Brønn: 7120/1-5 S

PL 492

Søknad om tillatelse etter

forurensningsloven for boring av brønn

7120/1-5 S på lisens 492 Brønn: 7120/1-5 S Rigg: Leiv Eiriksson August 2016 | Document number: P492-LUN-S-RA-3006

Søknad om tillatelse etter forurensningsloven for boring av brønn 7120/1-5 S på lisens 492

7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 2 av 60

Title: Lundin Norway AS Søknad om tillatelse etter forurensningsloven for boring av brønn 7120/1-5 S på lisens 492 PL 492 Well 7120/1-5 S

Document no. P492-LUN-S-RA-3006

Document date 25.08.2016

Version no. 01

Document status final

Authors: Name and Position: Signature:

Axel Kelley, Environmental Advisor

Verified: Name and Position: Signature:

Natalia Belkina Environmental Advisor

Approved: Name and Position: Signature:

John Zerbi, Drilling Manager


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 3 av 60

Innholdsfortegnelse

Innholdsfortegnelse................................................................................................................................... 3

1 Sammendrag .......................................................................................................................................... 5

2 Forkortelser og definisjoner ................................................................................................................. 7

3 Innledning .............................................................................................................................................. 8

3.1 Rammer for aktiviteten ........................................................................................................................... 8

4 Aktivitetsbeskrivelse ........................................................................................................................... 10

4.1 Generelt om aktiviteten ......................................................................................................................... 10

4.2 Boreplan ................................................................................................................................................ 11

4.3 Boreprogram ......................................................................................................................................... 14

4.4 Brønntester ............................................................................................................................................ 15

4.4.1 Formål med brønntestene ...................................................................................................................... 15

4.4.2 Beskrivelse av brønntestanlegget .......................................................................................................... 16

4.4.3 Tiltak for å sikre optimal forbrenning ................................................................................................... 20

5 Utslipp til sjø ........................................................................................................................................ 22

5.1 Vurdering av kjemikalier og utslipp ..................................................................................................... 22

5.2 Forbruk og utslipp av kjemikalier ......................................................................................................... 22

5.2.1 Borekjemikalier ..................................................................................................................................... 22

5.2.2 Sementeringskjemikalier ....................................................................................................................... 23

5.2.3 Brønntestkjemikalier ............................................................................................................................. 23

5.2.4 Riggkjemikalier ..................................................................................................................................... 23

5.3 Borekaks................................................................................................................................................ 24

5.4 Oljeholdig vann og sanitærvann............................................................................................................ 25

5.5 Kjemikalier i lukket system .................................................................................................................. 25

5.6 Oversikt over beredskapskjemikalier .................................................................................................... 26

6 Utslipp til luft ....................................................................................................................................... 27

6.1 Utslipp fra kraftgenerering .................................................................................................................... 27

6.2 Utslipp fra brønntesting ........................................................................................................................ 28

7 Avfall .................................................................................................................................................... 29

8 Operasjonelle miljøvurderinger ........................................................................................................ 30

8.1 Naturressurser i influensområdet .......................................................................................................... 30

8.2 Kartlegging av svamp i nærområdet ..................................................................................................... 31

8.3 Miljøvurdering av utslippene ................................................................................................................ 33

8.3.1 Kvantifisering av utslipp av olje og sot fra brønntester ........................................................................ 33

8.3.2 Miljøkonsekvenser knyttet til utslipp av sot og oljenedfall ................................................................. 34

9 Miljørisiko............................................................................................................................................ 35

9.1 Etablering og bruk av akseptkriterier .................................................................................................... 35

9.2 Inngangsdata for analysene ................................................................................................................... 35

9.2.1 Lokasjon og tidsperiode ........................................................................................................................ 35


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 4 av 60

9.2.2 Oljens egenskaper ................................................................................................................................. 35

9.2.3 Definerte fare- og ulykkessituasjoner ................................................................................................... 36

9.3 Drift og spredning av olje ..................................................................................................................... 38

9.4 Naturressurser inkludert i miljørisikoanalysen ..................................................................................... 41

9.5 Miljørisiko knyttet til aktiviteten .......................................................................................................... 43

10 Beredskap mot akutt forurensning .................................................................................................... 44

10.1 Krav til oljevernberedskap .................................................................................................................... 44

10.2 Analyse av dimensjoneringsbehov ........................................................................................................ 44

10.3 Dispergering .......................................................................................................................................... 46

10.4 Foreslått beredskap for deteksjon og overvåkning av utslipp ............................................................... 46

10.5 Forslag til beredskap mot akutt forurensning ........................................................................................ 47

11 Utslipps- og risikoreduserende tiltak ................................................................................................ 48

12 Referanseliste ....................................................................................................................................... 49

13 Vedlegg ................................................................................................................................................. 51

13.1 Oppsummering av forbruk og utslipp av kjemikalier ........................................................................... 51

13.2 Planlagt forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier ........................................................................... 53

13.3 Planlagt forbruk og utslipp av sementeringskjemikalier ....................................................................... 56

13.4 Planlagt forbruk og utslipp av riggkjemikalier ..................................................................................... 58

13.5 Beredskapskjemikalier .......................................................................................................................... 60


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 5 av 60

1 Sammendrag

I henhold til Aktivitetsforskriften § 66 og Forurensningsforskriften kapittel 36, søker Lundin Norway AS (LNAS) om tillatelse etter forurensningsloven vedrørende boring, brønntesting og tilbakeplugging av avgrensningsbrønn 7120/1-5 S i utvinningstillatelse PL 492. Brønnen skal bores med boreriggen Leiv Eiriksson. Tidligste oppstart for brønnen er desember 2016, basert på 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. Samtlige bore- og riggkjemikalier som benyttes er i kategori grønn eller gul ihht Aktivitetsforskriften § 63. Det er lagt opp til en opsjon for boring av et geologisk sidesteg. Det søkes ikke om tillatelse til bruk av oljebasert borevæske. Det er også lagt inn opsjon for inntil to brønntester, gitt funn. En oversikt over omsøkte mengder grønne og gule kjemikalier er vist i Tabell 1-1.

Tabell 1-1. Estimert forbruk og utslipp til sjø av gule og grønne kjemikalier (målt som stoff) for brønn 7120/1-5 S, inkludert opsjoner for sidesteg og inntil to brønntester.

Aktivitet

Forbruk (tonn) Utslipp (tonn)

Grønne kjemikalier

Gule kjemikalier Grønne kjemikalier

Gule kjemikalier

Gul/Y1 Y2 Gul/Y1 Y2

Hovedbrønnen 2447 158 67 1403 53 25

Sidesteg 1131 97 46 187 21 9

Brønntesting 419 88 0 419 11 0

Totalt 3996 343 113 2009 85 34

Utslipp til luft kommer fra kraftgenerering og i forbindelse med brønntesting. En oversikt over omsøkte utslipp til luft er vist i Tabell 1-2.

Tabell 1-2. Estimerte utslipp til luft (kraftgenerering og brønntesting) for brønn 7120/1-5 S.

Aktivitet Varighet

(døgn) Forbruk av diesel (tonn)

Utslipp i tonn

CO2 NOX nmVOC SOX CH4

Kraftgenerering for hovedbrønnen 50 1496 4743 78 7,5 1 -

Kraftgenerering for sidesteg 28 838 2656 44 4,2 0,8 -

Kraftgenerering for brønntest (inntil 2 stk.)

21 628 1992 33 3,1 0,6 -

Utslipp fra 2 brønntest - - 4565 7 4,0 3,4 0,0

Totale utslipp 99 2963 13956 161 19 6 0


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 6 av 60

Brønnen ligger i vestlig del av Barentshavet, ca. 150 km fra nærmeste land som er Sørøya i Hasvik kommune i Finnmark. Blokken der det skal bores er ikke underlagt noen tidsbegrensninger samt fiskeri- eller miljøvilkår som begrenser aktiviteten. Borestedsundersøkelser rundt brønn 7120/1-5 S avdekket forekomster av svamp i området. Ingen korallforekomster er observert. Kartleggingen av svampforekomster indikerer at svampen opptrer med relativt høy tetthet i området. Brønnen er imidlertid flyttet til en flanke bak et større skuremerke, hvor svamptettheten er meget lav. Borekaksutslipp vurderes, som følge av dette, å gi minimal påvirkning på svampkoloniene i regionen. Det er gjennomført en miljørisikoanalyse for brønn 7120/1-5 S. Analysen er gjennomført som en gap-analyse mot miljørisikoanalysen for brønn 7219/12-1 (Filicudi) i PL 533. Pelagisk sjøfugl (lunde) er dimensjonerende for risikonivået med 20 % av akseptkriteriet for Moderat miljøskade i høstsesongen. Risikonivået forbundet med leteboringen ligger således innenfor selskapets 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 10 timer, og fullt utbygget barriere vil være på plass innen 16 timer.


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 7 av 60

2 Forkortelser og definisjoner

AMAP Arctic Monitoring and Assessment Programme BAT Best Available Technique, Beste tilgjengelige teknikk. BOP Blowout preventor IR kamera Infrarødt kamera FLIR Forward Looking InfraRed - infrarødt kamera

GOR Forkortelse for gass/olje forhold. Forholdet mellom produsert gass og produsert olje i brønnen.

HOCNF Harmonized Offshore Chemicals Notification Format -økotoksikologisk dokumentasjon for kjemikalier til bruk i offshorebransjen

MD Målt dybde MIRA Metode for miljørettet risikoanalyse (OLF, 2007) MEG Monoetylenglykol MSL Mean sea level – gjennomsnittlig havnivå OBM Oil Based Mud - oljebasert borevæske

OLF Oljeindustriens landsforening (nytt navn – Norsk olje og gass, NOROG)

NOFO Norsk Oljevernforening for Operatørselskap NORSOK-standard Industristandarder for operasjoner på norsk sokkel NOROG Norsk olje og gass P&A Plug and abandonment PL Utvinningstillatelse (produksjonslisens) RKB Rotary kelly bushing - mål for posisjon på boredekk ROV Remotely Operated Vehicle SAR Search and Rescue - redningstjeneste

SEAPOP «Seabird populations» er et landsdekkende program for overvåking av sjøfugl langs hele kysten av Norge og i tilstøtende havområder

SVO Særlig Verdifulle Områder TD Totalt dyp TVD Totalt vertikalt dyp TVD RKB Totalt vertikalt dyp under boredekk VØK Verdsatt Økosystem Komponent WBM Water Based Mud - vannbasert borevæske


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 8 av 60

3 Innledning

I henhold til Aktivitetsforskriften § 66 og Forurensningsforskriften kapittel 36, søker Lundin Norway AS (LNAS) om tillatelse til virksomhet etter Forurensningsloven vedrørende boring, brønntesting og tilbakeplugging av avgrensningsbrønn 7120/1-5 S i utvinningstillatelse PL 492. Brønnen skal bores med boreriggen Leiv Eiriksson.

3.1 Rammer for aktiviteten

Lisens PL 492 ligger i region Bjørnøya Sør i Barentshavet (Figur 3-1). Lisensen er ikke underlagt noen boretidsbegrensninger eller andre spesielle krav for Barentshavet, som beskrevet i Stortingsmelding 10 (2010-11) "Oppdatering av forvaltningsplanen for det marine miljø i Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten" (Miljøverndepartementet, 2011). Lisensen ligger nord for SVO Tromsøflaket og øst for SVO Eggakanten som er underlagt særskilte betingelser med hensyn til miljøovervåkning og særskilte krav om å unngå skade på sårbare områder. (Miljøverndepartementet, 2011).

Søk nad om tillatelse etter forurensningsloven for boring av brønn7120/1 - 5 S på lisens 492

7120/1 - 5 SPL 492

Date:25 .0 8 .2016

Document no.:P492 - LUN - S - RA - 3006

Version:01

Side 9 av 60

Figur 3 - 1 . Oversikt over planlagt brønnlokasjon for brønn 7120/1 - 5 S .


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 10 av 60

4 Aktivitetsbeskrivelse

4.1 Generelt om aktiviteten

Brønnen vil bli lokalisert i lisens PL 492, og avstanden til land er ca. 155 km (Sørøya, Hasvik kommune). Vanndypet på lokasjonen er 343,5 m MSL±1 m og sjøbunnen består hovedsakelig av myk leire med innslag av sand. Formålet med brønnen er å:

Avgrense reservoaregenskapene og hydrokarbonpotensialet i Gohta-reservoaret av Permisk og Trias alder.

Brønntester vil bli vurdert gjennomført 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 2 870 m ± 50 vertikalt dyp målt fra boredekk. Basisinformasjon for brønnen er vist i Tabell 4-1. Under brønnplanleggingen har havbunnen blitt undersøkt og kartlagt for eventuelt tilstedeværelse av blant annet korallrev og svampkolonier. Den endelige brønnlokasjonen ble valgt slik at brønnen vil plasseres optimalt ift de geologiske målene, utenfor soner med risiko for grunn gass og at bunnfaunen i minst mulig grad skal bli berørt av borekaksutslipp (se Figur 8-1).

Tabell 4-1. Generell informasjon om avgrensningsbrønn 7120/1-5 S.

Parameter Verdi

Brønnidentitet 7120/1-5 S

Utvinningstillatelse PL 492

Lengde/breddegrad 71° 56' 15.974" N 20° 14' 57.369" E

UTM koordinater (ED1950 UTM Zone 34, N of 62, CM 21° East)

7 982 370 m 474 020 m

Vanndyp 343.5 m ± 1m

Avstand til land ca. 155 km

Planlagt boredyp Ca. 2952 m totalt dyp ( 2 870 m totalt vertikalt dyp)

Varighet på boreoperasjonen 50 dager uten sidesteg og brønntesting, forventet total varighet med alle opsjoner er 99 dager


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 11 av 60

4.2 Boreplan

Boreoperasjonen er planlagt gjennomført med den halvt nedsenkbare riggen Leiv Eiriksson. Hovedbrønnen skal bores vertikalt, med en opsjon for et sidesteg og inntil to brønntester, avhengig av brønnresultat. Brønnen skal plugges og forlates midlertidig etter endt operasjon. Tidligst forventede oppstart er i desember 2016.

Totalt dyp er satt til 2 870 m TVD RKB gitt funn. 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. 50 dager. Boring av eventuelt sidesteg er estimert å ta 28 dager. I tillegg søkes det om tillatelse for utslipp i forbindelse med inntil 2 brønntester i hovedbrønnen og i det mulige sidesteget. Brønntesting planlegges med en total varighet på 21 dager. Varigheten for operasjonen gitt samtlige opsjoner er estimert til 99 dager (Tabell 4-2).

Tabell 4-2. Forventet varighet for boring av brønn 7120/1-5 S, gitt ulike opsjoner.

Operasjon Varighet

Boring av hovedbrønn (discovery case) 50 dager

Opsjon for brønntesting (inntil 2 stk.) 21 dager

Opsjon for sidesteg 28 dager

Totalt gitt alle opsjoner 99 dager


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 12 av 60

Figur 4-1. Brønnskisse for hovedbrønnbrønn 7120/1-5 S.


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 13 av 60

Figur 4-2. Brønnskisse for mulig sidesteg til brønn 7120/1-5 S.


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 14 av 60

4.3 Boreprogram

Program for boring av brønn 7120/1-5 S vil bli sendt Petroleumstilsynet som vedlegg til samtykkesøknaden. En kort beskrivelse av brønnseksjonene er gitt her. Hovedbrønn 42ʺ x 36ʺ hullseksjon / 36ʺ x 30ʺ lederør Et 42” x 36” hull bores vertikalt fra sjøbunn (368.5 m fra boredekk (RKB)) til 437 m RKB. Hullet bores med sjøvann og renses periodevis med høyviskøse piller. Etter boring til planlagt dybde fortrenges hullet med 1,5 s.g. fortrengningsvæske. Lederøret (36” x 30”) installeres og støpes med

sement. Pilothull Et 9 7/8″ pilothull bores fra 30″ lederørsko på 437 m RKB til 708 m RKB. Hullet bores med sjøvann og renses periodevis med høyviskøse piller. Etter boring til planlagt dybde fortrenges hullet med 1,25 s.g. fortrengningsvæske. 26ʺ seksjon / 20ʺ 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 støping av overflaterøret installeres BOP på brønnhodet og stigerør monteres fra BOP opp til riggen. 17 ½ʺ seksjon / 13

3/8ʺ fôringsrør 17 ½ ” seksjonen bores fra 708 m til 1100 m MD (målt dyp) 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 1092 m RKB. 12 ¼ʺ seksjon / 9 5/8ʺ fôringsrør 12 ¼ ” seksjonen bores fra 1100 m til 2220 m TVD 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 9 5/8” foringsrør. 10 ¼ʺ x 8 ½ʺ seksjon / 9 5/8ʺ ekspanderbart forlengelsesrør 8 ½” seksjonen bores fra 2220 m TVD til 2400 m TVD 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. 8 ½” hullet åpnes opp til 10 ¼". Det vil installeres og støpes et ekspanderbart forlengelsesrør i hullet. 8 ½ʺ seksjon / 7ʺ forlengelsesrør 8 ½” seksjonen bores fra 2400 m TVD til totalt dyp på 2870 m totalt vertikalt dyp under boredekk (TVD RKB) med 1,15 s.g vannbasert borevæske. Dersom det skal gjennomføres en brønntest på


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 15 av 60

sekundærmålet vil det installeres et 7"-forlengelsesrør. Hvis det ikke gjennomføres en brønntest vil hullet plugges og forlates permanent. Opsjon for sidesteg Dersom det besluttes å bore et sidesteg vil hovedhullet plugges tilbake og sidesteget bores ut ved ca. 1100 m TVD RKB, rett under 13 3/8” overflaterør. Det er ikke planlagt å benytte oljebasert borevæske. Sidesteget bores først med 12 ¼" borekrone til ca. 2280 m totalt vertikal dyp (TVD). 12 ¼ ” seksjonen bores med 1,2 s.g. vannbasert borevæske. Et 9 5/8” foringsrør installeres og støpes

med sement ved ca. 2214 m TVD. En 8 ½” x 10 ¼” bores til ca. 2400 m TVD. Et ekspanderende foringsrør installeres og støpes i hullet. 8 ½” seksjonen bores deretter til ca. 2870 m totalt vertikalt dyp (TVD). Etter endt boring og logging vil brønnen plugges og forlates.

4.4 Brønntester

4.4.1 Formål med brønntestene

Det planlegges å gjennomføre inntil 2 brønntester basert på kjerneprøver, kabellogging og væskeprøver. Den første og den andre testen vil eventuelt kjøres i hovedbrønnen. Den tredje testen vil eventuelt bli utført i sidesteget avhengig av resultater i hovedbrønnen. Det understrekes at det er lite sannsynlig å gjennomføre tre tester. Formål med brønntestene vil være å:

Bestemme reservoarets produksjonsegenskaper Bekrefte reservoarets trykk og temperatur Vurdere reservoarets oppbygging (laginndeling, grenser, kontaktflater) Innsamling av representative nedihulls- og overflateprøver

En brønntest vil være avgjørende for fremtidig aktivitet, både i letefasen og avgrensningsfasen. Det poengteres at de dynamiske data som ble generert som følge av brønntestene på Edvard Grieg-feltet (16/1-10, 16/1-8 og 16/1-15) og på Johan Sverdrup-feltet (16/2-6, 16/3-4 og 16/2-11) var av avgjørende betydning for forståelsen av reservoarenes utstrekning og produksjonsegenskaper. Resultatene fra brønntestene beviser kommersiell brønn-produktivitet i disse reservoarene. Feltene ville trolig ikke blitt erklært kommersielle uten brønntester i lete- og avgrensningsfasen. En brønntest vil også i flere tilfeller kunne spare lisenser for avgrensningsbrønner. Brønntesten på 16/3-4 kombinert med 16/2-6 testen på Johan Sverdrup-feltet sparte minst én brønn ved at de viste at reservoarsanden stod i kommunikasjon med hverandre.


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 16 av 60

4.4.2 Beskrivelse av brønntestanlegget

Hensikten med en brønntest er å måle strømningsegenskapene til en hydrokarbonforekomst. Figur 4-1 viser et generisk brønntestanlegg. Valg av komponentene i testutstyret er i henhold til prinsippene for beste tilgjengelige teknikk (BAT). Beskrivelsen av hovedkomponenter er gitt nedenfor. Hovedprosess-komponenter er også beskrevet i Tabell 4-3.

Figur 4-1. Generisk brønntestanlegg. Hvite tekstbokser viser prosesskomponenter, gule viser målepunktene og rosa viser hvor forbrenningen foregår.

Brønnstrømmen kommer til overflaten via produksjonsrøret i brønnen, som er koblet til overflatetesttreet på boredekket. Testtreet er utstyrt med sikkerhetsventiler. Fra testtreet blir brønnstrømmen koblet til høytrykkslinjen til brønntestområdet via armerte, fleksible slanger. Høytrykkslinjen fra boredekket går via en nødavstengningsventil til strupeventilen (choke-manifolden) ved testeanlegget. På choke-manifolden kontrolleres åpningen på ventilen og derved strømningsraten. Væskestrømmen går fra choke-manifolden via en varmeveksler til test-separatoren. Varmeveksleren justerer temperaturen på brønnstrømmen til ønsket nivå for å oppnå effektiv separasjon av hydrokarbonfasene og vann. I separatoren skilles olje, gass og eventuelt vann. Gassen går til høytrykks-fakkel på brennerbommen. Oljen går til brennerhodet på brennerbommen, mensvann samles i en lagertank. For å sikre best mulig forbrenning ved gjennomføring av testingen vil det bli benyttet oljebrenner av typen Sea Emerald Burner. Denne brenneren anses for å være den beste tilgjengelige på markedet, med høy effektivitet og god forbrenning.


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 17 av 60

Oljemålerne kalibreres under testen ved hjelp av en kalibreringstank. Denne etablerer en korreksjonsfaktor for bestemmelse av strømningsratene av olje under testen. Korreksjonsfaktoren benyttes for å få strømningsratene fra brønnen så korrekt som mulig. I tillegg til selve prosessutstyret brukes det også atmosfæriske lagertanker for å lagre vann og annen væske som ikke kan brennes. Volumet på lagertankene vurderes for hver enkelt jobb. Disse tankene har hjelpepumper koblet opp for væskeoverføring til transporttanker som frakter væsken til land.

Figur 4-2. Et typisk brønntestanlegg om bord på riggen. Beskyttelseburet rundt anlegget benyttes for å beskytte anlegget mot kollisjoner og kranløftuhell.


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 18 av 60

Tabell 4-3. Beskrivelse av hovedkomponentene i brønntestanlegget.

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.

Kalibreringstank Lokalisert i brønntest-området Dette er en tank med kalibrert volum som brukes til å verifisere oljemålerne på test-

separatoren 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.


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 19 av 60

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. høy-

effektive)

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.

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.


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 20 av 60

Lavtrykks væskeutskiller (knock-out pot) Valgfritt 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 Valgfritt 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 Tiltak for å sikre optimal forbrenning

Brønntestene vil bli gjennomført slik at man sikrer høyeffektiv forbrenning av olje og gass for å minimalisere utslipp:

For å redusere utslippene til luft benyttes det nedihullsensorer som overfører sanntidsdata (reservoartrykk og temperatur) til riggen og gjør det mulig å optimalisere strømningsperioden og redusere varigheten på brønnstrømningen. Kortere testvarigheter betyr mindre volum av forbrent olje og gass med tilhørende utslipp til luft.

For å sikre best mulig forbrenning er det planlagt å bruke brennerhode av typen Sea Emerald Burner som har angitt forbrenningseffektivitet på >99.993% (<7 liter oljenedfall per 100 m3

brent olje). Brennerhodet har en unik konstruksjon av brennerdyser med forbedret luftinntak som sørger for dannelse av mindre oljedråper, hurtigere forbrenning og redusert risiko for oljeutfall til sjø. Det vil være mindre utfelling av olje fra brønntest enn Norsk olje og gass sin anbefalte standardfaktor (0,05%), se også kapittel 8.3.1.

Forbrenningen på brennerbom overvåkes kontinuerlig for å sørge for optimal forbrenning og umidelbar deteksjon av eventuelt oljesøl. Det overvåkes f. eks.: o Tilstrekkelig lufttilførsel o Pilotflammene på fakkel 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


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 21 av 60

Det er et overordnet mål å gjennomføre brønntesten med så små utslipp som praktisk mulig, inkludert å minimalisere røykdannelsen. Forbrenningsparameterne justeres underveis for å optimalisere forbrenningen.

Temperaturen på oljen optimaliseres under testen ved bruk av varmevekseler (coiler) for å unngå voksutfelling og redusert forbrenning.

Barrierene i forhold til oljesøl på dekk inkluderer følgende hovedmomenter:

o Automatisk prosess-nedstengingssystem ihht. NORSOK D-007. Dersom eventuell hydrokarbonlekkasje til dekk ikke blir oppdaget av det automatiske prosess-nedstengingssystemet, 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 ned i riggen sitt dreneringssystem.

o Kontinuerlig bemanning av brønntestanlegget i drift. Dette betyr fysisk tilstedeværelse til enhver tid og strengere enn for eksempel ved 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 oljedetekterende systemer vil overvåke brønntestene. Om en hendelse skulle inntreffe og olje observeres på havoverflaten vil nødvendige tiltak ihht utslippets størrelse gjennomføres.

Miljømessige aspekter i forhold til brønntesting er vurdert i kapittel 8.3.


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 22 av 60

5 Utslipp til sjø

5.1 Vurdering av kjemikalier og utslipp

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

Det planlegges bruk av vannbasert borevæske under boring av hovedbrønnen. Samtlige kjemikalier er kategoriserte 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. Vannbasert borevæske benyttet i 8 ½″ reservoarseksjonene vil tilsettes et sporstoff (natriumtiocyanat).


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 23 av 60

En samlet oversikt over forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier er vist i kapittel 13.2.

5.2.2 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 sement 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.

5.2.4 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. Vaskemiddelet som benyttes på riggen er Unitor Clean Rig HP, klassifisert som gul. Estimert forbruk er på ca. 260 liter i uka. Vaskemiddelet vil følge drensvann om bord, og enten samles opp i sloptanker for ilandføring eller renses med drensvannet før utslipp. Som et konservativt anslag anses alt forbruk å gå til utslipp.


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 24 av 60

Gjengefett Gjengefett benyttes for å beskytte gjengene ved sammenkobling av borestreng og sammenkobling av forings- og forlengelsesrør. Valg av gjengefett er basert på vurderinger av teknisk ytelse, driftstekniske erfaringer, helsemessige aspekter og miljøvurderinger. Ved sammenkobling av borestrengen (både for hovedbrønn og sidesteget) planlegges det for bruk av Jet-Lube NCS-30 ECF. Gjengefettet er kategorisert som gult med hensyn til miljøpåvirkning. Estimert forbruk i hovedbrønnen er på ca. 0,2 tonn. Utslippet anslås til 20 % av forbruket ved bruk av vannbasert borevæske. Ved sammenkobling av forings- og forlengelsesrør (både for hovedbrønn og sidesteget) planlegges det for bruk av Jet Lube Seal-Guard ECF. Dette gjengefettet er kategorisert som gult. Forbruket er estimert til 0,2 tonn per brønn og det er antatt at 10 % slipes til sjø ved boring med vannbasert borevæske.

Jet Lube Alco EP-ECF planlegges brukt til smøring av stigerørskoblinger, BOP kobling og brønnhodekobling. Anslått forbruk er ca. 23 kg med neglisjerbart utslipp til sjø. BOP-væske Riggen er en flyter og vil ha BOP-enheten på sjøbunnen. BOP-væsken som skal benyttes på riggen er Pelagic 50 BOP Fluid, og er kategorisert som gul med hensyn til miljøpåvirkning. Det er estimert et forbruk og utslipp på ca. 520 liter per uke i forbindelse med trykktesting og funksjonstesting. I tillegg vil det bli benyttet og sluppet ut opptil 2 tonn Pelagic Stack Glycol V2 (frostvæske) i uka. Produktet er kategorisert som grønt.

5.3 Borekaks

En oversikt over mengden borekaks som kan genereres under boreoperasjonen er vist i Tabell 5-1. Alt borekaks med vedheng av vannbasert borevæske planlegges å slippes til sjø.


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 25 av 60

Tabell 5-1. Samlet oversikt over planlagt mengde kaks og borevæske generert og sluppet ut fra boreoperasjonen på brønn 7120/1-5 S.

Opsjon Diameter Lengde (m) Hullvolum (m3) Utslipp av borekaks (tonn) Utslipp av borevæske

(m3)

Borevæske

fra sjøbunn fra rigg

Hovedbrønn 42” * 36” 67 60 180 411 Hi-vis sweeps

9 7/8” 271 13 40 402 Hi-vis sweeps

26” 271 79 238 727 Hi-vis sweeps

17 ½" 392 61 182 188 WBM

12 ¼” 1150 87 262 160 WBM

10 ¼” 202 11 32 40 WBM

8 ½" 475 17 52 71 WBM

P&A - - - - 200 WBM

Totalt for hovedbrønnen

2557 329 458 529 2199

Sidesteg WBM 12 ¼” 1200 91 274 180 WBM

10 ¼” 200 11 32 30 WBM

8 ½" 477 17 52 30 WBM

Totalt for WBM sidesteg

1877 119 358 240

5.4 Oljeholdig vann og sanitærvann

Drenasjevann fra ikke-forurensede områder på riggen slippes direkte til sjø. Det er installert et renseanlegg for rensing av oljeholdig drensvann på riggen under operasjonen. Denne vil samle opp alt potensielt forurenset drensvann, vaskevann og andre vannstrømmer og rense til akseptable nivåer før utslipp. Oljeholdig vann som ikke tilfredsstiller regelverkskravene vil bli sendt til land for videre behandling. Sanitærvann vil slippes ut ihht gjeldende regler.

5.5 Kjemikalier i lukket system

Kjemikalier i lukket system vil bli rapportert i årsrapporteringen dersom årlig forbruk er større enn 3000 kg. Om bord Leiv Eiriksson benyttes det flere ulike varianter av Shell Tellus hydraulikkoljer. Disse benyttes i lukkede system og slippes ikke til sjø. Det er kun Shell Tellus S2 V 32 som har forventet årsforbruk over 3000 kg (Tabell 5-2). I tillegg benyttes det kompensatorvæske i bevegelseskompensatorene til stigerør og «top drive» systemet. Årlig forbruk forventes å ligge på ca. 6500 kg.


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 26 av 60

Tabell 5-2. Årlig forbruk av kjemikalier i lukkede systemer.

Produkt Bruksområde Miljøklassifisering HOCNF Forventet årlig

forbruk, kg Forventet forbruk for operasjon, kg

Tellus S2V 32

All cranes on deck; pedestal, knuckle boom, raiser gantry crane HPU ring line Davit MOB boat, Drill-string compensator active

Svart Ja 22 000 5017

Erifon 818 TLP Riser- og Top drive kompensatorsystemer Svart Ja 6500 1800

5.6 Oversikt over beredskapskjemikalier

Av tekniske og operasjonelle grunner kan beredskapskjemikalier komme til anvendelse dersom det oppstår uventede situasjoner eller spesielle problemer. Dette er kjemikalier som ikke er planlagt brukt, men som kan bli nødvendig under operasjonen. En oversikt over beredskapskjemikalier samt kriterier og mengder for bruk knyttet til boring, brønntesting og sementering av brønn 7120/1-5 S er gitt i kapittel 13.5. Eventuell bruk og utslipp av beredskapskjemikalier vil bli rapportert i den årlige utslippsrapporten fra LNAS til Miljødirektoratet. Samtlige beredskapskjemikalier er i grønn og gul kategori.


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 27 av 60

6 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

Leiv Eiriksson har et forventet dieselforbruk på 35 m3/døgn, fordelt på 6 hovedmotorer, kjeler, nødgenerator og motorer tilhørende dekkskraner og sementenhet. Planlagt varighet for hele operasjonen, som omfatter boring av hovedbrønnen, sidesteg og brønntesting, er 99 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 dieselmotorene på Leiv Eiriksson er målt til 52,05 kg NOx/tonn drivstoff (Ocean Rig, 2015). Norsk olje og gass sine anbefalte utslippsfaktorer er benyttet for de øvrige faktorene (Norsk olje og gass, 2015). Utslippsfaktorene er som følger:

CO2: 3,17 (tonn/tonn olje) NOX: 0,05205 (tonn/tonn olje, riggspesifikk utslippsfaktor for Leiv Eiriksson) nmVOC: 0,005 (tonn/tonn olje) SOx: 0,001 (tonn/tonn olje)

Tabell 6-1. Utslipp til luft fra kraftgenerering ved boring av brønn 7120/1-5 S.

Aktivitet Varighet Dieselforbruk

(tonn) CO2

(tonn) NOX (tonn)

nmVOC (tonn)

SOX (tonn)

Boring av vertikal brønn 50 1496 4743 78 7,5 1,5

Opsjon for sidesteg 28 838 2656 44 4,2 0,8

Opsjon for brønntesting 21 628 1992 33 3,1 0,6

Totalt gitt alle opsjoner 99 2963 9391 154 14,8 3,0


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 28 av 60

6.2 Utslipp fra brønntesting

Testing av reservoarsonene omfatter en forventet brenning av inntil 1115 tonn olje og 200 000 Sm3 gass, gitt to tester. 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 7120/1-5 S.

Energivare Forbruk

Utslipp til luft (brønntesting)

CO2

(tonn) NOx

(tonn) nmVOC (tonn)

CH4

(tonn) SOx

(tonn)

Naturgass 200 000 Sm3 746 2,4 0,0 0,05 0,0

Olje (Crude) 1115 tonn 3533 4,1 3,7 0,00 3,1

Baseolje XP-07 90 tonn 285 0,3 0,3 0,00 0,3

Totalt 4565 6,9 4,0 0,05 3,4

1 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.


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 29 av 60

7 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 / utsortert brennbart avfall

Restavfall skal i utgangspunktet unngås generert på riggen. 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. LNAS har en avtale med Ascobase for basetjenester i Hammerfest og underleverandør av avfallstjenestene er SAR for alt avfall.


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 30 av 60

8 Operasjonelle miljøvurderinger

8.1 Naturressurser i influensområdet

Det er i forvaltningsplanen for Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten (Miljøverndepartementet, 2011), og underliggende rapporter gitt en grundig beskrivelse av miljøressurser som finnes i regionen. Det ble gjennomført en grunnlagsundersøkelse på Gohta-feltet i 2011 (DNV, 2011). Fugro (2016) gjennomførte en borestedsundersøkelse av området rundt den aktuelle brønnen i april 2016, som inkluderte en detaljert svampundersøkelse. En oppsummering er gitt her: Tema Beskrivelse Bunnforhold og bunnfauna

Bunnen består hovedsakelig av meget løs leire, med innslag av mer kompakte formasjoner. Isskuremerker er meget vanlige i området. Grunnlagsundersøkelser gjennomførte i området rundt brønn 7120/1-5 S viser at bunndyrsdiversiteten er høy og viser kun mindre variasjoner. Prøvene reflekterer et sunt og uforstyrret bunndyrsamfunn (DNV, 2011). Det er ingen forurensninger ved de undersøkte lokalitetene med hensyn på de kjemiske parametrene som er undersøkt, og er lik bunnfaunaen for tilsvarende felt innenfor svampbeltet i det vestlige Barentshavet (DNV 2012a; DNV 2012b; DNV 2012c; DNV 2013). Det er en jevn fordeling av svamp i hele det vestlige Barentshavet og rundt utredningsområdet for brønn 7120/1-5 S. Tettheten av svamp rundt den valgte lokasjonen til brønn 7120/1-5 S er lav (<5% dekningsgrad). Høyest tetthet av svamp er observert nord for borelokasjonen. Det er påvist flere trålspor i området rundt brønnlokasjonen.

Gjenstander på bunnen

Det er ikke funnet skipsvrak eller andre kulturminner i nærområdet rundt brønnen.

Strømforhold Strømretningene i dette området av Barentshavet påvirkes både av tilflyt av Atlantisk vann vestfra og av kyststrømmen, samt lokal vindpåvirkning

Fisk Barentshavet er leve- og oppvekstområde for en rekke økologisk og kommersielt viktige fiskebestander, deriblant torsk, lodde og sild. Hysa har gyteområde i perioden mars – juli vest for lisensen. 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.Miljørisoanalyser for boreaktiviteter i regionen viser at konsekvenser for viktige fiskebestander er neglisjerbare.

Sjøfugl Barentshavet er et viktig område for sjøfugl, og huser et betydelig antall individer og ulike arter sjøfugl gjennom året. Mange sjøfugl tilbringer mesteparten av året på sjøen i næringssøk, og er kun avhengige av å oppsøke land i hekketiden. Operasjonelt vil ikke sjøfugl påvirkes av aktiviteten, men de kan skades i tilfelle oljesøl. Sjøfugl er sårbare for både direkte og indirekte effekter av oljesøl.

Marine pattedyr Det finnes flere hvalarter innen forventet influensområde, men mange arter er kun sporadiske gjester i norske farvann. Hval har imidlertid lav sårbarhet for oljeforurensning.

Fiskerier Brønnen ligger i et område som har hatt meget lav fiskeriintensitet i perioden 2013-2015. Spesielt Verdifulle Områder (SVO)

SVO-området "Kystbeltet langs Finnmarkskysten" er innenfor influensområdet til brønnen. Dominerende strømretning for et oljeutslipp fra brønnen er østover i Barentshavet.


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 31 av 60

8.2 Kartlegging av svamp i nærområdet

Det er gjennomført en omfattende undersøkelse av svampforekomstene i området rundt brønnen (Fugro, 2016). Undersøkelsen ble gjort med ROV og gir video- og fotodokumentasjon av makrofauna langs transektene. Både denne undersøkelsen, samt tidligere undersøkelser innenfor lisensområdet, viser sporadisk forekomst av svamp over større områder. Det samme habitatet er dominerende over store deler av det vestlige Barentshavet, og har tidligere blitt observert bl.a. i PL 609, PL 533, PL490, PL 531, PL 438 og sørover forbi Snøhvit-feltet (Se bl.a. DNV (2012a-c), DNV (2013)). Det er ikke påvist noen vesentlige endringer i svampsamfunnets sammensetning i nærområdet rundt brønnen, men svampene viser sin normale flekkvise fordeling på sjøbunnen. Svampsurveyen viser tidvis høy tetthet med svamp i området. Lokasjonen har et dominerende skuremerke som skjærer gjennom området, med meget høy tetthet av svamp på nordsiden. På sydsiden er imidlertid tettheten påfallende lav. Valg av borelokasjon avhenger av flere parametre, ikke minst må brønnen posisjoneres for å nå de geologiske målene for brønnen. Brønnen skal plasseres på en så plan overflate som mulig. Brønnen skal plasseres slik at risiko for grunn gass-eksponering minimeres og skal derfor, ihht LNAS internkrav, plasseres på et seismisk linjekryss. I tillegg skal effekter på svampene på sjøbunnen minimeres. Etter grundige vurderinger ble derfor endelig posisjon for brønnen valgt. Denne er vist i Figur 8-1, og ligger ca. 150 m syd for den opprinnelige posisjonen til brønnen. Valgt område er mer enn 150 m unna nærmeste område med høy tetthet av svamp, og vil være optimalt ift å minimere skade på svampindivider. Det er ikke gjennomført brønnspesifikk modellering av utslippene for denne brønnen, men tidligere observasjoner og modelleringer av utslipp knyttet til boreoperasjoner viser at effekter av borekaks kan forventes ut til ca. 100 m fra borelokasjonen (se bl.a. Akvaplan-NIVA, 2013, Gates & Jones, 2012, Jones et al., 2006, Jones et al., 2007). Effekter på bunnfauna utenfor 100 m fra en boreoperasjon observeres sjeldent. Det er ikke identifisert rødlistede svamp eller koraller i området. Risikoreduserende tiltak knyttet til utslipp av borekaks fra brønnen er presentert i kap. 11. Utslipp av borekaks fra operasjonen vil ikke skade naturmangfoldet i området, da influensområdet fra boreoperasjonen er marginalt (< 100 m ut fra borelokasjon) sett ift habitatets utstrekning. De økonomiske konsekvensene gitt ilandføring av borekaks er betydelige. Beregninger gjennomført for brønn 7120/1-3 i PL 492 (Lundin Norway AS, 2013) estimerte tilleggskostnader på 25-50 MNOK for ilandføring av vannbasert borekaks fra en brønn i området. De samme kostnadene kan forventes å gjelde for denne brønnen.


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 32 av 60

Figur 8-1 Svamptetthet og bathymetri for området rundt brønn 7120/1-5 S. De røde ringene viser forkastede borelokasjoner, mens den grønne ringen viser foretrukket borelokasjon.


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 33 av 60

8.3 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 Kvantifisering av utslipp av olje og sot fra brønntester

Tabell 6-2 viser beregnet utslipp av sot og olje for brønn 7120/1-5 S. Estimatet er basert på utslippsfaktorer og forventet mengder forbrent olje, gass og baseolje for begge de omsøkte brønntestene. Data for de fem siste boreoperasjonene med brønntester som er gjennomført av LNAS, viser at rapportert forbruk av råolje er 48 til 86 % lavere enn estimatene fra søknadene. Det foreligger få utslippsfaktorer for sotutslipp og oljenedfall til sjø. En oppsummering fra Carbon Limits (2015) viser at utslippsfaktorer for sot fra gassfakling varierer mellom 0,167 og 0,684 g sot/Sm3 gass. Den høyeste utslippsfaktoren, 0,684 g sot/Sm3 gass, er basert på en test i laboratorium i 2011, og er faktoren som benyttes i Norges nasjonale utslippsregnskap (Carbon Limits, 2013). Den laveste utslippsfaktoren, 0,167 g sot/Sm3 gass, er basert på prøvetaking av fakkel fra et felt i North Dakota, USA, i 2015 (Carbon Limits, 2015). Variasjonen i utslippsfaktorer for sot fra oljefakling er enda større. Den eneste tilgjengelige utslippsfaktoren for fakling av olje er på 25 g sot/kg (Norsk Energi, 1994). Det skal bemerkes at denne faktoren dateres tilbake til 1994 og kan anses som ekstremt konservativ, og tar bl.a. ikke 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). For beregning av oljenedfall til sjø er Norsk olje og gass (2015) sin standardfaktor (0.05 % av oljevolumet), godt etablert på norsk sokkel. Denne faktoren er basert på tester utført på Tau i 1992 på vegne av Norsk Hydro & OLF, som igjen er vurdert av Vektor AS (2000), og anses som konservativ. Utslippene er betraktelig høyere enn estimatene fra utstyrsleverandøren (<0.007 %; Expro, 2014).


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 34 av 60

Tabell 8-1 viser beregnet utslipp av sot og oljenedfall ved bruk av de ulike utslippsfaktorene. Tallene viser både lavt og konservativt estimat. 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 7120/1-5 S.

Energivare Estimert forbruk Konservativt

Sot (tonn) Lavt – Konservativt

Oljenedfall (tonn) Lavt – Konservativt

Naturgass 200 000 Sm3 0,033 – 0,137 n/a Olje (råolje) 1115 tonn 0,39 – 27,9 0,08 – 0,6 Baseolje XP-07 90 tonn 0,031 – 2,250 < 0,05 Totalt 0,46 – 30,25 0,08 – 0,6

8.3.2 Miljøkonsekvenser knyttet til utslipp av sot og oljenedfall

Utlsipp av sot Miljøkonsekvensene av sot er relativt ukjent, men det er påvist at effekten varierer med sotens fordeling i atmosfæren, plassering av sotkilder og interaksjoner med andre stoffer som slippes ut sammen med soten (Carbon Limits, 2015; AMAP, 2015). Det er ikke identifisert spesifikke studier som er utført 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 tildekker snø og is, fører til oppvarming av overflaten. Denne soten har en tendens til å komme fra nordlige kilder. Jo lengre nord utslippskilden er, desto lavere ned i atmosfæren i de Arktiske områdene kommer sotpartiklene og dette kan lede til større oppvarmningseffekter. Det er dog ikke tilstrekkelig med informasjon tilgjengelig for å kunne kvantifisere eller evaluere denne effekten fra enkeltkilder. 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). Nedfall av olje Med de planlagte risikoreduserende tiltak for å sikre optimal forbrenning (kap. 4.4.3), forventes det ingen vesentlig miljørisiko knyttet til oljenedfall fra brønntester. Det vil under rolige værforhold kunne dannes en tynn oljefilm som følge av oljenedfall. En slik film vil være svært tynn og raskt fordampe eller dispergeres naturlig. Beredskapsfartøyene knyttet til boreoperasjonen vil overvåke havoverflaten for eventuell oljefilm under brønntestene. 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 7120/1-5 S (DNV GL, 2016), anses mulige konsekvenser for fisk som svært små/neglisjerbare.


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 35 av 60

9 Miljørisiko

9.1 Etablering og bruk av akseptkriterier

Som inngangsdata til miljørisikovurderinger og -analyser er det etablert akseptkriterier for miljørisiko for aktiviteten. For miljøressurser i området gjøres skadevurderinger uttrykt som nedgang i bestanden. Deretter beregnes tiden det tar å restituere bestanden tilbake til opprinnelig nivå. Denne restitusjonstiden benyttes som mål på miljøskade. Miljøskadefrekvenser for ulike skadekategorier vurderes opp mot selskapets akseptkriterier for miljørisiko som er vist i Tabell 9-1 (Lundin Norway AS, 2012).

Tabell 9-1. Lundin Norway AS sine akseptkriterier for forurensning fra innretningen, uttrykt som akseptabel grense for miljøskade innen gitte miljøskadekategorier.

Miljøskade Restitusjonstid Operasjonsspesifikk risikogrense per operasjon

Mindre < 1 år < 1.0 x 10-3

Moderat 1-3 år < 2.5 x 10-4

Betydelig 3-10 år < 1.0 x 10-4

Alvorlig > 10 år < 2.5 x 10-5

9.2 Inngangsdata for analysene

9.2.1 Lokasjon og tidsperiode

Det er gjennomført en miljørettet risikoanalyse (DNV GL, 2016) for brønn 7120/1-5 S. Analysen er gjennomført som en gap-analyse mot den skadebaserte miljørisikoanalyse for brønn 7219/12-1 (Filicudi) i PL 533 (DNV, 2016b). Gap-analysen og miljørisikoanalysen for referansebrønnen er gjennomført i henhold til Norsk Olje og Gass sin Veiledning for gjennomføring av miljørisikoanalyser for petroleumsaktiviteter på norsk sokkel (OLF, 2007). Miljørisikoanalysen er helårlig. For brønnen slik den er planlagt i dag vil vintersesongen 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. Det er igangsatt forvitringsstudie for Gohta-olje men studiet er ikke ferdigstilt. Det er derfor valgt å benytte Skrugard-olje (SINTEF, 2012) som referanseolje i miljørisiko- og beredskapsanalysene.


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 36 av 60

Gohta-oljen er en råolje med tetthet 837 kg/m3, lavt asfalteninnhold og middels voksinnhold. Vannopptaket er på ca. 80 %. Skrugard er en råolje med tetthet 871 kg/m3, relativt lavt asfalteninnhold og middels voksinnhold sammenlignet med andre norske råoljer. Den initielle avdampingen vil raskt medføre en oppkonsentrering av voks og asfaltener ved utslipp, som med tid vil medføre dannelse av stabile emulsjoner med lang levetid på havoverflaten. Maksimalt vannopptak er om lag 80 % ved temperatur 5 °C. Viskositeten vil øke raskt, men det forventes ikke problemer med mekanisk oppsamling av oljen med overløpsskimmer. Oljetypen viser godt potensiale for kjemisk dispergering både ved sommer- og vintertemperaturer, men tidvinduet for bruk av dispergering er relativt kort (SINTEF, 2012). Dispergerbarhetstester viser at Skrugardolje har godt potensiale for bruk av kjemiske dispergeringsmidler selv etter flere dagers forvitring på sjøen (se også kap. 10.3 ).

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 1,49 x 10-4 (Lloyd’s, 2015). Utblåsningsratene for brønn 7120/1-5 S er vist i Tabell 9-2 (Acona 2016), mens utblåsningsratene for referansebrønnen Filicudi er vist i Tabell 9-3. Det er antatt 75 dagers varighet for å bore en avlastningsbrønn (Acona, 2016). Vektet varighet for overflateutblåsning er 10,8 døgn, mens tilsvarende verdi for sjøbunnsutblåsning er 14,9 døgn. Vektet rate for overflateutblåsning fra Gohta III er 659 Sm3/døgn, og 640 Sm3/døgn for sjøbunnsutblåsning Vektet rate for overflateutblåsning fra referansebrønnen er 1827 Sm3/døgn, og 1711 Sm3/døgn for sjøbunnsutblåsning.


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 37 av 60

Tabell 9-2. Beregnede utblåsningsrater for brønn 7120/1-5 S. Overflateutblåsninger er vist i tabellen øverst, sjøbunnsutblåsninger er vist nederst.

Tabell 9-3. Rate- og varighetsfordeling for overflate- og sjøbunnsutblåsning for referansebrønn 7219/12-1.

Utslipps- lokasjon

Fordeling overflate/ sjøbunn

Rate Sm3/d

Varigheter (dager) og sannsynlighetsfordeling Sannsynlighet for raten 2 5 15 35 75

Overflate 18 %

923

53,6 % 18,5 % 16,6 % 5,5 % 5,8 %

42,0 %

1757 46,0 %

3121 1,6 %

5328 8,2 %

6453 2,3 %

Sjøbunn 82 %

1079

44,7 % 17,4 % 19,3 % 9,2 % 9,4 %

42,0 %

1332 18,0 %

1977 28,0 %

3773 9,7 %

4311 2,3 %


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 38 av 60

9.3 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 de ulike sesongene er vist i Figur 9-1 for overflateutblåsning og i Figur 9-2 for sjøbunnsutblåsning. Influensområdene er tilnærmet like for sjøbunnsutblåsning sammenliknet med overflateutblåsning. Sesongvariasjonen er markant, med størst østlig utstrekning i sommersesongen. Resultatene viser at oljen i stor grad spres i sørøstlig retning inn mot Finnmarkskysten. Treffsannsynlighethen langs Finnmarkskysten ligger i området 5-35 %. 95-persentilen for strandet emulsjonsmengde er høyest i sommersesongen med 576 tonn.


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 39 av 60

Figur 9-1. Sesongvise sannsynligheter for treff av mer enn 1 tonn olje i 10×10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra referansebrønn 7219/12-1. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter, og anses for dekkende for brønn 7120/1-5 S. 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.


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 40 av 60

Figur 9-2. Sesongvise sannsynligheter for treff av mer enn 1 tonn olje i 10×10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra referansebrønn 7219/12-1. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter, og anses for dekkende for brønn 7120/1-5 S. 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.


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 41 av 60

9.4 Naturressurser inkludert i miljørisikoanalysen

Utvalgte VØKer for miljørisikoanalysen er vist i Tabell 9-4 og Tabell 9-5. Fordeling av bestander av ulike arter er presentert i miljørisikoanalysen (DNV GL, 2016). Det er benyttet de mest oppdaterte sjøfugl-datasettene for region Barentshavet (Seapop 2013; Seapop 2015). Det er ikke benyttet lyslogger-datasett for lomvi i foreliggende studie, da disse har tyngdepunkt betdelig lengre øst i Barentshavet enn brønnlokasjonen.. Lokasjonen til brønn 7120/1-5 S ligger så langt sør i Barentshavet til at det anses som lite sannsynlig at oljen vil spres så langt nord som til iskanten i tilfelle utblåsning fra brønnen. Ismåke og andre arter med tilknytning til iskanten er derfor ikke vurdert som relevante som VØKer i foreliggende analyse. Torsk og lodde definert som verdsatte økosystem komponenter (VØK) i miljørisikoanalysen. Modellering av oljedrift etter utblåsning for referansebrønnen viste vannsøylekonsentrasjoner (THC-koncentrasjoner) under effektgrensen for fisk (100 ppb). Miljørisikoanalysen viser ingen sannsynlighet for tapsandeler over 0,5 % i noen av sesongene. Mulige konsekvenser anses derfor som neglisjerbare.

Tabell 9-4 Utvalgte VØKer marine pattedyr for miljørisikoanalysen for brønn 7120/1-5 S.

Navn Latinsk navn Rødlista

Havert Halichoerus grypus LC

Steinkobbe Phoca vitulina LC

Oter Lutra lutra VU

VU – Sårbar, LC – Livskraftig


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 42 av 60

Tabell 9-5. Utvalgte VØKer sjøfugl for miljørisikoanalysen for brønn 7120/1-5 S (Seapop, 2013; Seapop, 2015; Artsdatabanken (rødliste), 2015).

Navn Latinsk navn Rødlista Tilhørighet

Alke Alca torda EN Pelagisk sjøfugl (åpent hav) Alkekonge Alle alle -

Gråmåke Larus argentatus LC

Havhest Fulmarus glacialis EN

Havsule Morus bassanus LC

Krykkje Rissa tridactyla EN

Lomvi Uria aalge CR

Lunde Fratercula arctica VU

Polarlomvi Uria lomvia EN

Polarmåke Larus hyperboreus -

Svartbak Larus marinus LC

Alke

Alca torda EN Kystnære sjøfugl

Fiskemåke Larus canus NT

Gråmåke Podiceps grisegena LC

Havhest Fulmarus glacialis EN

Havsule Morus bassanus LC

Islom Gava immer -

Krykkje Rissa tridactyla EN

Laksand Mergus merganser LC

Lomvi Uria aalge CR

Lunde Fratercula arctica VU

Makrellterne Sterna hirundo EN

Polarlomvi Uria lomvia EN

Polarmåke Larus hyperboreus -

Praktærfugl Somateria spectabilis -

Rødnebbterne Sterna paradisaea LC

Siland Mergus serrator LC

Smålom Gavia stellata LC

Stellerand Pollysticta stelleri VU

Storskarv Phalacrocorax carbo LC

Svartbak Larus marinus LC

Teist Cepphus grylle VU

Toppskarv Phalacrocorax aristotelis LC

Ærfugl Somateria molissima NT NT – Nær Truet, EN – Sterkt Truet, CR – Kritisk Truet, VU – Sårbar, LC – Livskraftig

Søk nad om tillatelse etter forurensningsloven for boring av brønn7120/1 - 5 S på lisens 492

7120/1 - 5 SPL 492

Date:25 .0 8 .2016

Document no.:P492 - LUN - S - RA - 3006

Version:01

Side 43 av 6 0

9.5 Miljørisiko knyttet til aktiviteten

Miljørisikoanal ysen for brønn 7120/1 - 5 S konkluder e r med at pelagisk sjøfugl er utsatt for høyestmiljørisiko. Høyeste miljørisiko utgjør 20 % av akseptkriteriet for moderat miljøskade for lunde ihøstse songen. Risikoen for øvrig sjøfugl, marine pattedyr og strandhabitat er lavere. Figur 9 - 3 visermiljørisiko for VØK gruppene pelagisk sjøfugl (åpent hav), kystnær sjøfugl, marine pattedyr ogstrandhabitater for hhv. vår - , sommer - , høst og vintersesongen. Analysen viser at risikoen knyttet tilboring av brønn 7120/1 - 5 S ligger innenfor selskapets akseptkriterier.

Figur 9 - 3 . Miljørisiko forbundet med brønn 7120/1 - 5 S , angitt som andel av akseptkriteriet for hver VØK -gruppe uavhengig av sesong. Figuren viser maksimalt utslag innen hver skadekategori uavhengig av art.


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 44 av 60

10 Beredskap mot akutt forurensning

10.1 Krav til oljevernberedskap

LNAS 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

Dimensjonerende hendelse er et overflateutslipp på 659 Sm3 olje/døgn, med en varighet på 10,8 dager. Hendelsen er beregnet fra vektet rate og vektet varighet. Ut fra oljens forvitringsegenskaper (SINTEF, 2012), vær- og vindforhold i de ulike årstidene (DNV GL, 2016), 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). Både Gohta og Skrugard råolje forventes å være egnet for bekjempelse med lenser og ordinære overløpsskimmere i barriere 1a og 1b i alle sesonger, gitt at oljen har forvitret mer enn 9 timer ved sommerforhold (vindstyrke: 5 m/s, sjøtemperatur 5 °C), og mer enn 3 timer ved vinterforhold (vindstyrke: 10 m/s, sjøtemperatur 5 °C) for optimal mekanisk oppsamling av olje (viskositet > 1000 cP) (SINTEF, 2012). For en overflateutblåsning er behovet beregnet til 1 NOFO-system for barriere 1a og 1 NOFO-system i barriere 1 b, totalt 2 NOFO-systemer, i alle sesonger.


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 45 av 60

Tabell 10-1. Vurdering av systembehov for oljevernberedskap for boring av brønn 7120/1-5 S.

Parameter Vår Sommer Høst Vinter*

Vektet utblåsningsrate (Sm3/d) 659 659 659 659

Fordampning etter 3 timer/9 timer på sjø 7 % 8 % 7 % 7 %

Nedblanding etter 3 timer/9 timer på sjø 5 % 1 % 5 % 5 %

Vannopptak etter 3 timer/9 timer på sjø (%) 63 % 60 % 63 % 63 %

Viskositet etter 3 timer/9 timer på sjø (cP) 928 839 928 928

Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1a (Sm3/d) 1567 1499 1567 1567

Opptakskapasitet (Sm3/d) 2400 2400 2400 2400

Behov for NOFO-systemer i barriere 1a 0,7 (1) 0,6 (1) 0,7 (1) 0,7 (1)

Fordampning etter 12 t (%) 13 % 9 % 13 % 13 %

Nedblanding etter 12 t (%) 17 % 1 % 17 % 17 %

Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) 79 % 68 % 79 % 79 %

Viskositet etter 12 timer på sjø (cP) 4580 1440 4580 4580

Opptakskapasitet (Sm3/d) 2400 2400 2400 2400

Emulsjonsmengde til barriere 1b (Sm3/d) 979 549 1179 1479

Behov for NOFO-systemer i barriere 1b 0,4 (1) 0,2 (1) 0,5 (1) 0,6(1)

Samlet effektivitet av barriere 1a og 1b 69 % 81 % 60 % 46 %

Totalt behov barriere 1a og 1b 2 2 2 2 * Forventet boreperiode.

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 16 timer (Tabell 10-2). Første system benytter OR-fartøy fra Goliat (Esvagt Aurora) og har RS Sørvær som slepefartøy, systemet vil være operativt innen 10 timer. Andre system er Stril Barents som opererer ut fra Hammerfest eller Goliat og kan benytte RS Båtsfjord som slepefartøy, responstid for systemet er 16 timer.

Tabell 10-2. Responstider for de to første ankomne NOFO-fartøyene og slepefartøyene til brønn 7120/1-5 S(DNV GL, 2016).

NOFO system nr.

Oljevernfartøy Slepebåt Responstid (t)

1 Goliat (Esvagt Aurora) RS Sørvær 10 2 Hammerfest (Stril Barents) RS Båtsfjord 16

I henhold til LNAS sine ytelseskrav og veiledningen til Norsk olje og gass skal fullt utbygd barriere 1a være på plass senest innen korteste drivtid til land (4,9 døgn – 100 persentil), mens barriere 1b skal være på plass innen 95 persentil av korteste drivtid til land (16 døgn). Med de oppgitte responstidene er ytelseskravene tilfredsstilt med god margin.


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 46 av 60

Med tanke på kystnær beredskap er det, basert på oljedriftsmodelleringene, beregnet et dimensjonerende totalt strandingsvolum (95 persentil) på 162 tonn emulsjon (forutsatt effekt av barriere 1a og 1b). Forutsatt vektet varighet av utslippet (10,8 døgn) gir dette en døgnrate på 15 tonn emulsjon/døgn. 95 persentil av korteste drivtid til land er 16 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 16 døgn.

10.3 Dispergering

Hovedstrategi for bekjempelse av et eventuelt oljeutslipp fra brønn 7120/1-5 S er mekanisk opptak. Det er tatt utgangspunkt i en oljetype som er lik Skrugard 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 24 timer og med lav/ dårlig dispergerbarhet etter dette (SINTEF, 2012). Ved sommertemperatur (10 °C) og rolige vindforhold (5 m/s) forventes det at oljen på havoverflaten er kjemisk dispergerbar frem til 12 timer etter utslippstart med redusert evne i resten av studiens varighet (5 døgn). 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

LNAS 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 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.


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 47 av 60

10.5 Forslag til beredskap mot akutt forurensning

Basert på anbefalinger i beredskapsanalysen er LNAS sin foreslåtte havgående beredskap som vist under:

- Første system innen 10 timer - Andre system (og fullt utbygd barriere) innen 16 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 16 døgn være i stand til å håndtere 15 tonn emulsjon/døgn (vårsesongen). Ytterligere detaljering av systemer og ressurser vil fremgå av oljevernplanen som ferdigstilles før oppstart.


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 48 av 60

11 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 en åpen og en lukket sone. Vann fra områder som i utgangspunktet er uforurensede ledes til en olje-i-vann måler. Dersom vanninnholdet er mindre enn 15 ppm slippes det direkte til sjø. Dersom vannet er forurenset ledes det til sloptanken for videre rensing. Ert sloprenseanlegg renser alt vann som samles opp. Vann som ikke tilfredsstiller krav til oljeinnhold vil ikke slippes til sjø.

Visuell overvåkning av bulkoperasjoner som kan forårsake forurensning til sjø.

Beredskapsfartøyet er utstyrt med oljedetekterende systemer, for å detektere og spore eventuell oljeforurensning på havoverflaten.

Risikoreduserende tiltak for borekaksutslipp:

Brønlokasjonen er plassert optimalt ift å unngå skade på områder med høy tetthet av svamp

Ankertrasseene vil inspiseres med ROV før installering av ankre og disse vil legges for å unngå skade på områder med høy tetthet av svamp


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 49 av 60

12 Referanseliste

Acona (2016). Blowout and dynamic wellkill simulations. GOHTA 3 - EXPLORATION WELL 7120/1-5 S (PL492), Rev 0 – 6th July 2016. Report from Acona Flow Technology AS.

Akvaplan-NIVA (2013). Visuell kartlegging av havbunnen på PL 492-Gohta, med spesielt fokus på forekomster av svamp. APN-rapport 6142-1. 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 (2011). BASELINE SURVEYS JUKSA, GERES AND GOTHA 2011. REPORT NO./DNV REG NO.: 2012-0432 / 13DO39S-18. REV 01, 2012-03-29. DNV (2012a). Baseline survey Salina 2011. DNV-report 2012-0447/ 13DO39S-20. DNV (2012b). Baseline survey Darwin 2011. DNV-report 2012-0448/ 13DO39S-21. DNV (2012c). Baseline survey at Havis, Skrugard appraisal and Ensis 2011. DNV-report 2012-0452/ 13DO39S-22. DNV (2013). Grunnlagsundersøkelser i Barentshavet 2012. DNV-report 2013-1268/ 14MSJXA-21. DNV GL (2016). Referansebasert miljørisikoanalyse (MRA) og beredskapsanalyse (BA) for avgrensningsbrønn 7120/1-5 S Gohta III i PL492 i Barentshavet. 2016-0673, Rev 01. DNV GL (2016b). Miljørisikoanalyse (MRA) og beredskapsanalyse (BA) for letebrønn 7120/1-5 S Filicudi i PL 492 i Barentshavet. Rapport nr. 2016-0317, rev 01. Expro (2014). Expro equipment sales - Sea Emerald Burner technology. Fugro (2016). SITE SURVEY AT GOHTA PL 492/ NCS BLOCK 7120/2 LN16302. Fugro EMU/Report (in press). Gates AR, Jones DOB (2012) Recovery of Benthic Megafauna from Anthropogenic Disturbance at a Hydrocarbon Drilling Well (380 m Depth in the Norwegian Sea). PLoS ONE 7(10): e44114. doi:10.1371/journal.pone.0044114

http://www.artsportalen.artsdatabanken.no/


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 50 av 60

Jones, DOB, Hudson, IR, and Bett, BJ. (2006). Effects of physical disturbance on the cold-water megafaunal communities of the Faroe–Shetland Channel. Mar Ecol Prog Ser, Vol. 319: 32-54, 2006. Jones, DOB, Wigham, BD, Hudson IR, and Bet, BJ (2007). Anthropogenic disturbance of deep-sea megabenthic assemblages: a study with remotely operated vehicles in the Faroe-Shetland Channel, NE Atlantic. Marine Biology, Vol. 151, Issue 5, pp. 1731-1741. Lloyd’s (2015). Blowout and well release frequencies based on SINTEF offshore blowout database 2014.

Report no: 19101001-8/2015/R3. Rev: Draft A. Dated 25 February 2015. Lundin Norway AS (2012). Risk Acceptance Criteria for Operations on the Norwegian Continental Shelf, 90000-LUNAS-S-FD-0001. Lundin Norway AS (2013). Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for boring av brønn 7120/1-3 i lisens 492. Doc. No: P492-LUN-S-RA-3001 Miljøverndepartementet (2007). Regjeringens miljøpolitikk og rikets miljøtilstand. Stortingsmelding 26 (2006-07). 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. Ocean Rig (2015). Leiv Eiriksson Rig Specific Measurement Program. Doc. nr. 009-PLN-0049. Saffaripour et al. (2013). A numerical and experimental study of a laminar sooting coflow Jet-A1 diffusion flame. Proceedings of the Combustion Institute.

Seapop (2013). Sjøfugl åpent hav. Utbredelsen av sjøfugl i norske og tilgrensende havområder.

Seapop (2015). Rådata innhentet for konsentrasjoner av kystnære sjøfuglarter fra Norsk Institutt for Naturforskning ved Geir Systad, mars/april 2015.

SINTEF, 2012. Skrugard crude oil – weathering studies. Oil properties related to oil spill response. SINTEF A22589. Vektor AS (2000). Status Report - Environmental Developments in Well testing.


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 51 av 60

13 Vedlegg

13.1 Oppsummering av forbruk og utslipp av kjemikalier

Tabell 13-1. Forbruk og utslipp av samtlige kjemikalier for boring av brønn 7120/1-5 S, inkludert opsjoner for sidesteg og brønntester.

Aktivitet


Grønne kjemikalier


Gule kjemikalier

Gul/Y1 Y2 Gul/Y1 Y2

Hovedbrønnen 2447 158 67 1403 53 25

Sidesteg 1131 97 46 187 21 9

Brønntesting 419 88 0 419 11 0

Totalt 3996 343 113 2009 85 34

Tabell 13-2. Forbruk og utslipp av samtlige kjemikalier for boring av hovedbrønnen.

Bruksområde


Grønne kjemikalier


Gule kjemikalier

Gul/Y1 Y2 Gul/Y1 Y2

Borevæsker 1924 132 66 1365 49 25

Sementeringskjemikalier 509 23 1 24 1 0

Riggkjemikalier 14 3 0 14 3 0

Totalt 2447 158 67 1403 53 25

Tabell 13-3. Forbruk og utslipp av samtlige kjemikalier for boring av sidesteg (opsjon) med oljebasert borevæske i alle seksjoner.

Bruksområde


Grønne kjemikalier


Gule kjemikalier

Gul/Y1 Y2 Gul/Y1 Y2

Borevæsker 738 91 45 156 19 9

Sementeringskjemikalier 385 4 0 23 0 0


Totalt 1131 97 46 187 21 9


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 52 av 60

Tabell 13-4. Forbruk og utslipp av samtlige kjemikalier for opsjon for brønntesting.

Bruksområde


Grønne kjemikalier


Gule kjemikalier

Gul/Y1 Y2 Gul/Y1 Y2


Brønntestkjemikalier 413 87 0 413 10 0

Totalt 419 88 0 419 11 0


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 53 av 60

13.2 Planlagt forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier

Tabell 13-5. Planlagt forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier for hovedbrønnen inklusiv P&A. Produktnavn Funksjon Forbruk

(MT) Utslipp (MT) Sammensetning (%) Forbruk (MT) Utlsipp (MT)

Grønn Gul/Y1 Gul Y2 Grønn

Gul/Y1 Gul Y2 Grønn Gul/ Y1 Gul Y2

BARAZAN Viscosity 12,344 7,412 100 % 0 % 0 % 12,344 0,000 0,000 7,412 0,000 0,000

Barite Weight agent

1274,624 948,854 100 % 0 % 0 % 1274,624 0,000 0,000 948,854 0,000 0,000

BaraCor W-674 (optional)

Shale inhibition

65,813 24,713 20 % 80 % 0 % 13,163 52,650 0,000 4,943 19,770 0,000

Bentonite Viscosifier 128,775 128,775 100 % 0 % 0 % 128,775 0,000 0,000 128,775 0,000 0,000

DEXTRID E Fluid Loss 64,108 31,228 100 % 0 % 0 % 64,108 0,000 0,000 31,228 0,000 0,000

GEM GP Shale inhibition

78,975 29,655 0 % 100 % 0 % 0,000 78,975 0,000 0,000 29,655 0,000

KCl Salt 412,047 231,207 100 % 0 % 0 % 412,047 0,000 0,000 231,207 0,000 0,000

PAC Fluid Loss 12,288 8,634 100 % 0 % 0 % 12,288 0,000 0,000 8,634 0,000 0,000

PERFORMATROL (optional)

Shale inhibition

65,813 24,713 0 % 0 % 100 % 0,000 0,000 65,813 0,000 0,000 24,713

Soda Ash Alkalinity / pH

6,500 4,445 100 % 0 % 0 % 6,500 0,000 0,000 4,445 0,000 0,000

Sodium thiocyanate tracer 0,200 0,100 0 % 100 % 0 % 0,000 0,200 0,000 0,000 0,100 0,000

Total 2121,287 1439,636 1923,849 131,625 65,813 1365,498 49,425 24,713


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 54 av 60

Tabell 13-6. Planlagt forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier for sidesteg.

Produktnavn Funksjon Forbruk (MT) Utslipp (MT)

Sammensetning (%) Forbruk (MT) Utlsipp (MT)

Grønn Gul/Y1 Gul Y2

Grønn Gul/Y1 Gul Y2 Grønn Gul/ Y1 Gul Y2

BARAZAN Viscosity 5,450 1,125 100 % 0 % 0 % 5,450 0,000 0,000 1,125 0,000 0,000

Barite Weight agent 474,285 101,850 100 % 0 % 0 % 474,285 0,000 0,000 101,850 0,000 0,000

BaraCor W-674 (optional)

Shale inhibition

45,413 9,375 20 % 80 % 0 % 9,083 36,330 0,000 1,875 7,500 0,000

DEXTRID E Fluid Loss 36,330 7,500 100 % 0 % 0 % 36,330 0,000 0,000 7,500 0,000 0,000

GEM GP Shale inhibition

54,495 11,250 0 % 100 % 0 % 0,000 54,495 0,000 0,000 11,250 0,000

KCl Salt 199,815 41,250 100 % 0 % 0 % 199,815 0,000 0,000 41,250 0,000 0,000

PAC Fluid Loss 10,899 2,250 100 % 0 % 0 % 10,899 0,000 0,000 2,250 0,000 0,000

PERFORMATROL (optional)

Shale inhibition

45,413 9,375 0 % 0 % 100 % 0,000 0,000 45,413 0,000 0,000 9,375

Soda Ash Alkalinity / pH

2,271 0,469 100 % 0 % 0 % 2,271 0,000 0,000 0,469 0,000 0,000

Sodium thiocyanate tracer 0,200 0,100 0 % 100 % 0 % 0,000 0,200 0,000 0,000 0,100 0,000

Total 874,569 184,544 738,132 91,025 45,413 156,319 18,850 9,375


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 55 av 60

Tabell 13-7. Forbruk og utslipp av brønntestkjemikalier.

Produktnavn Funksjon Forbruk (MT)

Utslipp (MT)

Sammensetning (%) Forbruk (MT) Utlsipp (MT)

Grønn Gul/Y1 Gul Y2 Grønn Gul/Y1 Gul Y2 Grønn Gul/Y1 Gul Y2

BARACARB Bridging Agent

3,000 3,000 100 % 0 % 0 % 3,000 0,000 0,000 3,000 0,000 0,000

BARAKLEAN DUAL

Surfactant 10,000 10,000 27 % 73 % 0 % 2,655 7,345 0,000 2,655 7,345 0,000

BARAKLEAN GOLD

Surfactant 5,000 5,000 70 % 30 % 0 % 3,500 1,500 0,000 3,500 1,500 0,000

Barazan Viscosifier 1,000 1,000 100 % 0 % 0 % 1,000 0,000 0,000 1,000 0,000 0,000

NaCl Brine @ 1.20sg

Salt / Brine 402,500 402,500 100 % 0 % 0 % 402,500 0,000 0,000 402,500 0,000 0,000

Sourscav H2S scavenger

0,625 0,625 0 % 100 % 0 % 0,000 0,625 0,000 0,000 0,625 0,000

Starcide Biocide 0,625 0,625 0 % 100 % 0 % 0,000 0,625 0,000 0,000 0,625 0,000

XP-07 Base Oil Base Oil 77,000 0,000 0 % 100 % 0 % 0,000 77,000 0,000 0,000 0,000 0,000

Total 499,750 422,750 412,655 87,095 0,000 412,655 10,095 0,000


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 56 av 60

13.3 Planlagt forbruk og utslipp av sementeringskjemikalier

Tabell 13-8. Planlagt forbruk og utslipp av sementeringskjemikalier for hovedbrønnen.

Produkt Funksjon Forbruk

(MT) Utslipp (MT)

Sammensetning (%) Forbruk (MT) Utslipp (MT)


BARITE Weighting Agent

61,257 2,686 100 % 0 % 0 % 61,257 0,000 0,000 2,686 0,000 0,000

BridgeMaker I and II LCM Package

Lost Circulation Material

5,199 0,224 54 % 46 % 0 % 2,800 2,399 0,000 0,121 0,103 0,000

CALCIUM CHLORIDE

Salt 5,358 0,113 100 % 0 % 0 % 5,358 0,000 0,000 0,113 0,000 0,000

Cement Class G with EZ-Flo II

Cement 322,085 17,584 100 % 0 % 0 % 322,085 0,000 0,000 17,584 0,000 0,000

CFR-8L Dispersant 3,346 0,148 64 % 36 % 0 % 2,141 1,205 0,000 0,095 0,053 0,000 D-AIR 1100L NS

Defoamer 0,788 0,035 0 % 100 % 0 % 0,003 0,785 0,000 0,000 0,035 0,000

ECONOLITE LIQUID

Extender 0,052 0,052 100 % 0 % 0 % 0,052 0,000 0,000 0,052 0,000 0,000

GASCON 469 Gas-Control 16,755 0,678 100 % 0 % 0 % 16,755 0,000 0,000 0,678 0,000 0,000

Halad-300L NS Fluid Loss 9,581 0,186 91 % 0 % 9 % 8,752 0,009 0,820 0,170 0,000 0,016

Halad-350L Fluid Loss 3,826 0,144 85 % 7 % 7 % 3,264 0,282 0,280 0,123 0,011 0,011


HR-4L Retarder 3,065 0,133 100 % 0 % 0 % 3,065 0,000 0,000 0,133 0,000 0,000

HR-5L Retarder 0,643 0,071 100 % 0 % 0 % 0,643 0,000 0,000 0,071 0,000 0,000 MUSOL SOLVENT

Mutual solvent 0,536 0,033 0 % 100 % 0 % 0,000 0,536 0,000 0,000 0,033 0,000

RM-1NS Cement Additive

0,357 0,017 100 % 0 % 0 % 0,357 0,000 0,000 0,017 0,000 0,000

SEM 8 Emulsifier 0,607 0,038 0 % 100 % 0 % 0,000 0,607 0,000 0,000 0,038 0,000 Tuned Light XL Blend series

Cement 90,095 1,399 82 % 18 % 0 % 73,815 16,280 0,000 1,146 0,253 0,000

Tuned Spacer E plus

Spacer Additive 4,995 0,225 100 % 0 % 0 % 4,995 0,000 0,000 0,225 0,000 0,000

WellLife 734-C LCM 0,616 0,068 100 % 0 % 0 % 0,616 0,000 0,000 0,068 0,000 0,000

Sum 532,535 24,122 508,538 22,897 1,100 23,502 0,594 0,026


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 57 av 60

Tabell 13-9. Forbruk og utslipp av sementeringskjemikalier for opsjonen for sidesteg.

Produkt Funksjon Forbruk

(MT) Utslipp (MT)

Sammensetning (%) Forbruk (MT) Utslipp (MT)


BARITE Weighting Agent

62,618 3,852 100 % 0 % 0 % 62,618 0,000 0,000 3,852 0,000 0,000

Cement Class G with EZ-Flo II

Cement 301,945 17,977 100 % 0 % 0 % 301,945 0,000 0,000 17,977 0,000 0,000

CFR-8L Dispersant 3,832 0,188 64 % 36 % 0 % 2,452 1,380 0,000 0,120 0,068 0,000 D-AIR 1100L NS

Defoamer 0,801 0,049 0 % 100 % 0 % 0,003 0,798 0,000 0,000 0,049 0,000

GASCON 469 Gas-Control 4,961 0,233 100 % 0 % 0 % 4,961 0,000 0,000 0,233 0,000 0,000


HR-4L Retarder 0,556 0,049 100 % 0 % 0 % 0,556 0,000 0,000 0,049 0,000 0,000

HR-5L Retarder 0,602 0,064 100 % 0 % 0 % 0,602 0,000 0,000 0,064 0,000 0,000 MUSOL SOLVENT

Mutual solvent 0,268 0,017 0 % 100 % 0 % 0,000 0,268 0,000 0,000 0,017 0,000

RM-1NS Cement Additive

0,396 0,025 100 % 0 % 0 % 0,396 0,000 0,000 0,025 0,000 0,000

SCR-100 L NS Retarder 1,77 0,063 80 % 0 % 20 % 1,416 0,000 0,354 0,050 0,000 0,013

SEM 8 Emulsifier 0,304 0,019 0 % 100 % 0 % 0,000 0,304 0,000 0,000 0,019 0,000 Tuned Spacer E plus

Spacer Additive 5,76 0,36 100 % 0 % 0 % 5,760 0,000 0,000 0,360 0,000 0,000

WellLife 734-C Tensile Strength

0,308 0,034 100 % 0 % 0 % 0,308 0,000 0,000 0,034 0,000 0,000

Sum 389,253 23,171 384,942 3,957 0,354 22,949 0,209 0,013


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 58 av 60

13.4 Planlagt forbruk og utslipp av riggkjemikalier

Tabell 13-10. Forbruk og utslipp av riggkjemikalier for boring av hovedbrønnen.

Handelsnavn Funksjon Forbruk

(tonn) Utslipp (tonn)

%-andel stoff i kategori Forbruk (tonn) Utslipp (tonn)

Grønn Gul/Y1 Y2 Grønn Gul/Y1 Y2 Grønn Gul/Y1 Y2

Unitor Clean Rig HP Vaskemiddel 2,0 2,0 87 % 13 % 0 % 1,8 0,3 0 1,8 0,3 0

Pelagic Stack Glycol V2 Hydrat preventor 10,8 10,8 100 % 0 % 0 % 10,8 0,0 0 10,8 0,0 0

Pelagic 50 BOP Fluid BOP-kontrollvæske 4,1 4,1 39 % 61 % 0 % 1,6 2,5 0 1,6 2,5 0

JET-LUBE ALCO EP – ECF Gjengefett 0,02 0 0 % 100 % 0 % 0,0 0,0 0 0,0 0,0 0

JET-LUBE Sealguard ECF Gjengefett 0,2 0,02 2 % 98 % 0 % 0,0 0,2 0 0,0 0,0 0

JET-LUBE NCS-30 ECF Gjengefett 0,2 0,04 1 % 99 % 0 % 0,0 0,2 0 0,0 0,0 0

Totalt 17,3 17,0 14,2 3,1 0 14,2 2,8 0

Tabell 13-11. Forbruk og utslipp av riggkjemikalier for boring av sidesteg.










Totalt 9,7 9,5 7,9 1,7 0 7,9 1,6 0


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 59 av 60

Tabell 13-12. Forbruk og utslipp av riggkjemikalier for opsjon for brønntesting.










Totalt 7,3 7,1 6,0 1,3 0 6,0 1,2 0


7120/1-5 S

PL 492

Date:

25.08.2016

Document no.:

P492-LUN-S-RA-3006

Version:

01

Side 60 av 60

13.5 Beredskapskjemikalier

Tabell 13-13. Beredskapskjemikalier for borevæsker brønn 7120/1-5 S.

Chemical Function Classification Estimate

usage (KG)

Reason for Usage

BARACARB (all grades) LCM PLONOR 15000 Incase of losses

BAROFIBRE (all grades) LCM PLONOR 1450 Incase of severe losses

BAROLIFT E (all grades) LCM PLONOR 1500 Incase of severe losses

Barazan Viscosifier PLONOR 2000 Additional sweep pills to clean the hole

BARO-LUBE NS Lubricant YELLOW 8000 If high torque is encountered

Citric Acid Alkalinity control PLONOR 3000 To create 'green' cement in pitroom

MEG Other PLONOR 5000 Hydrate supression

Mica LCM PLONOR 5000 Incase of severe losses

NF-6 De-foamer YELLOW 400 Use is brine if foaming

N-FLOW 325 Stuck Pipe YELLOW 4000 If drillstring get stuck in hole

OXYGON Oxygen Scavenger YELLOW 1000 Use for corrotion inhibition if well is temp. P&A

Sodium Bicarbonate Alkalinity control PLONOR 5000 The treat fluid if cement contaminated

TorqueSeal LCM PLONOR 15000 Incase of severe losses

Sodium Bromide Salt PLONOR 25000 Slug drill pipe

SureSeal LCM PLONOR 10000 Incase of severe losses

SOURSCAV H2S scavenger YELLOW 2000 For H2S prevention in backloaded slops

STARCIDE Biocide YELLOW 2000 For H2S prevention in backloaded slops

STOPPIT LCM PLONOR 8000 Incase of severe losses

STEELSEAL (all grades) LCM PLONOR 15000 Incase of losses

Sugar Cement treatment PLONOR 2000 To create 'green' cement in pitroom

SUSPENTONE Rheology modifier YELLOW 4000 Use if additional suspention os required in the OBM

section

WALL-NUT (all grades) LCM PLONOR 5000 Incase of severe losses

STOP-LOSS LCM PLONOR 5000 Incase of severe losses

Frac-seal LCM PLONOR 5000 Incase of severe losses

Documents

Brønn: 7120/1-5 S