.1 0.05 0 2476.1 1910.3 2200.3 139 137 1744.9 83.4 82.1 Side 59 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Tabell 13-8. Planlagt forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier for sidesteg, gitt boring med vannbasert borevæske (WBM). Handelsnavn Funksjon Miljøklassifisering %-andel stoff i kategori Forbruk (tonn) Utslipp (tonn) Forbruk (tonn) Utslipp (tonn) Grønn Gul/Y1 Y2 Grønn Gul/Y1 Y2 Grønn Gul/Y1 Y2 Barite Weight agent 718.2 430.9 100% 0% 0% 718.2 0 0 430.9 0 0 DEXTRID E Fluid Loss 40.5 21.2 100% 0% 0% 40.5 0 0 21.2 0 0 GEM GP Shale Innhibition 143.4 86.1 0% 100% 0% 0 143.4 0 0 86.1 0 KCl 99 % 433.4 260 100% 0% 0% 433.4 0 0 260 0 0 PAC Salinity inhibition Viscosity/Fluid Loss 20.4 12.2 100% 0% 0% 20.4 0 0 12.2 0 0 Performatrol Shale Innhibition 144.8 86.9 0% 0% 100% 0 0 144.8 0 0 86.9 BARAZAN Viscosity 4.3 2.6 100 % 0% 0% 4 0 0 2,6 0 0 Soda Ash Sodium Thiocyanate pH control 3.1 1.9 100% 0% 0% 3.1 0 0 1.9 0 0 Tracer 0.2 0.1 50 % 50 % 0% 0.1 0.1 0 0.1 0.1 0 1508.3 902 1220 143.5 144.8 728.8 86.2 86.9 TOTAL Side 60 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Tabell 13-9 Planlagt forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier for sidesteg, gitt boring med oljebasert borevæske (OBM) i 17 ½” seksjon og vannbasert borevæske (WBM) i andre seksjoner. Handelsnavn Funksjon Miljøklassifisering Forbruk (tonn) Utslipp (tonn) %-andel stoff i kategori Forbruk (tonn) Utslipp (tonn) Grønn Gul/Y1 Y2 Grønn Gul/Y1 Y2 Grønn Gul/Y1 Y2 Barite Weight agent 718.2 215.5 100% 0% 0% 718.2 0 0 215.5 0 0 DEXTRID E Fluid Loss 25.1 15 100% 0% 0% 25.1 0 0 15 0 0 GEM GP Shale Innhibition 88.2 52.9 0% 100% 0% 0 88.2 0 0 52.9 0 KCl 99 % 267.6 160.6 100% 0% 0% 267.6 0 0 160.6 0 0 PAC Salinity inhibition Viscosity/Fluid Loss 12.6 7.6 100% 0% 0% 12.6 0 0 7.6 0 0 Performatrol Shale Innhibition 89.6 53.7 0% 0% 100% 0 0 89.6 0 0 53.7 Soda Ash pH control 2 1.2 100% 0% 0% 2 0 0 BARACARB Bridging Agent 22.1 0 100% 0% 0% 22.1 0 0 1.2 0 0 0 0 0 BDF 578 Viscosifier 14.4 0 0% 0% 100% 0 0 14.4 0 0 0 BDF 610 Fluid Loss 8.3 0 24% 76% 0% 0 8.3 0 0 0 0 Calcium Chloride Salt/Brine 77.4 0 100% 0% 0% 77.4 0 0 0 0 0 DRILTREAT Wetting Agent 4.4 0 100% 0% 0% 4.4 0 0 0 0 0 DURATONE E Fluid Loss 11.1 0 18% 10% 72% 2 1.1 8 0 0 0 EZ MUL NS Emulsifier 27.6 0 0% 100% 0% 0 27.6 0 0 0 0 Lime Alkalinity/ph 16.5 0 100% 0% 0% 16.5 0 0 0 0 0 STEELSEAL Bridging Agent 22.1 0 100% 0% 0% 22.1 0 0 0 0 0 BARAZAN Viscosity 2.7 1.6 100 % 0% 0% 2.7 0 0 XP-07 Sodium Thiocyanate Base oil 847.5 0 0% 100% 0% 0 847.5 0 2 0 0 0 0 0 0.2 0.1 50 % 50 % 0% 0,1 0.1 0 0.1 0.1 0 2257.4 508.2 1172.7 972.8 111.9 401.5 53 53.7 TOTAL Tracer Side 61 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Tabell 13-10. Forbruk og utslipp av brønntestkjemikalier. Handelsnavn XP-07 Base Oil NACL Brine @ 1.15 sg Funksjon Base Oil Salt/Brine Miljøklassifisering %-andel stoff i kategori Forbruk (tonn) Utslipp (tonn) Forbruk (tonn) Utslipp (tonn) Grønn Gul/Y1 Y2 Grønn Gul/Y1 Y2 Grønn Gul/Y1 Y2 346.5 0 0% 100% 0% 0 347 0 0 0 0 1811.3 905.6 100% 0% 0% 1811 0 0 906 0 0 Barazan Viscosifier 4.5 4.5 100% 0% 0% 5 0 0 5 0 0 Baraklean Gold Surfactant 22.5 22.5 70% 30% 0% 16 7 0 16 7 0 Baraklean Dual Surfactant 45 45 43% 57.3 % 0% 19 26 0 19 26 0 4.5 4.5 100% 0% 0% 5 0 0 5 0 0 4.5 4.5 100% 0% 0% 5 0 0 5 0 0 4.5 4.5 100% 0% 0% 5 0 0 5 0 0 2.8 2.8 0% 100% 0% 0 3 0 0 3 0 7.3 7.3 0% 100% 0% 0 7 0 0 7 0 2253.4 1001.3 1864.2 389.2 0 958.6 43 0 Sourscav Bridging Agent Bridging Agent Bridging Agent H2S scavenger Starcide Biocide Baracarb 50 Baracarb 150 Baracarb 600 TOTAL Side 62 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 13.3 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Planlagt forbruk og utslipp av sementeringskjemikalier Tabell 13-11. Planlagt forbruk og utslipp av sementeringskjemikalier for hovedbrønnen 7130/4-1. Handelsnavn Barite BridgeMaker Calcium Chloride Brine Cement Class G with EZ-Flo II CFR-8L ECONOLITE LIQUID GASCON 469 Halad-350L HR-4L HR-5L NF-6 Tuned Light XLE Blend Series Tuned Spacer E plus WellLife 734-C Totalt Forbruk Utslipp [tonn] [tonn] Grønn Gul/Y1 Y2 Grønn Gul/Y1 Y2 Grønn Gul/Y1 Y2 Weighting material Lost Circulation Material Brine 195.6 123.6 100% 0% 0% 195.6 0 0 123.6 0 0 3.3 3.3 54% 46% 0% 1.8 1.5 0 1.8 1.5 0 11.9 0.6 100% 0% 0% 11.9 0 0 0.6 0 0 Cement 603.1 119.4 100% 0% 0% 603.1 0 0 119.4 0 0 Dispersant extender Gas-Control fluid loss Retarder Retarder Defoarmer 8.7 1.5 15.8 17.2 1.4 8.7 1.5 2.5 0.3 4.7 5.5 0 3.1 0.6 64% 100% 100% 85% 100% 100% 7% 36% 0% 0% 15% 0% 0% 93% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 5.5 1.5 15.8 14.6 1.4 8.7 0.1 3.1 0 0 2.5 0 0 1.4 0 0 0 0 0 0 0 1.6 0.3 4.7 4.7 0 3.1 0 0.9 0 0 0.8 0 0 0.6 0 0 0 0 0 0 0 Cement 74.7 9.4 100% 0% 0% 74.7 0 0 9.4 0 0 Spacer Additive 12.7 1.6 957.6 8 0 281.1 100% 100% 0% 0% 0% 0% 12.7 1.6 949 0 0 8.5 0 0 0 7.95 0 277.2 0 0 3.8 0 0 0 Funksjon Tensile Strength Miljøklassifisering % av stoff Forbruk stoff (tonn) Side 63 av 68 Utslipp stoff (tonn) Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Tabell 13-12. Forbruk og utslipp av sementeringskjemikalier for opsjonen for sidesteg, gitt boring med vannbasert borevæske (WBM). Handelsnavn Barite BridgeMaker Calcium Chloride Brine Cement Class G with EZ-Flo II CFR-8L GASCON 469 Halad-350L HR-4L HR-5L NF-6 Tuned Spacer E plus WellLife 734-C Totalt Forbruk Utslipp [tonn] [tonn] Grønn Gul/Y1 Y2 Grønn Gul/Y1 Y2 Grønn Gul/Y1 Y2 Weighting material Lost Circulation Material Brine 178.4 101.1 100% 0% 0% 178.4 0 0 101.1 0 0 3.3 3.3 54% 46% 0% 1.8 1.5 0 1.8 1.5 0 3.9 0 100% 0% 0% 3.9 0 0 0 0 0 Cement 420.7 7.1 100% 0% 0% 420.7 0 0 7.1 0 0 Dispersant Gas-Control fluid loss Retarder Retarder Defoarmer Spacer Additive Tensile Strength 7.0 8.9 11.6 1.4 6.9 1.1 11.8 1.8 0.1 0.2 0.3 0 0.1 0.4 6.8 0 64% 100% 85% 100% 100% 7% 100% 100% 36% 0% 15% 0% 0% 93% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 4.5 8.9 9.8 1.4 6.9 0.1 11.8 1.8 2.5 0 1.7 0 0 1.1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.1 0.2 0.2 0 0.1 0 6.8 0 0 0 0 0 0 0.4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 656.9 119.5 650 6.8 0 117.5 2 0 Funksjon Miljøklassifisering % av stoff Forbruk stoff (tonn) Side 64 av 68 Utslipp stoff (tonn) Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Tabell 13-13. Forbruk og utslipp av sementeringskjemikalier for opsjonen for sidesteg, gitt boring med oljebasert borevæske (OBM) i 17 ½” seksjon. Handelsnavn Barite BridgeMaker Calcium Chloride Brine Cement Class G with EZ-Flo II CFR-8L GASCON 469 Halad-350L HR-4L HR-5L MUSOL Solvent NF-6 SEM 8 Tuned Spacer E plus WellLife 734-C Totalt Forbruk stoff (tonn) Grønn Gul/Y1 Y2 178 0 0 Utslipp stoff (tonn) Grønn Gul/Y1 Y2 101.1 0 0 Utslipp (tonn) Weighting material Lost Circulation Material Brine 178.4 101.1 Grønn 100% 3.3 3.3 54% 46% 0% 2 2 0 1.8 1.5 0 3.9 0 100% 0% 0% 4 0 0 0 0 0 Cement 420.7 7.1 100% 0% 0% 421 0 0 7.1 0 0 Dispersant Gas-Control fluid loss Retarder Retarder Mutual solvent Defoarmer Emulsifier 7 8.9 11.6 1.4 6.9 1.7 1.1 0.9 11.8 1.8 0.1 0.2 0.3 0 0.1 0 0.4 0 6.8 0 64% 100% 85% 100% 100% 0% 7% 0% 100% 100% 36% 0% 15% 0% 0% 100% 93% 100% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 4 9 10 1 7 0 0 0 12 2 3 0 2 0 0 2 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.1 0.2 0.2 0 0.1 0 0 0 6.8 0 0 0 0 0 0 0 0.4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 659.5 119.5 650 9.4 0 117.5 2 0 Spacer Additive Tensile Strength Miljøklassifisering % av stoff Gul/Y1 0% Forbruk (tonn) Funksjon Y2 0% Side 65 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 13.4 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Planlagt forbruk og utslipp av riggkjemikalier Tabell 13-14. Forbruk og utslipp av riggkjemikalier for boring av hovedbrønnen 7130/4-1. Handelsnavn Unitor Clean Rig HP MEG Stack Magic Eco F JET-LUBE ALCO EP – ECF JET-LUBE SEAL-GUARD ECF Bestolife 3010 NM Special JET-LUBE NCS-30 ECF MO-67 PAX XL-605 Funksjon MiljøForbruk klassifisering (tonn) Utslipp (tonn) %-andel stoff i kaetgori Hydrat preventor 1.1 3.5 BOP-kontrollvæske Gjengefett 5 5 76 % 20 % 4% 3.8 1 0.2 3.8 1.2 0.2 0.02 0 0% 100 % 0% 0 0.02 0 0 0 Gjengefett 0.02 0 2% 98 % 0% 0 0.02 0 0 0 0 0 Gjengefett Gjengefett PH-justering 0.1 0.2 2 0.02 0 0.2 76 % 1% 80 % 24 % 99 % 20 % 0% 0% 0% 0.1 0 1.6 0.02 0.2 0.4 0 0 0 0 0 0.2 0 0 0.04 0 0 0 Rengjøringsmiddel 1.4 0.1 100 % 0.4 % 0% 1.3 0 0 0.1 0 0 16 10 13.8 2 0.2 8.6 1.2 0.2 Totalt Y2 0% 0% Grønn Gul/Y1 1.9 0.3 5 0 Utslipp (tonn) 2.2 5 Vaskemiddel Gul/Y1 13 % 0% Forbruk (tonn) Grønn 87 % 100 % Y2 0 0 Grønn 1 3.5 Gul/Y1 0.1 0 Y2 0 0 Tabell 13-15. Forbruk og utslipp av riggkjemikalier for boring av sidesteg. Handelsnavn Unitor Clean Rig HP MiljøForbruk klassifisering (tonn) %-andel stoff i kaetgori Forbruk (tonn) Utslipp (tonn) Utslipp (tonn) Grønn Gul/Y1 Y2 Vaskemiddel 1.2 0.6 87 % 13 % 0% 1.1 0.1 0 0.5 0.1 0 Hydrat preventor BOP-kontrollvæske 1.9 2.7 0 0 0.01 100 % 76 % 0% 2% 76 % 0% 20 % 100 % 98 % 24 % 0% 4% 0% 0% 0% 2.7 2.1 0 0 0.04 0 0.5 0 0 0.01 0 0.1 0 0 0 1.9 2.1 0 0 0 0 0.5 0 0 0 0 0.1 0 0 0 1% 99 % 0% 0 0.1 0 0 0.03 0 0 Funksjon Grønn Gul/Y1 Y2 Grønn Gul/Y1 Y2 JET-LUBE ALCO EP – ECF JET-LUBE SEAL-GUARD ECF Bestolife 3010 NM Special Gjengefett Gjengefett Gjengefett 2.7 2.7 0.01 0.01 0.1 JET-LUBE NCS-30 ECF Gjengefett 0.1 0 PH-justering 1.1 0.1 80 % 20 % 0% 0.9 0.02 0 0 0.02 Rengjøringsmiddel 0.7 0.1 100 % 0,4 % 0% 0.7 0 0 0.1 0 0 8.7 5.5 7.5 0.8 0.1 4.7 0.7 0.1 MEG Stack Magic Eco F MO-67 PAX XL-60 Totalt 5 Produktet må ifølge Add Novatech retestes og vil være ferdig testet ila året. Produktet vil imidlertid ha klassifiseringen som angitt her. Side 66 av 68 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Tabell 13-16. Forbruk og utslipp av riggkjemikalier for opsjon for brønntesting. Handelsnavn Funksjon Miljøklassifisering Forbruk (tonn) Utslipp (tonn) %-andel stoff i kaetgori Forbruk (tonn) Utslipp (tonn) Grønn Gul/Y1 Y2 Grønn Gul/Y1 Y2 Grønn Gul/Y1 Y2 Unitor Clean Rig HP Vaskemiddel 0.8 0.4 87 % 13 % 0% 0.7 0.1 0 0.3 0.1 MEG Hydrat preventor 1.8 1.2 100 % 0% 0% 1.8 0 0 1.2 0 0 Stack Magic Eco F JET-LUBE ALCO EP – ECF JET-LUBE SEAL-GUARD ECF Bestolife 3010 NM Special JET-LUBE NCS-30 ECF MO-67 PAX XL-60 BOP-kontrollvæske 1.8 1.8 76 % 20 % 4% 1.3 0.5 0.1 1.3 0.4 0.1 Gjengefett 0.01 0 0% 100 % 0% 0 0 0 0 0 0 Gjengefett 0.01 0 2% 98 % 0% 0 0 0 0 0 0 Gjengefett Gjengefett PH-justering Rengjøringsmiddel 0 0.1 0.7 0.5 0.01 0.02 0.1 0.1 76 % 1% 80 % 100 % 24 % 99 % 20 % 0.4 % 0% 0% 0% 0% 0 0 0.6 0.5 0 0.1 0.1 0 0 0 0 0 0 0 0.1 0.1 0 0 0 0 0 0 0 0 5.7 3.6 4.9 0.7 0.1 3 0.5 0.1 Totalt Side 67 av 68 0 Utslippssøknad 7130/4-1 PL 708 13.5 Date: 10.07.2015 Document no.: P708-LUN-S-RA-3001 Version: 01 Beredskapskjemikalier Tabell 13-17. Beredskapskjemikalier for borevæsker brønn 7130/4-1. Handelsnavn Funksjon Forbruk Miljøklassifisering Utslipp Kriterie for bruk Tonn Tonn Gul/Y1 Gul Y2 BARACARB (all grades) LCM 0.5 0.5 100% 0% 0% 0% 0% Incase of losses BAROFIBRE (all grades) LCM 1.5 1.5 100% 0% 0% 0% 0% Incase of severe losses Barazan Viscosifier 2 2 100% 0% 0% 0% 0% Additional sweep pills to clean the hole BARO-LUBE NS Lubricant 8 8 0% 100% 0% 0% 0% If high torque is encountered Citric Acid Alkalinity control 3 3 100% 0% 0% 0% 0% To create 'green' cement in pit room DRILTREAT Emulsifier 3 0 100% 0% 0% 0% 0% GELTONE II Viscosifier 5 0 0% 0% 0% 0% 100% Use to oil wet barite is in OBM Use if additional viscosity as required in the OBM section INVERMUL NT MEG Emulsifier Other 5 3 0 3 0% 100% 51% 0% 0% 0% 0% 0% 49% 0% Use if additional viscosity as required in the OBM section Hydrate supression Mica NF-6 LCM De-foamer 1.5 0.4 1.5 0.4 100% 7% 0% 93% 0% 0% 0% 0% 0% 0% In case of severe losses Use is brine if foaming N-FLOW 325 OXYGON Stuck Pipe Oxygen Scavenger 4 1 4 1 0% 0% 100% 100% 0% 0% 0% 0% 0% 0% If drillstring get stuck in hole Use for corrosion inhibition if well is temp. P&A Sodium Bicarbonate Alkalinity control 5 5 100% 0% 0% 0% 0% The treat fluid if cement contaminated SOURSCAV H2S scavenger 2 2 0% 100% 0% 0% 0% For H2S prevention in backloaded slops STARCIDE Biocide 1 1 0% 100% 0% 0% 0% For H2S prevention in backloaded slops STEELSEAL (all grades) LCM 12.5 12.5 100% 0% 0% 0% 0% Incase of losses Sugar Cement treatment 2 2 100% 0% 0% 0% 0% SUSPENTONE Rheology modifier 4 0 0% 100% 0% 0% 0% To create 'green' cement in pit room Use if additional suspention os required in the OBM section WALL-NUT (all grades) LCM 1.5 1.5 100% 0% 0% 0% 0% Grønn Y3 Side 68 av 68 Rød In case of severe losses
© Copyright 2024