Wintershall:Søknad om utslippstillatelse

SØKNAD OM TILLATELSE
TIL VIRKSOMHET ETTER
FORURENSNINGSLOVEN FOR
BORING AV BRØNN 16/1-19S
AMOL & 20S ASHA EAST,
PL 457

Søknad om tillatelse til virksomhet etter Forurensningsloven
for PL457 Amol/Asha East
Document last updated 12-06-2013 14:11 CEST

Søknad om tillatelse til virksomhet etter Forurensningsloven for PL457 Amol/Asha
East
1 Innledning og oppsummering 1
1.1 Forkortelser 2
2 Lokasjonsbeskrivelse 3
2.1 Geografisk lokasjon av brønnen 3
2.2 Miljømessig vudering av lokasjonene 5
2.2.1 Havbunnsundersøkelse 5
2.2.2 Fysiske forhold 5
2.3 Naturressurser og sårbarhet 7
2.3.1 Fisk 7
2.3.2 Sjøfugl 9
2.3.3 Pattedyr 10
2.3.4 Koraller og annen sårbar bunnfauna 10
3 Planlagte utslipp til sjø 11
3.1 Sammendrag av omsøkte utslipp 11
3.2 Borekaks, bore-og brønnkjemikalier 12
3.2.1 Sammendrag 12
3.2.2 Borevæskeprogram 15
3.2.3 Kjemikalier i sement 16
3.2.4 Kjemikalier for brønnopprenskning og testing 17
3.2.5 Beredskapskjemikalier 17
3.3 Riggkjemikalier 18
3.3.1 BOP - kontrollvæske 18
3.3.2 Vaskekjemikalier 18
3.3.3 Gjengefett 18
3.3.4 Kjemikalier i lukket system 18
3.4 Rensing av oljeholdig spillvann 19
3.5 Sanitærvann og organisk kjøkkenavfall 19
4 Utslipp til luft 20
4.1 Utslipp ved kraftgenerering 20
4.2 Utslipp ved brønntesting 20
4.3 Totale utslipp til luft under boreoperasjonen 21
5 Avfallhåndtering 22
6 Utslippreduserende tiltak 23
7 Miljøkonsekvenser som følge av boring av brønnen 24
7.1 Ankerlegging 24
7.2 Utslipp av borekaks 24
7.3 Utslipp av kjemikalier 24
7.4 Testing 25
8 Kontroll, måling og rapportering av utslipp 26
9 Miljørisiko og oljevernberedskap 27
9.1 Miljørisiko og- beredskapsanalyse 27
9.2 Forutsetninger 27
9.3 Utslippspotensial 28
9.4 Miljørisiko 35
9.5 Beredskap mot akutt forurensning 39
10 Wintershalls vurdering av miljørisiko og behov for beredskap 42
10.1 Miljørisiko 42
10.2 Oljevernberedskap 42
11 Referanser 44
12 Vedlegg - kjemikalieoversikt og miljøklassifisering 45

Figuroversikt
2.1 Lokalisering av letebrønn 16/1-19S Amol & 20S Asha East . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4
2.2 Strømforhold rundt letebrønn 16/1-19S Amol & 20S Asha East . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
2.3 Gyteperioder . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
3.1 Brønndesign Amol hovedløp og Amol sidesteg . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
3.2 Brønndesign Asha East sidesteg . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
9.1 Emulsjonsmengde på overflaten under ulike vindforhold . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
9.2 Overflateutslipp over vektet rate . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
9.3 Oljekonsentrasjon . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
9.4 Sjøbunnsutslipp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33
9.5 Strandning . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
9.6 Fiskeresurser -sei og makrell . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
9.7 Fiskeresurser -nordsjøtorsk . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
9.8 Miljørisiko sjøfugl-åpent hav . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
9.9 Miljørisiko sjøfugl -kystnært . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
9.10 Miljørisiko havert og steinkobbe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
9.11 Systembehov i havgående beredskap gjennom året . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

Tabelloversikt
1.1 F o r k o r t e l s e r . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
3.1 T o t a l o v e r s i k t f o r b r u k o g u t s l i p p a v k j e m i k a l i e r . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
3.2 T o t a l o v e r s i k t m e n g d e b o r e k a k s . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
4.1 U t s l i p p a v k l i m a g a s s e r t i l l u f t . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
4.2 U t s l i p p t i l l u f t v e d b r ø n n t e s t i n g ( t o t e s t ) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
4.3 T o t a l o v e r s i k t u t s l i p p t i l l u f t . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
12.1 T o t a l o v e r s i k t k j e m i k a l i e f o r b r u k v e d b o r i n g a v l e t e b r ø n n 1 6 / 1 - 1 9 S A m o l & 2 0 S A s h a E . . . . . 45
12.2 T o t a l b e r e g n e t f o r b r u k o g u t s l i p p a v v a n n b a s e r t e b o r e k j e m i k a l i e r . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45
12.3 T o t a l b e r e g n e t f o r b r u k a v o l j e b a s e r t e b o r e k j e m i k a l i e r . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45
12.4 T o t a l b e r e g n e t f o r b r u k o g u t s l i p p a v s e m e n t e r i n g s k j e m i k a l i e r . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46
12.5 T o t a l b e r e g n e t f o r b r u k a v b r ø n n t e s t k j e m i k a l i e r . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46
12.6 T o t a l b e r e g n e t f o r b r u k o g u t s l i p p a v r i g g k j e m i k a l i e r . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46
12.7 T o t a l o v e r s i k t f o r b r u k a v r i g g k j e m i k a l i e r i l u k k e t s y s t e m m e d f o r b r u k o v e r 3 0 0 0 k g / å r . . . . . . . 46
12.8 T o t a l o v e r s i k t a v b e r e d s k a p s k j e m i k a l i e r . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

1 Innledning og oppsummering
Omfang
I henhold til Lov om vern mot forurensninger og om avfall (Forurensningsloven), datert 13. mars 1981 § 11, og
styringsforskriften, § 25, søker Wintershall Norge AS (Wintershall) herved om driftstillatelse til boring av
letebrønnen 16/1-19S Amol & 20S Asha East.
Formålet for boring av brønnen er å vurdere tre målsoner for hydrokarbon potensialet: Åsgård formasjonen i Amol
prospektet samt Hugin formasjonen og Intra Heather formasjonen i Asha East prospektet.
Brønnen er planlagt boret med flyteriggen Borgland Dolphin, som drives av Dolphin AS. Start av boreoperasjonen er
tidligst beregnet til midten av september 2013. Boreoperasjonen (inkludert testing) er anslått til 163 dager. Boring og
testing vil innebære bruk og utslipp av kjemikalier til sjøen, utslipp til luft og generering av avfall.
Brønnen er planlagt boret med vannbasert borevæske i topphullseksjonene og intermediærseksjonen. For
reservoarseksjonene vil det bli benyttet oljebasert borevæske.
Dette dokumentet er utarbeidet i samsvar med kravene i Forurensingsloven, Aktivitetsforskriften og tilhørende
retningslinjer.
Brønndesign og utslipp av borekaks
For letebrønn 16/1-19S Amol & 20S Asha East er det planlagt å bore topphullseksjon og pilothull samt 17 1/2"seksjonen
i Amol lokasjonen, for deretter å bore sidesteg til Asha East lokasjonen som første med penetrering av
reservoaret. Når Asha East er plugget, bores videre på hovedløpet til Amol, med et eventuelt sidesteg i Amol ved funn
i reservoaret. Total dybde i Asha East prospektet ligger rundt 3050 m MD RKB mens total dybde i Amol propsektet
ligger rundt 2360 m MD RKB. Hovedløpet vil bli boret med vannbasert borevæske mens sidestegene vil bli boret
med oljebasert borevæske. Et 9 7/8" pilothull skal bores for å se etter grunn gass. Borekaks fra 36" seksjonen, 9 7/8"
pilothullseksjonen og 17 1/2" seksjonen vil bli sluppet ut på havbunnen, mens kaks fra 12 1/4" og 8 1/2"
hullseksjoner boret med vannbasert borevæske vil bli sluppet ut fra riggen. Borekaks med vedheng av oljebasert
borevæske vil bli transportert til land til godkjent mottagsanlegg. Totalt utslipp av borekaks er estimert til 585 tonn.
Bruk og utslipp av kjemikalier
Kjemikalier som skal brukes og slippes ut under boringen av letebrønn 16/1-19S Amol & 20S Asha East er
klassifisert i samsvar med Klifs klassifikasjonssystem, som beskrevet i Aktivitetsforskriften § 63. Kjemikalier i
grønn/PLONOR, gule, og svarte kategorier vil bli brukt men kun kjemikalier i grønn og gul kategori vil bli sluppet
ut. Det søkes totalt sett om utslipp av 1179 tonn kjemikalier. Kjemikalieutslipp fra gul kategori utgjør 58,1 tonn,
som tilsvarer 4,9 % av det planlagte kjemikalieutslippet. De totale mengdene av kjemikalier som skal brukes og
slippes ut, samt samsvarende klassifisering framgår i kapittel 3 - Planlagte utslipp til sjø og Kapittel 12. Vedlegg -
kjemikalieoversikt og miljøklassifisering.
Sårbar bunnfauna
Havbunnsundersøkelsen foretatt ved borestedslokasjonen påviste ingen forekomst av sårbar bunnfauna.
Miljørisiko og beredskapsanalyse
Det er gjennomført en miljørisiko og beredskapsanalyse for brønn 16/1-19S Amol & 20S Asha East i henhold til
OLF/NOFOs veiledninger. Utslippsratene er moderate og utblåsningsfrekvensen er som for en standard letebrønn.
Innledning og oppsummering 1

Miljørisikoen er funnen at være moderat lav i åpent hav og for kystnære ressurser. Beredskapsbehovet i åpent hav er
tre-fem NOFO havgåendesystemer, avhengig av årstid.
Etter en helhetlig vurdering konkluderer Wintershall med at brønnoperasjonen har marginale effekter på
bunnfaunaen og det marine vannmiljøet. Brønnen kan bores uten vesentlige negative konsekvenser for miljøet på
borestedetog i det marine miljøet generelt.
1.1 Forkortelser
Table 1.1 Forkortelser
BOP BlowOutPreventer
DFU DefinerteFareogUlykkesituasjoner
DST Drill StemTest;brønntesting
GOR GasOil Ratio
HOCNF TheHarmonisedOffshoreChemicalNotificationFormat
IR Infrarød
MD Measureddepth,oppmåltdybde
MEG Monoethyleneglycol
MIRA Metode for miljørettet risikoanalyse
MRDB Marin ResursDataBase
NINA Norskinstitutt for naturforskning
NOFO NorskOljevernforeningForOperatørselskap
OSCAR Programfor oljedriftsberegninger
OSPAR Conventionfor the Protectionof the MarineEnvironment of the North-East
Atlantic
PLONOR PoseLittle or NoRiskto the Environment
ROV Remotelyoperatedunderwatervehicles
SEAPOP Databasefor sjøfuglbestander
TD TotalDepth,total dybde
THC TotalHydrocarbons
Innledning og oppsummering 2

2 Lokasjonsbeskrivelse
2.1 Geografisk lokasjon av brønnen
Letebrønn 16/1-19S Amol & 20S Asha East (PL457) ligger i Midt-Nordsjøen, like ved feltene Grane, Balder og
Gudrun. Wintershalls letebrønn 16/1-16 Asha Noor ligger 2,3 km unna. Nærmeste avstand til land er ca. 154 km
(Utsira). Wintershall Norge AS er operatør for PL457 med 40 % eierandel. De øvrige eiere er E.ON Ruhrgas Norge
AS (20 %), Bridge Energy Norge AS (20 %) og VNG Norge AS (20 %).
Vanndypet på stedet er ca. 113 meter. Primærmålet for Asha East prospektet er Hugin og/eller Intra Heather
formasjonen mens for Amol prospektet er det Åsgård formasjonen.
Brønnen er planlagt boret med flyteriggen Borgland Dolphin, som drives av Dolphin AS.
Plasseringen til brønnen er vist i figur 2.1 og brønnen har følgende koordinater:
European Datum 1950 International Ellipsoid
58°54'24.44"N
002°18'14.05"E
Lokasjonsbeskrivelse 3

Distances - Boat to Rig
Grane:1:08 hrs/16 nm
Balder: 1:13 hrs/17 nm
Ringhorne: 1:34 hrs/22 nm
Sleipner A: 2:31 hrs/35nm
Oseberg: 7:04 hrs/97 nm
Tananger: 7:23 hrs/103nm
SUMBURGH
!(
49 min/123 nm
MILLER
I5
1:10 hrs/176 nm
ABERDEEN
I5 MILLER
I5 EKOFISK
I5 OSEBERG
I5 VALHALL
AMOL/ASHA EAST WELL
GRANE
RINGHORNE
SLEIPNER
BALDER
11 min/
29 nm
BALDER
!(
38 min/97 nm
SLEIPNER
I5
RINGHORNE
GRANE
58 min/147 nm
OSEBERG A
AMOL/ASHA EAST
BLOCK 16/1
PL 457
1:05 hrs/163 nm
I5
52 min/131nm
EKOFISK
I5
Fig. 2.1 Lokalisering av letebrønn 16/1-19S Amol & 20S Asha East
43 min/108 nm
VALHALL
I$
Haukeland
University
Hospital
I$
Stavanger
University
Hospital
0
Km
25 50
Lokasjonsbeskrivelse 4
PL 457 Amol-Asha East distance and travel time.AI

2.2 Miljømessig vudering av lokasjonene
2.2.1 Havbunnsundersøkelse
En omfattende havbunnsundersøkelse av området ble gjennomført i juni 2010 (ref. /1/). Denne omfattede et område
på 5,5 x 5,5 km og var basert på borestedet for brønn 16/1-16. Denne brønn ble boret i 2012 og ligger 2,34 km ifra
den planlagte letebrønnen 16/1-19S Amol & 20S Asha East. Supplerende material resulterede i en oppdatert rapport
over området i april 2013 (ref./2/). Havbunnsundersøkelsene påviste at vanndypet er 113,1 m MSL ved det planlagte
borestedet. Over store deler av undersøkelseområdet er sjøbunnen relativt slett, selv om den blir lokalt uregelmessig
mot nordøst. Havbunnens gradering er dog mindre enn 0,5°. I største delen av området omfatter sedimenteringen på
havbunnen hovedsakelig fin siltsand med noen grus/skall-flekker. Sporadiske steinblokker er også observert. Ingen
forekomst av koraller eller andre slike kjennetegn ble identifisert ved havbunnsundersøkelsen (sidescan-sonar
undersøkelse). Det er konkludert fra sonar datat at havbunnen mer eller mindre er uten særpreg innenfør 1 km fra
den planlagde borelokasjonen.
Det blev identifisert at Statpipe-gassledningen passerer 845 m øst-nordøst fra det planlagde borestedet, og denne
krysser gjennom undersøkelsesområdet, fra sør-sørvest til nord-nordvest. To andre kabler ble observert men disse
ligger over 2 km fra det planlagte borelokasjonsområdet og har ingen innnvirkning.
Kulturminner som kan komme i konflikt med næringsaktiviteter er oversvømte steinalderlokaliteter og skipsfunn.
Skipsfunn er båter, skipsskrog, tilbehør, last og annet som har vært om bord, eller deler av slike som er mer enn
hundre år gamle. På norsk sektor er potensialet for funn fra steinalderen kun til stedet sør og vest for Norskerenna.
Det ble dog ikke påvist vrak/kulturminner i undersøkelseområdet.
2.2.2 Fysiske forhold
Letebrønnen 16/1-19S Amol & 20S Asha East er plassert i midtre del av Nordsjøen, ca. 154 km fra norskekysten
(Utsira). Dybden ved plasseringen av brønnen er ca. 113 m.
Vannmassene i Nordsjøen består av en blanding av atlantisk vann og kystvann. Vann fra Atlanterhavet strømmer i
hovedsak inn i Nordsjøen fra Norskehavet, men en liten del strømmer også inn sørfra, fra Den engelske kanal. Det
atlantiske vannet har høy saltholdighet og beveger seg i den vestre delen av Norskerenna. Kystvannet går nær land,
det fører med seg brakkvann fra Østersjøen og ferskvann fra land, og har lav saltholdighet. Innstrømningen av
atlanterhavsvann er topografisk styrt, mens kystvannet styres av vind og tidevann. Vannstrømmene i Nordsjøen går i
hovedsak mot klokken, og det meste av vannet passerer innom Skagerrak før det fortsetter nordover. Om vinteren
danner det atlantiske vannet en markert temperaturfront mot det kaldere kystvannet. Om sommeren vil det varmere
og ferskere kystvannet flyte lenger ut fra kysten og dekke det atlantiske vannet. I store områder av Nordsjøen vil det
om vinteren være en god vertikalblanding av vannsøylens øvre og nedre lag, mens det om sommeren dannes et sjikt
ved 20-50 m som følge av oppvarmet overflatevann. Langs norskekysten vil derimot vannmassene gjennom hele året
være sjiktet på grunn av lavere saltholdighet i overflatevannet enn i vannsøylens nedre lag (ref. /3/).
Ved 58-62º N er det Eggastrømmen som dominerer. Eggastrømmen kommer fra Norskehavet og går sørover langs
vestskråningen av Norskerenna i sørøstlig retning. Om sommeren går denne strømmen under et ferskere
overvannslag, mens den om vinteren kan komme helt opp i overflaten. Den østlige delen av området er i større grad
influert av kyststrømmen mot nord, særlig om sommeren. Strømretningen er imidlertid i stor grad påvirket av
vindforholdene. Bølgeforholdene varierer gjennom året, de største bølgehøydene forekommer oftest i høstsesongen,
mens i vår- og sommersesongen er bølgeklimaet roligere. Nordsjøen sørvest er et område uten særlig sterke strømmer
og med liten tidevannsforskjell, se figur 2.2.
Lokasjonsbeskrivelse 5

Den dominerende vindretningen i området er fra sør og sørvest om vinteren, med økende innslag av vestlige og
nordlige vinder i sommermånedene. Gjennomsnittlig vindhastighet for perioden juli-august er 5,5-6 m/s, mens i
januar / februar er det 10 m/s. Årsgjennomsnittet er 8,0-8,1 m/s. (ref. /4/). Den årlige gjennomsnittlige
vindhastigheten ved boreområdet er oppmålt til 8,9 m/s (ref. /5/).
Fig. 2.2 Strømforhold rundt letebrønn 16/1-19S Amol & 20S Asha East
Lokasjonsbeskrivelse 6

2.3 Naturressurser og sårbarhet
En detaljert beskrivelse av natur- og miljøressursene i området er beskrevet i miljørisiko- og beredskapsanalysen (ref.
/6/).
2.3.1 Fisk
I Nordsjøen og Norskehavet er det en rekke gyteområder for kommersielt viktige fiske- og krepsdyrarter.
Datasett i MRDB 2010 (ref. /7/) er benyttet for å vurdere potensialet for overlapp med en eventuell oljeutblåsning
fra letebrønnen 16/1-19S Amol & 20S Asha East. Gyteområder for fisk varierer fra år til år, og områdene angitt i
MRDB vil være å anse som områder der gyting kan foregå.
Av fiskeressurser er det mange arter som gyter i deler av analyseperioden (oktober tom. juli): Norsk vårgytende sild
(Clupea harengus), øyepål (Triopterus esmarkii), rødspette (Pleuronectus platessa), torsk (Gadus morhua), sei
(Pollachius virens), hvitting (Merlangius merlangus), hyse (Melanogrammus aeglefinus), makrell (Scomber scombrus),
kolmule (Micromestistus poutassou), uer (Sebastes marinus) brisling (), snabeluer (Sebastes mentella), brosme (Brosme
brosme), vassild (Argentina silus), breiflabb (Lophius piscatorius), krabbe (Cancer pagurus), og sjøkreps (Nephrops
norvegicus).
Blant de av disse artene som det også foreligger datasett for i MRDB, er det sild (NVG og nordsjø-), torsk (Nordøstatlantisk
torsk og kysttorsk), nordsjøsei, hyse (Nordsjø- og Nordøst-Arktisk hyse), torsk (kysttorsk og delvis NØA
torsk), nordsjømakrell og brisling (Sprattus sprattus); som både har gytetopp eller -periode som sammenfaller med
boreperioden, og har gyteområde som overlapper i noen grad geografisk med analyseområdet. Disse er vurdert i en
Trinn 1 miljørisikovurdering for fisk. Gytetider for de forskjellige fiskeartene er vist i figur 2.3. Mørkere felter i
figuren markerer gytetoppen for respektive fiskeart.
Lokasjonsbeskrivelse 7

Art J F M A M J J A S O N D
Tobis
Høst-gyt. Sild
NVG Sild
Makrell
Øyepål
Rødspette
Torsk
Lomre
Sei
Hvitting
Hyse
Kolmule
Uer
Snabeluer
Blåkveite
Brosme
Vassild
Breiflabb
Reke
Krabbe
Sjøkreps
Fig. 2.3 Gyteperioder. Gyteperioder for kommersiellt viktige fisk- og krepsdyrresurser. Lys brun farge markerer gyting mens mørk brun
farge markerer gytetopp.
Lokasjonsbeskrivelse 8

2.3.2 Sjøfugl
Sjøfugl som er tilknyttet Nordsjøen og Norskehavet har ulik grad av tilknytning mot det åpne hav og kystnære
områder. Dette varierer mellom arter og sesonger, avhengig av adferd og aktivitet. Ulike økologiske grupper av
sjøfugl har svært ulik sårbarhet overfor oljeforurensning. I forhold til miljørisiko er det relevant å beskrive de
økologiske gruppene basert på artenes atferdsmønstre, som gjør dem utsatt for olje i ulik grad. Som grunnlag for
analysene er det innhentet oppdaterte data for utbredelse av sjøfugl i åpent hav fra NINA gjennom SEAPOPprogrammet
(oppdatert april/mai 2013) (ref./8/).
Boringen planlegges gjennomført på en tid av året som sammenfaller med slutten av høsttrekket,
overvintringsperioden, vårtrekket og det meste av hekkesesongen for sjøfugl.
Av de pelagiske dykkerne (alkefuglene) har spesielt alkekonge (Alle alle) en høyere tilstedeværelse i analyseområdet
vinterstid. De øvrige alkefuglartene alke (Alca torda), lunde (Fratercula arctica) og lomvi (Uria aalge) har til dels
utbredelse i influensområdet hele året.
Kystbundne dykkere som teist (Cepphus grylle), storskarv (Phalacrocorax carbo), toppskarv (Phalacrocorax aristotelis),
ærfugl (Somateria mollissima), dykkere og ender er til stede i kystområdene i den planlagte boreperioden som
overvintrende og hekkende arter.
Det er langt færre hekkende sjøfugl i Nordsjøen og Skagerrak enn i Norskehavet og Barentshavet. Kystområdene er
spesielt viktige for mange trekkfugler og overvintrende arter (arktiske vadere, lommer og andefugler). Langs kysten av
Rogaland og Vest-Agder er det flere viktige fugleområder. Nærmeste land er Utsira, som er viktig for fugl. På
Kjørholmane sjøfuglreservat hekker toppskarv, havhest, krykkje og alkefugl. Jæren våtmarkssystem med Jærstrendene
er et Ramsarområde med viktig rasteområde for trekkende vadefugl, og hekkeområde for vannfugler i sørvest-Norge.
Lista våtmarkssystem er også et Ramsarområde som omfatter kyststrekninger. Oksøy-Ryvningen
landskapsvernområde i Søgne (Vest-Agder) er også vernet av hensyn til fugl. Lenger nord langs Vestlandet er
Einevarden fuglefjell viktig for alkefugl i området.
Det ligger også viktige sjøfuglområder med verne- og Ramsarstatus spesielt i den søndre delen av influensområdets
danske del, i Nissum Bredning. Ramsarområder nr. 4, og 5 er viktige for mange arter av sjøfugl, Innenfor dette
området ligger også SPA fuglebeskyttelsesområder nr. 17,18, 22 og 23, men disse har ikke direkte marin tilknytning.
Pelagiske og kystbundne overflatebeitende sjøfugl som ulike måkearter, spesielt sildemåke (Larus fuscus), samt havhest
(Fulmarus glacialis), havsule (Morus bassanus), og krykkje (Rissa tridactyla) er til stede hele året i åpne havområder og
langs kysten, men har noe lavere sårbarhet overfor oljeforurensning enn dykkende sjøfugl.
Endringene i bestandsfordelingen mellom overvintring, hekkesesong og høsttrekk er tatt hensyn til i analysene som er
gjennomført ved at datasettene har en månedlig oppløsning. Mer utførlige beskrivelse av de enkelte artenes utbredelse
er gitt enten i miljørisiko- og beredskapsanalysen med vedlegg (for arter med stor bestandsandel innen
influensområdet) eller tilhørende nettsted (samtlige arter) (ref. /6/).
Lokasjonsbeskrivelse 9

2.3.3 Pattedyr
Mange arter av marine pattedyr lever i eller migrerer gjennom Nordsjøen og Norskehavet, blant annet større og
mindre hvalarter med vid utbredelse. Marine pattedyr har svært ulik sårbarhet og de enkelte artene kan også ha
varierende sårbarhet gjennom året.
Seler som ikke er avhengig av pelsen for å holde varmen, men som har et solid spekklag slik som kystselene, er
mindre utsatt for oljeforurensning enn pelsseler, som kan ha samme problematikk med henhold til fysiologisk
sensitivitet overfor oljeforurensning som fugl. Ungene av kystseler er imidlertid avhengige av pelsen for å holde
varmen, og har høy sårbarhet. For kystselene er derved sårbarheten høyest i kasteperioden. For voksen sel sees
skadelige effekter av meget fersk råolje på øyne og luftveier, pga. avdampning av lette komponenter. Dette vil
imidlertid ikke være en problemstilling forbundet med olje fra et utslipp til havs, da olje som når land vil være
forvitret.
Haverten (Halichoerus grypus) har sin hovedutbredelse i Norge fra Stadt og nordover, men ved bl.a. Kjørholmane er
det enkelte kolonier i Rogaland, og disse antas å utgjøre en separat genetisk bestand i Norge. Boreperioden
sammenfaller med de siste månedene av kasteperioden som er september-november). Arten er også sårbar når den
feller hår i februar-mars. Det forventes derfor noe konfliktpotensial med havert (Rogalandsbestanden) ved en
eventuell utblåsning.
Steinkobben (Phoca vitulina) er også utbredt i analyseområdet, i skjærgården utenfor Stavanger. Arten kaster i
sommermånedene juni og juli, og har høy sårbarhet i denne delen av analyseperioden. Det forventes derfor noe
konfliktpotensial overfor steinkobbe ved oljeforurensning i kystområdene i juni-juli.
Oteren (Lutra lutra) er avhengig av pelsen til isolasjon, og har derfor høyeste sårbarhetsverdi hele året, og etter et
eventuelt oljesøl vil berørte otere ha høy dødelighet. Oteren er utbredt i hele analyseområdet. På grunn av artens
territorialitet vil området imidlertid kunne rekoloniseres av andre individer. Det foreligger ikke datasett for oter som
er tilrettelagt for MIRA-beregninger. Bestandsestimatene for oter er også meget usikre.
Områdene rundt lokasjonen brukes regelmessig av flere hvalarter, deriblant nise (Phocoena phocoena) (hele året).
Andre hvalarter har stor sett næringsvandringer gjennom influensområdet.
2.3.4 Koraller og annen sårbar bunnfauna
Langs norskekysten finnes store korallrev av kaldtvannskorallen Lophelia pertusa. Korallrevene er bygget opp av
kalkskjelett og utgjør et viktig habitat for en mengde ulike dyrearter. Det er ikke registrert naturlige korallrev på
sokkelområdet i Nordsjøen, men funn av korallrev på plattformbein viser at det er korall-larver i vannet i Nordsjøen
(ref./3/). Havbunnsundersøkelsen foretatt i juni 2010 påviste ingen forekomster av koraller eller annen sårbar
bunnfauna på borestedet (ref /1,2/).
Lokasjonsbeskrivelse 10

3 Planlagte utslipp til sjø
3.1 Sammendrag av omsøkte utslipp
Wintershall søker for følgende utslipp til sjø som en del av boringen av letebrønn 16/1-19S Amol & 20S Asha East:
Utslippi førbindelsemed boring:
Borevæske
Sementkjemikalier
BOP-hydraulikkvæske og gjengefet
Borekaks
Utslippknyttettil driftav boreriggen:
Rengjøringskjemikalier
Dreneringsvann
Sanitærvann fra riggens boligkvarter
Organisk kjøkkenavfal
Spillvann fra sloptank vil bli renset i henhold til myndighetskrav og gå til utslipp. Dersom man ikke oppnår god
nok rensegradpå riggen,vil spillvann bli tatt til godkjent mottaksanlegg på land for behandling.
Brønnen er planlagt boret med kjemikalier i grønn/PLONO R (Pose Little or No Risk), gul og svart kategori. Hvis
brønntest skalutføresvil det være i Asha East sidesteget og i Amol hovedløpet eller Amol sidesteget. Det vil ikke
væreutslipp av kjemikalierved brønntesting. Et sammendrag av omsøkte mengder forbruk og utslipp av stoff i
grønn/PLONOR og gul kategori fremgår i tabell 3.1. Mengdene beregnes på grunnlag av HOCN F informasjon som
er tilgjengeligi databasenNEMS Chemicals. Kjemikalier i gul kategori velges hvis ingen tekniske akseptable
kjemikalierfinnes i PLONOR-kategorien.
Følgende kjemikalier i gul kategori er planlagt for bruk:
3 Kjemikalier i vannbasert borevæske
6 Kjemikalier i oljebasert borevæske
7 Kjemikalier for sementering
5 Kjemikalier til rengjøring, gjengefet og BOP-kontrollvæske
7 Kjemikalier for brønntesting
Det er også identifisert tre kjemikalier i lukket system som har et forbruk som er over 3000 kg/år. Disse tre
kjemikalieneer hydraulikkoljer og -væsker og er klassifisert som svarte, men det vil dog ikke bli utslipp til sjø av disse.
Table 3.1 Totaloversikt forbruk og utslipp av kjemikalier
Forbruk(tonn) Utslipp (tonn)
Bruksområde Forbruk(tonn) Utslipp(tonn) grønn gul rød svart grønn gul rød svart
Borevæskevannbasert 1018,7 943,8 965,2 53,5 897,0 46,8
Borevæskeoljebasert 2481,2 1228,4 1252,8
Sementeringskjemikalier 1396,3 211,1 1369,1 27,3 210,0 1,1
Riggkjemikalier 28,8 24,1 13,9 14,3 13,9 10,2
Kjemikalieri lukket system 46,0 2,4 40,1 3,5
Testkjemikalier 2159,6 1944,3 215,2
Totalt 7130,6 1179,0 5520,9 1565,5 40,1 3,5 1120,9 58,1 0,0 0,0
Planlagte utslipp til sjø 11

Letebrønn 16/1-19S Amol & 20S Asha East er planlagt boret med vannbasert og oljebasert borevæske. Borekaks fra
seksjonerboret med vannbasert borevæske vil bli sluppet ut til sjø mens borekaks boret med oljebasert borevæske vil
bli ilandført til godkjent mottaksanlegg for behandling. En oversikt over mengden borekaks per seksjon er vist i tabell
3.2.
Table 3.2 Totaloversikt mengde borekaks
Brønnseksjon Borevæsketype Generert(tonn) Utslipp (tonn) Sendttil land (tonn)
36'' Vannbasert 108 108
9 7/8" pilot hole Vannbasert 48 48
17 1/2" Vannbasert 151 151
12 1/4" AshaEast Oljebasert 340 340
8 1/2" AshaEast Oljebasert 60 60
12 1/4" Amol Vannbasert 247 247
8 1/2" Amol Vannbasert 30 30
12 1/4" Amolsidosteg Oljebasert 273 273
8 1/2" Amolsidosteg Oljebasert 29 29
Totalt 1287 585 702
3.2 Borekaks, bore-og brønnkjemikalier
3.2.1 Sammendrag
For letebrønn 16/1-19S Amol & 20S Asha East er det planlagt å bore topphullseksjon og pilothull samt 17 1/2"seksjoneni
Amollokasjonen, for deretter å bore sidesteg til Asha East lokasjonen som første med penetrering av
reservoaret.Når AshaEast er plugget, bores videre på hovedløpet til Amol, med et eventuelt sidesteg i Amol ved funn
i reservoaret.Total dybde i Asha East prospektet ligger rundt 3050 m MD RKB mens total dybde i Amol propsektet
liggerrundt 2360 m MD RKB.
Asha East sidesteget planlegges at innledes fra bunnen av 13 3/8" fôringsrør, med en total dybde på ca. 3050 m MD
RKB.
Amol sidesteget planlegges også at initieres fra bunnen av 13 3/8" fôringsrør, med en total dybde på rundt 2360 m
MD RKB.
Et 9 7/8" pilothull skal bores for å lokalisere eventuel grunn gass. Denne bores etter at 36" seksjonen er boret og 30"
lederører installert.Det er planlagt at bore følgende seksjoner; 36", (9 7/8" pilothull ), 17 1/2", 12 1/4" og 8 1/2".
For respektivesidostegvilen 12 1/4" og en 8 1/2" seksjon bores (se figur 3.1 og 3.2).
Brønntesting er planlagt for at utføres i Asha East sidesteg. Et andre brønntest planlegges at utføres enten i Amol
hovedløpelleri Amolsidestegt. Disse brønntestene utføres hvis formasjonsevalueringen indikerer at kommersielle
hydrokarbonerrettferdiggjør testing. Ved gjennomføring av brønntester planlegges det også å tas oljeprøver for
forvitringsstudier.
En detaljert beskrivelse av den planlagte operasjonen, inkludert barrierefilosofi, vil bli gitt i boreprogrammet (ref /9/).
Tidsplanen for boreoperasjonen er tilnærmelsesvis 73 dager (P50) ved ingen funn av hydrokarboner i begge
prospekter,og ca. 163 (P50) dager ved funn i begge prospekter.
Planlagte utslipp til sjø 12

Fig. 3.1 Brønndesign Amol hovedløp og Amol sidesteg
Planlagte utslipp til sjø 13

Fig. 3.2 Brønndesign Asha East sidesteg
Planlagte utslipp til sjø 14

3.2.2 Borevæskeprogram
Letebrønn 16/1-19S Amol & 20S Asha East er planlagt boret med vannbasert borevæske i 36", 9 7/8" pilothull og
17 1/2" seksjonene i Amol hovedløpet. Seksjonene 12 1/4" og 8 1/2" i Asha East sidesteget vil bores med oljebasert
borevæske. Seksjonene 12 1/4" og 8 1/2" i Amol hovedløpet vil bli boret med vannbasert borevæske mens Amol
sidesteget vil bli boret med oljebasert borevæske. Beregnet forbruk og utslipp av kjemikalier i vannbasert og oljebasert
borevæske er oppgitt i tabell 12.2-12.3 i Kapittel 12. Vedlegg -kjemikalieoversikt og miljøklassifisering.
Amol hovedløp:
36" seksjon
36" seksjonen skal bores til ca. 65 m under havbunnen ved hjelp av sjøvann/høy viskositets piller. Deretter vil hullet
bli forskjøvet til vektet vannbasert borevæske inneholdende barytt og bentonitt ved total dybde (TD). En 30" lederør
vil deretter bli sementert på plass. Vannbasert borevæske, borekaks og eventuell overskytende sement vil slippes ut på
havbunnen.
9 7/8" seksjon (pilothull)
En 9 7/8" pilothulls seksjon vil bli boret til rundt 600 m MD RKB med sjøvann/høy viskositets piller. Dette gjøres
for å kontrollere forekomst av grunn gass. Ved totaldybde (TD) vil løpet bli forskjøvet til vektet vannbasert
borevæske inneholdende barytt og bentonitt. Vannbasert borevæske, borekaks (og eventuell overskytende/overskudd
av sement) vil slippes ut på havbunnen.
17 1/2" seksjon
17 1/2" seksjonen vil bli boret til ca. 600 m MD RKB med sjøvann/høy viskositets piller. Deretter vil hullet bli
fortrengt til vektet vannbasert borevæske inneholdende barytt og bentonitt ved TD. Et 20" x 13 3/8" fôringsrør vil
bli sementert på plass. Vannbasert borevæske, borekaks og eventuell overskytende sement vil slippes ut på
havbunnen.
Asha East sidesteg:
12 1/4" seksjon
12 1/4" seksjonen vil bli boret til ca. 2390 m MD RKD med et oljebasert borevæskesystem kalt Carbo-Sea. Deretter
vil 9 5/8" fôringsrøret bli sementert på plass. Oljebasert borevæske og borekaks vil returneres til riggen hvor uboret
kaks med vedheng av borevæske vil bli ilandført til godkjent mottaksanlegg for behandling.
8 1/2" seksjon
8 1/2" seksjonen - reservoarseksjonen - vil penetrere reservoarsonene til brønnen ved TD på rundt 3050 m MD RKB
og vil bli boret med det oljebaserte borevæskesystemet kalt Carbo-Sea. En 7" forlengelserør vil bli satt hvis brønntest
(DST) av Hugin eller Intra Heather formasjonen blir utført. Oljebasert borevæske og borekaks vil returneres til
riggen hvor uboret kaks med vedheng av borevæske vil bli ilandført til godkjent mottaksanlegg for behandling.
Amol hovedløp:
12 1/4" seksjon
En 12 1/4" seksjon for et Amol hovedløp er planlagt at bores for å undersøke Amol prospektet. Det tidligere boret
Asha East borehull vil bli plugget og forlatt før Amol brønnen bores. Brønnen vil bli boret i den nederste delen av 13
3/8" fôringsrøret med denne seksjonen til ca. 1900 m MD RKD ved hjelp av et vannbasert borevæskesystem kalt
Aqua-Drill. Deretter vil en 9 5/8" fôringsrør sementeres på plass. Vannbasert borevæske og borekaks blir returnert til
riggen, hvor borekakset blir separert over shakere og deretter slippes overbord til sjø.
8 1/2" seksjon
Planlagte utslipp til sjø 15

8 1/2" seksjonen vil penetrere reservoarsonene til brønnen ved TD ca. 2225 m MD RKB, og vil bli boret med det
vannbaserte borevæskesystemet Aqua-Drill. En 7" forlengelserør vil bli satt hvis brønntest (DST) av Åsgård
formasjonen vil bli utført. Vannbasert borevæske og borekaks blir returnert til riggen, hvor borekakset blir separert
over shakere og deretter slippes overbord til sjø.
Amol sidesteg:
12 1/4" seksjon
Ved eventuelle funn i Amol hovedløpet vil en 12 1/4" seksjon for et Amol sidosteg bores for å undersøke størrelsen
av Amol prospektet. Det tidligere boret Amol hovedløpets borehull vil bli plugget og forlatt før et Amol sidosteg
bores. Brønnen vil bli sidostegboret i den nederste delen av 13 3/8" fôringsrøret med denne seksjonen til ca. 2015 m
MD RKD ved hjelp av et oljebasert borevæskesystem kalt Carbo-Sea. Deretter vil en 9 5/8" fôringsrør sementeres på
plass. Oljebasert borevæske og borekaks vil returneres til riggen hvor uboret kaks med vedheng av borevæske vil bli
ilandført til godkjent mottaksanlegg for behandling.
8 1/2" seksjon
8 1/2" seksjonen vil penetrere reservoarsonene til brønnen ved TD ca. 2360 m MD RKB, og vil bli boret med det
oljebaserte borevæskesystemet Carbo-Sea. En 7" forlengelserør vil bli satt hvis brønntest (DST) av Åsgård
formasjonen vil bli gjennomført og om brønntesting ikke har blitt utført i Amol hovedløpet tidligere. Oljebasert
borevæske og borekaks vil returneres til riggen hvor uboret kaks med vedheng av borevæske vil bli ilandført til
godkjent mottaksanlegg for behandling.
Brønnen vil bli permanent plugget og forlatt.
3.2.3 Kjemikalier i sement
Bruk og utslipp av sementkjemikalier er oppgitt i tabell 12.4 (Kapittel 12. Vedlegg - kjemikalieoversikt og
miljøklassifisering). Alle kjemikalier er kategorisert som PLONOR/grønn eller gul. Ubrukte kjemikalier skal ikke
slippes til sjø, men vil bli returnert til land. Den viktigste bidragsyteren til sementutslipp til sjøen kommer fra
sementeringen av 30" lederør. Pilothullet vil bli sementert hvis det finnes indikasjoner på grunn gass. Sementvolumet
som brukes vil avhenge av den faktiske hullstørrelsen og sementeringsvolumet for hver operasjon. Estimert volum er
beregnet ved hjelp av empiriske data og gjeldende prosedyrer. Sement som slippes ut på havbunnen vil oppløses i
sjøvann og bæres med av strømmen. Det vil etter hvert synke som sedimentering til havbunnen.
I bore- og brønnoperasjoner brukes sement som grunnlag for lederør og brønnhodet på havbunnen, og for å støpe
solide fôringsrør for å oppnå trykkisolasjon mellom de ulike formasjonene som er boret opp. De viktigste
komponentene i sementblandingen er sement og vann. I tillegg er det nødvendig å legge til ulike kjemikalier for å
justere de fysiske og kjemiske egenskapene til begge, både sementblandingen og den ferdige herdede sementen. Disse
kjemikaliene kalles tilsetningsstoffer og legges vanligvis til i vannet som blandes med sementen. Når sementslam
blandes på riggen blir flere væsker lagt til sementen i en jevn flyt. Den resulterende blandingen blir pumpet inn i
brønnen, hvor den vil herdes.
Følgende antagelse brukes til å beregne utslipp til sjø:
• Ved sementering av topphullsseksjonene er det lagt til grunn et utslipp av ca. 50 % av overskuddsmengde
sementblandning som følge av retur til sjøbunn.
• Utslippsvolumet inkluderer eventuelle utslipp fra blandevann for hver jobb. Dette volumet kommer som en følge
av spyling av linjer, forskyvningstank og miksetank. Utslippsmengden er basert på erfaring, og gjelder bare for de
øverste hullene som er boret med sjøvann eller vannbasert boreslam. Prosedyrer er etablert for å redusere utslipp av
blandevann så langt som mulig.
• De beregnede utslippene inkluderer mulige utslipp av tørr sement. Dette utslippet oppstår på grunn av fjerning av
sement fra tanken etter at arbeidet er utført for å hindre slik fra å herde. Så langt det er praktisk mulig, vil
mesteparten av den tørre sementen bli samlet opp og sendt til land for resirkulering.
Planlagte utslipp til sjø 16

• I forbindelse med sementering for plugging av de åpne hullseksjonene, er et utslipp av 30 liter sement/slurry
beregnet i forbindelse med vasking av sementenheten.
Tiltak vil bli satt i verk for å minimere utslippsmengder - se kapittel 6. Utslippsreduserende tiltak.
3.2.4 Kjemikalier for brønnopprenskning og testing
Det planlegges for brønntesting for både Asha East (Hugin eller Intra Heather formasjonen) og Amol (Åsgård
formasjonen) prospektet. Brønntesting vil bli utført i fall formasjonene er hydrokarbonførende med tilstrekkelig
reservoarkvalitet. Brønntestens design og kjemikalieforbruk for begge målene vil være lik. Et maksimum av to test
planlegges. Den endelige beslutningen om å teste vil bli basert på kjerneprøver, wirelinelogger og væskeprøver fra
reservoaret gjenvunnet under logging. Ved gjennomføring av brønntest planlegges det også å tas oljeprøver for
forvitringsstudier.
Brønnen vil bli rengjort og sirkulert til en overbalansert ringromvæske (NaCl/NaBr saltløsning) med samme vekt
som benyttet i borevæsken i reservoarseksjonen. Denne vil også inneholde en biosid (Milbio NS) og oksygenfjerner
(Noxygen). Kjemikaliene som brukes til rengjøring av brønnen inkluderer rengjøringsmiddel (Bakerclean 5&6),
viskositetsøker (Xanplex T), skumdemper (FP16 LG) og Clairsol NS baseolje. Etter installasjon av DST strengen vil
ringromvæsken bli forskjøvet til baseolje (Clairsol NS) for å generere et underbalansert trykk over hele
reservoarintervallet. Baseoljen skal brennes etter at brønnen er perforert og har blitt satt i gang. Ubrukt baseolje vil bli
returnert til land. Det vil injiseres metanol i brønnstrømmen i begynnelsen av strømningsperioden for å fjerne og
forhindre eventuelle hydrater som kan dannes på grunn av kalde, statiske brønntemperaturer. Kjemikalier brukt for
brønntesting vil ikke bli sluppet ut til sjø uten sendt til land.
Beredskapskjemikalier før brønntesting inkluderer;
MEG; En sjøvann/MEG blanding kan bli brukt for trykktesting før wireline logging operasjoner (dog ingen
planlagt).
Emulsotron CC3295-G (emulsjonsbryter), kan bli injisert i brønnstrømmen for å forbedre hydrokarbon/vann
separasjon. Kjemikalien forbrennes med brønnstrømmen ved eventuelt bruk.
AF-451 (skumdemper) kan bli injisert i brønnstrømmen for å hindre skumming og stabilisere brønnen.
Kjemikalien forbrennes med brønnstrømmen ved eventuelt bruk.
PI-7188 (voks oppløser) kan bli injisert i brønnstrømmen for å oppløse og fjerne voksoppbygginger, eller for å
kontrollere voksavsetningene i brønnsystemet. Kjemikalien forbrennes med brønnstrømmen ved eventuelt bruk.
Beredskapskjemikalier skal inte slippes ut i sjø, men vil bli returnert til land. Samlet bruk av kjemikalier under
testingen finnes i Kapittel 12. Vedlegg - Kjemikalieoversikt og miljøklassifisering.
3.2.5 Beredskapskjemikalier
Av sikkerhetsmessige årsaker blir beredskapskjemikalier brukt i borevæske i tilfelle en uventet situasjon eller spesielle
problemer oppstår (f. eks borestrengen setter seg fast, sirkulasjonstap under boring). Beredskapskjemikalier blir
vurdert og godkjent i henhold til interne krav og HOCNF er tilgjengelig fra NEMS Chemicals.
En oversikt over beredskapskjemikalier samt kriterier for bruk og dosering i borevæsken er vist i vedlegg Kapittel 12.
Vedlegg- Kjemikalieoversikt og miljøklassifisering, se krav i henhold til Aktivitetsforskriften § 67.
Planlagte utslipp til sjø 17

3.3 Riggkjemikalier
Oversikt over estimert forbruk og utslipp, herunder miljøklassifisering av riggkjemikalier kan bli funnet i Kapittel 12.
Vedlegg 12 - Kjemikalieoversikt og miljøklassifisering.
3.3.1 BOP - kontrollvæske
BOP hydraulikkvæsker blir brukt for trykksetting av ventiler og systemer for BOP (utblåsningsventil). Kun planlagte
utslipp til sjø i førbindelse med testing av systemene vil forekomme. Under normal drift vil BOP væsken ikke slippes
ut med mindre BOP-funksjonene er aktivert. For boring av brønn 16/1-19S Amol & 20S Asha East er BOP-væskene
Pelagic 50, Pelagic GZ Glycol og Pelagic Stack Glycol V2 planlagt at bli brukt. Pelagic 50 er et gult kjemikalie mens
Pelagic GZ glycol og Pelagic Stack Glycol V2 er klassifisert som PLONOR/grønne.
3.3.2 Vaskekjemikalier
Vaske- og rengjøringskjemikalier brukes til rengjøring av gulvflater, dekk, olje/fettholdig utstyr etc.
Rengjøringskjemikaliene er overflateaktive stoffer som har til hensikt å øke løsligheten av olje i vann. Det vil bli brukt
Marclean RC (kategori gul) til lettere rengjøring og CC-Turboclean (kategori gul) til tyngre rengjøring på Borgland
Dolphin. Generelt vil ca. 50 % gå til slop og resten som utslipp til sjø. Ved vasking av dekk under boring med
oljebasert borevæske vil vaskevann i skitne områder gå i lukket avløp og renses/sendes til land. Ut over dette vil brukt
vaskemiddel slippes til sjø.
3.3.3 Gjengefett
Gjengefett benyttes ved sammenkoblinger av borestrengen og fôringsrør før å beskytte gjengene, og for å forhindre at
farlige situasjoner oppstår. Valg og bruk av gjengefett tas på grunnlag av vurderinger av teknisk ytelse, driftstekniske
erfaringer, helsemessige aspekter og miljøvurderinger. Generelt er gjengefett oljeløselige og tungt nedbrytbare, og skal
derfor utfases på sikt. Ved boring med vannbasert borevæske vil en del av gjengefettet bli sluppet ut til sjø sammen
med kaks. Utslipp til sjø av gjengefett er estimert til 15 % av forbruket. Ved boring av oljebasert borevæske vil
overskytende gjengefett følge kaks til rigg og bli sent til land. Det vil dermed ikke være utslipp av gjengefett ved
boring med oljebasert borevæske.
Borestreng
For borestreng planlegges det å bruke det gule gjengefettet Jet-Lube NCS-30 ECF.
Fôringsrør
For smøring av gjenger for fôringsrør planlegges det å bruke det gule gjengefettet Jet Lube Sealguard ECF.
Marine stigerør
Borgland Dolphin benyttet tidligere den røde kjemikalie Jet Lube Alco EP 73 Plus til smøring av bolter og koblinger
på stigerør. Denne er erstatt i 2013 med det gule gjengefettet Jet-Lube NCS-30 ECF.
3.3.4 Kjemikalier i lukket system
Per januar 2010 er det krav å ha HOCNF for kjemikalier i lukkede systemer med et forbruk på over 3000 kg per
system per år. Disse produkttypene og anvendelsen er ikke ment for utslipp til sjø. Dermed har ikke alle kjemikalier
blitt testet under OSPAR-kravene så langt, og har ikke HOCNF tilgjengelig på dette stadiet. Inntil HOCNF kan gis,
vil kjemikaliene bli rapportert som svarte.
Planlagte utslipp til sjø 18

Med forbruk menes første fylling av systemet, utskiftning og all annen bruk av kjemikaliene.
Hydraulikkvæsken Houghto-Safe RAM 2000N er identifisert til å være omfattet av kravet om HOCNF ut fra et
forventet årlig forbruk høyere enn 3000 kg per år per innretning inkludert første oppfylling samt utskiftning av all
væske i systemet. I tillegg er det identifisert to andre produkter; Hypsin AWH-M 32 og Hypsin AWH-M 46. Alle
disse kjemikaliene er klassifisert som svarte.
Utskiftning av kjemikalier i lukkede system vil vanskelig kunne forutses, og det vil være mulighet for utskiftninger på
riggen i løpet av et år. Det søkes derfor om et estimert forbruk på 46 tonn som omfatter et normalt årlig forbruk.
De omsøkte produktene er innehold i lukkede systemer og vil ikke medføre utslipp til sjø. Ved års-rapporteringen vil
Wintershall levere informasjon om faktiske forbrukte mengder av navngitte produkter. Det jobbes med å finne mer
miljøvennlige erstatninger av svarte kjemikalier.
3.4 Rensing av oljeholdig spillvann
Spillvann fra sloptank vil bli renset i henhold til myndighetskrav og gå til utslipp. Renseanlegget på Borgland
Dolphin er levert av BakerHughes og er en «Eco Treatment Unit» som ble installert på riggen sommeren 2011.
Anlegget er basert på mekanisk separasjon og det brukes ingen kjemikalier i prosessen. Rensekapasiteten er 5-10
m3/time. Olje-innholdet skal ikke overstige 30 mg olje per liter vann som veid gjennomsnitt for en kalendermåned.
Målingene utføres manuelt, før hver batch slippes til sjø. Spillvann går til utslipp dersom målingene er under 30
mg/l. Dersom man ikke oppnår god nok rensegrad på riggen vil slopvann bli fraktet til land til godkjent
mottaksanlegg for behandling.
3.5 Sanitærvann og organisk kjøkkenavfall
Borgland Dolphin har normalt en bemanning på ca. 100 personer og vann fra sanitæranlegg vil slippes til sjø.
Organisk kjøkkenavfall vil bli kvernet og sluppet ut til sjø.
Planlagte utslipp til sjø 19

4 Utslipp til luft
4.1 Utslipp ved kraftgenerering
Utslipp til luft vil hovedsakelig være avgasser fra brenning av diesel i forbindelse med kraftgenerering. Borgland
Dolphin er utstyrt med dieselmotorer av type Caterpillar 3612 for kraftgenerering. Gjennomsnittlig dieselforbruk per
døgn er anslått til 20 tonn/døgn. Forventet forbruk av diesel for letebrønn 16/1-19S Amol & 20S Asha East er ca. 3
260 tonn over163 dagersdrift. Utslippsfaktorene anbefalt av Norsk Olje og Gass (ref. /10, 11/) er benyttet, i tillegg
til riggspesifikkeutslippsfaktorer for NO x. NO x-faktor for dieselmotorer for Borgland Dolphin er målt til 26,75 kg
NOx/tonn drivstoff.Beregnet utslipp av klimagasser til luft er gitt i tabell 4.1. Utslippsfaktoren for SOx er basert på
svovelinnholdeti dieselpå 0,5 g/kg, mens tettheten for diesel er 0,855 tonn/m 3.
Table 4.1 Utslipp av klimagasser til luft
Forbrukdiesel(tonn)
Faktor
(tonn/tonn)
CO2 NOx nmVOC SOx
Utslipp
(tonn/tonn)
Faktor
(tonn/tonn)
Utslipp
(tonn/tonn)
Faktor
(tonn/tonn)
Utslipp
(tonn/tonn)
Faktor
(tonn/tonn)
Utslipp
(tonn/tonn)
3260 3,17 10334,0 0,027 87,2 0,005 16,0 0,0028 9,0
4.2 Utslipp ved brønntesting
Det planlegges med opp til to brønntester med forbrenning av brønnstrøm dersom det gjøres funn. Brønntesting
planeresfor både AshaEast og Amol prospektet. Brønntesting vil bli utført for Asha East prospektet i Hugin eller
Intra Heather formasjonenom disse er hydrokarbonførende med tilstrekkelig reservoarkval itet. Dessuten planlegges
et brønntest for Amolprospektet i Åsgård formasjonen, likeså her i fall formasjonen er hydrokarbonførende med
tilstrekkeligreservoarkval itet. Maksimum vil to brønntester bli utført. Brønntestens design for begge prospektene vil
værelik. Den endeligebeslutningen om å teste vil bli basert på kjerneprøver, wirelinelogger og væskeprøver fra
reservoaretgjenvunnet under logging. Ved gjennomføring av brønntest planlegges det også å tas oljeprøver for
forvitringsstudier.
Den forventede gjennomsnittlige hastigheten under hovedstrømningsperioden i testene er omtrent 1 000 Sm3/dag
olje og 77 000 Sm3/dag assosiert gass (GOR 77 Sm3/Sm3). I begge tilfellen vil brønnen perforeres i oljesonen og
vann er ikke forventeti brønnstrømmen.
For brønntestene vil en Sea Emerald brenner brukes, noe som gir høy effektivitet og god forbrenning. Denne typen
brenner produserermindre hydrokarbondråper enn konvensjonelle brennere, og minimerer potensialet for at
hydrokarbonerfallerut ved flammen. Brenneren har kapasitet til å håndtere brønnstrømmer med opptil 25 %
vannkutt, men det forventesdog ingen vannproduksjon i løpet av enten Asha East eller Amol brønntestet. Ved
oppstart av brønnstrømmen samles produsert væske opp i en tank. Den delen av væsken som er brennbar
(hydrokarboner)brennes, mens den delen som består av ikke brennbar væske samles opp og transporteres til land til
godkjent mottaksanlegg.
Den totale produksjonstiden for respektive brønntest er beregnet til 52 timer. Dette inkluderer første opprenskning,
hovedstrømningog en prøvetaking av brønnstrømning i bunnhullet i slutten av testen.
Utslipp til luft i forbindelse med brønntest vises i tabell 4.2. Utslippsfaktorer anbefalt av OLF/Norsk Olje og gass er
brukt (ref. /10, 11/). Estimert produsert hydrokarbonvolum for respektive test er 1 833 Sm3 olje, 141 167 Sm3
assosiert gass og 14 Sm 3 baseolje.
Utslipp til luft 20

Table 4.2 Utslipp til luft ved brønntesting (to test)
Brnntest Mengde (Sm3)
Olje 3 666
Naturgass 282 334
Baseolje 28
Faktor Utslipp (tonn) Faktor Utslipp (tonn) Faktor Utslipp (tonn)
3,17
(tonn/tonn)
2,34
(kg/Sm3)
3,17
(tonn/tonn)
CO2 NOx nmVOC
9878,0
660,7
70,1
0,0037
(tonn/tonn)
0,012
(kg/Sm3)
0,0037
(tonn/tonn)
Total 10 609 15,0 10,4
11,5
3,4
0,08
0,0033
(tonn/tonn)
0,00006
(kg/Sm3)
0,0033
(tonn/tonn)
Sea Emerald brenneren er testet i stor utstrekning, har blitt brukt i Nordsjøen og har vist seg å være svært effektiv.
Operasjonen vil bli planlagt og styrt på en måte som gjør at man får best mulig forbrenning av brønnstrømmen for å
minimalisereutslipp til sjø. Under forbrenning av olje ved brønntest kan noe uforbrent olje falle i sjøen. Norsk olje
og Gass/OLF anbefalerat det beregnes et nedfall på 0,05% av total mengde olje som brennes. For respektive
brønntest vil det tilsvareet nedfall av olje på ca. 0,92 m 3.
4.3 Totale utslipp til luft under boreoperasjonen
Totale utslipp til luft i forbindelse med boring av letebrønn 16/1-19S Amol &20S Asha East vises i tabell 4.3.
Oversikteninkludererutslipp til luft fra både kraftgenerering og brønntesting.
Table 4.3 Total oversikt utslipp til luft. Oversikten inkluderer kraftgenerering og brønntesting (to test).
Aktivitet CO2Utslipp (tonn) NOxUtslipp (tonn) nmVOCUtslipp (tonn) SOxUtslipp (tonn)
Kraftgenereringboring 10334,0 87,2 16,0 9,0
Utslippvedbrønntesting 10608,8 15,0 10,4 n.a.*
Totalt 20942,8 102,2 26,4 9,0
*Utslippsfaktorfor SOxfor brønntestinger ikketilgjengeligfra OLF
10,3
0,017
0,07
Utslipp til luft 21

5 Avfallhåndtering
Riggen Borgland Dolphin har etablert et system for avfallshåndtering og avfallssortering i overensstemmelse med
retningslinjene utgitt av Norsk Olje og Gass/OLF og som regnes som bransjestandard. Avfallet sorteres i konteinere
og leveres i land for følgende typer avfall:
-Papp og papir
-Matbefengt/Matforurenset avfall
-Treverk
-Glass
-Plast
-EE-avfall
-Metall (jern og stål)
-Farlig avfall
-Brennbart avfall (rest)
Videre håndtering av avfallet foregår på land. Wintershall har en basekontrakt med NorSea Group AS og
avfallshåndteringsleverandør er Maritime Waste Management. Avfallskontraktørene sørger før en optimal håndtering
og sluttbehandling av avfallet i henhold til kontraktene. Egna avtaler er inngått for behandling av boreavfall
(borekaks, brukt oljeholdig borevæske, oljeholdig slop)med borevæskekontraktører og spesialfirma for håndtering av
boreavfall.
Håndtering av borekaks
Kaks generert under boring med vannbaserte borevæskesystemer er designet for å kunne slippes til sjø. Oljeholdig
kaks sendes til land og behandles på godkjent anlegg for deponering. Kaks blir knust av en hammermølle og varmet
opp slik at olje, vann og fast stoff separeres. Baseoljen fra vedheng av kaks blir gjenvunnet og kan benyttes i ny
oljebasert borevæske eller som drivstoff for dieselmotorer. Fast stoff benyttes til bland annet produksjon av asfalt.
Avfallhåndtering 22

6 Utslippreduserende tiltak
Tiltak for å begrense utslipp under boreoperasjonen er listet nedenfor. Disse vil bli fulgt opp i den detaljerte
planleggingen og gjennomføringen av boreoperasjonene:
• Rutiner vil bli etablert for å redusere bruken av kjemikalier, og for å gjenbruke kjemikalier der det er mulig
• Prosedyrer og operativ logistikk for å hindre søl på riggen, og for å samle opp søl hvis det skulle oppstå, skal være på
plass og følges opp ved rigginspeksjoner og i daglig operativ forvaltning. Dette omfatter inspeksjon og stenging av
avløp som kan føre til utilsiktede utslipp til sjøen
• Oppfølging av riggen, opprettholdelse av barrierer mot uhellsutslipp
• Der det er mulig vil brukt borevæske sendes til land for gjenbruk
• Ubrukte kjemikalier skal ikke slippes til sjø, men vil bli returnert til land. Tørr sement som er igjen i tankene vil bli
resirkulert, forutsatt at det er teknisk akseptabelt
• Rutiner i forbindelse med lasting / lossing av hydrokarboner (inkludert diesel) kontrolleres som en del av
forberedelsene for boreoperasjonen. Dette omfatter kompatibilitet og vedlikehold av slangetilkoblinger, kontroll /
testing / utskifting av bulkslanger, prosedyrer for kontroll av kritiske ventiler, etc.
• Bruk av ROV under topphulls sementeringsoperasjoner (returnerer til havbunnen) for å sikre at slike går i henhold
til planene. Dette vil bidra til å justere anslåtte mengder i de påfølgende operasjonene
• IR-kamera på standby-fartøy for oppdagelse av hydrokarbonlekkasjer
For boring av letebrønn 16/1-19S Amol & 20S Asha East er det planlagt å slippe ut kjemikalier i PLONOR og gule
kategorier. Av disse vil de gule Y2-kjemikaliene få størst fokus for substitusjon. Det er også identifisert alternativ til
de svarte kjemikaliene som vil bli brukt i det lukkede systemet på boreriggen. Den svarte kjemikalien Hyspinn
AWH-M 46 har en rød motsvarighet (BioBar 46), den svarte kjemikalien Hyspinn AWH-M 32 kunde ersattes med
den røde kjemikalien BioBar 32 mens det til den svarte kjemikalien Houghton Safe RAM2000 finnes ulike gule og
røde produkter som kunde ersatte denne beroende på anvendelseområdet. Wintershall vil sette fokus for substitusjon
av disse svarte kjemikaliene til mer miljøvennlige produkter.
Utslippreduserende tiltak 23

7 Miljøkonsekvenser som følge av boring av
brønnen
7.1 Ankerlegging
Havbunnsundersøkelsen (ref. /1,2/) indikerte ingen koraller eller annen sårbare havbunnsforhold i området, og
dermed er det ikke forventet miljømessige konsekvenser av leggingen av ankere på letebrønnen 16/1-19S Amol &
20S Asha East.
7.2 Utslipp av borekaks
Utslippene av borkaks og partikler vil spre seg og bli distribuert i vannet avhengig av partikkelstørrelse, strømstyrke
og retning. Den resulterende sedimenteringen vil oppstå i varierende avstand fra borestedet. Det er ikke gjort noen
spredningsberegning for denne brønnen, ettersom ingen sårbare havbunnsforhold ble identifisert under befaringen.
Basert på erfaring fra andre boreoperasjoner, med kombinerte utslipp fra havbunnen og overflaten forventes
sedimentering på opp til 10 cm innenfor de nærmeste 50-100 meterne fra utslippspunktet, og opp til 1 cm innenfor
ca 500 meter midtstrøms fra utslippspunktet. Simuleringer viser at strømretningen er av stor betydning for
fordelingen av partikler.
Bunnsamfunn vil mest sannsynlig starte gjenkolonisering løpet av påfølgende år. Det ble lagt merke til at ved boring
av individuelle brønner med vannbasert borevæske er effekten på faunaen allerede mindre omtrent 50 meter fra
utslippspunktet, dersom utslippet av topphulls seksjoner skjer på havbunnen.
7.3 Utslipp av kjemikalier
Wintershall fokuserer på valg av kjemikalier som har minst mulig miljøpåvirkning når de slippes til sjøen. Selskapets
kjemiske leverandører har en erstatningsplan for de kjemikaliene som er farlige for helse og miljø. Leverandørene for
borevæsker og sementkjemikalier arbeider med utfasing av kjemikalier med høy miljørisiko. Wintershall jobber
sammen med kjemikalieleverandører for kontinuerlig å finne erstatninger for de kjemikaliene som skal slippes ut.
Miljøklassifisering av kjemikalier er gjort i samsvar med Driftsforskriftens § 63. Kjemikaliene er oppført som en
prosentandel av PLONOR (grønne) og miljømessig akseptable (gule) egenskaper. Svarte kjemikalier som er planlagt
brukt under boring av letebrønn 16/1-19S Amol & 20S Asha East vil være i lukket system og inget utslipp til sjø av
disse vil førekomme.
Borevæske
Vannbasert borevæske vil bli sluppet ut i sjøen som en del av boreoperasjonen. Det er anslått at totalt 46,8 tonn gule
borekjemikalier vil bli sluppet til sjøen.
Sement
Sementkjemikalier som slippes ut i forbindelse med boring, og rengjøring av sementeringsutstyr etter hver
sementjobb, anses å ha liten effekt på miljøet. Omtrent 1,1 tonn av den gule delen av sementkjemikaliene vil bli
sluppet ut i løpet av denne operasjonen. Større partikler i sementkjemikaliene vil raskt legge seg rundt brønnen, mens
mindre partikler kan transporteres lenger bort med strømmen. Noen av komponentene i kjemikaliene er vannløselige
og vil bli utvannet og oppløst under utslippsprosessen. Områder med giftige konsentrasjoner av kjemikalier i vannet
vil være svært begrensede og dette vil kun vare i svært kort tid.
Testkjemikalier
Det er anslått at omtrent 215 tonn gule kjemikalier vil bli brukt ved brønntesting, men det vil ikke være utslipp til
sjø av disse.
Miljøkonsekvenser som følge av boring av brønnen 24

Riggkjemikalier
BOP kontrollvæske, gjengefett og rengjøringskjemikalier er alle kjemikalier klassifisert i gul kategori. Planlagt utslipp
av stoffer i gul kategori er 10,2 tonn. Prosentandelen av fett som lekker ut fra gjengefett er svært lav, og vil ikke
forårsake giftige konsentrasjoner i vannsøylen ved utslippspunktet.
7.4 Testing
Under brønntesten på letebrønn 16/1-19S Amol & 20S Asha East vil det brukes en brenner av typen Sea Emerald.
Brenneren har forbedret luftinntak for å sikre størst mulig grad av fullstendig forbrenning. Tidligere tester har vist at
brenneren har meget høy effektivitet i forbrenningen. Under testen, kan det ikke utelukkes at noe uforbrent olje vil
falle i sjøen, og at det kan dannes en tynn film på overflaten i rolig vær. Testing er planlagt for februar eller mars
måned, og det er mest sannsynlig at vind og bølger vil bidra til rask forvitring av en slik oljefilm. Det er anslått at
utslipp i løpet av testperioden vil variere, men vil være ca 1m 3 olje/dag.
Miljøkonsekvenser som følge av boring av brønnen 25

8 Kontroll, måling og rapportering av utslipp
All rapportering av kjemikaliebruk og utslipp i forbindelse med boring av letebrønn 16/1-19S Amol & 20S Asha East
vil bli gjort i samsvar med regelverkets krav, samt interne retningslinjer. De samme kravene vil også gjelde for
leverandører som leverer tjenester i forbindelse med boring av denne brønnen. Rapportering av borevæske,
sementkjemikalier, borkaks og industriavfall vil bli gjort av den enkelte leverandøren, med kvalitetskontroll fra
Wintershall. Rapportering av riggkjemikalier og dieselforbruk gjøres av riggentreprenøren, til Wintershall.
Alle kjemikalier som skal brukes offshore skal være godkjent og tilgjengelig for Klif i NEMS Chemicals. Alle
kjemikalier vil bli erstattet med mer miljøvennlige kjemikalier hvis slike blir tilgjengelige og er forsvarlige fra et
teknisk ståsted, samt et sikkerhetsmessig ståsted. All kjemikaliebruk skal rapporteres for hver borefase.
Wintershall bruker miljøregnskapssystemet NEMS Accounter for rapportering av miljødata. Rapporteringen følges
opp i samsvar med tillatelsen etter forurensningsloven. Eventuelle uhellsutslipp vil bli rapportert i selskapets
rapporteringssystem for loggføring av hendelser. Meldinger og rapporteringspliktige utslipp vil bli varslet i samsvar
med kravene i Aktivitetsforskriftene.
Kontroll, måling og rapportering av utslipp 26

9 Miljørisiko og oljevernberedskap
9.1 Miljørisiko og- beredskapsanalyse
Miljørisiko- og beredskapsanalyse har blitt utført for letebrønn 16/1-19S Amol & 20S Asha East av Akvaplan-niva
AS (ref /6/). Analysen ble utført i henhold til retningslinjene fra OLF og OLF / NOFO, henholdsvis. Kompetanse
innen miljørisiko og beredskap har vært involvert i møter om brønnplanlegging, med teknisk personell for å sikre at
miljøhensyn blir ivaretatt. Analysen har blitt gjennomført for den viktigste perioden, oktober-juli, for å omfatte
potensielle konsekvenser av utslipp sent i boreperioden. En analyse av relativ miljørisiko gjennom hele året har blitt
gjort for de mest utsatte artene, for å dekke endringer i miljørisiko dersom det blir endringer i boreperioden. Viktige
innspill til vurderingen var for situasjoner med tap av brønnkontroll (etter de gitte ratene og varighetene i analysen)
utført av Acona Flow Technology (ref /12/ ). Det er blitt gjort en oppdatering på denne Blowout og Dynamic
Wellkill Simulations (ref /13/) som følge av endring i brønndesign. Akvaplan-niva AS har vurdert endringene og
kommet frem til at endringen i brønndesig medfører lavere utslippsrater og konkluderer med at den gjennomførte
miljørisiko og beredskapsanalysen er dekkende for aktiviteten.
Et sammendrag av resultatene fra miljørisiko- og beredskapsanalyse og oppdateringene er gjengitt i dette kapittelet.
9.2 Forutsetninger
Forutsetninger og akseptkriterier
Analyse av miljørisiko og beredskapsbehov er gjennomført i henhold til OLF og OLF/NOFOs veiledninger for
denne type analyser, basert på valgt konsept og brønndesign. Som grunnlag for analysene er det innhentet oppdaterte
data for utbredelse av sjøfugl i åpent hav fra NINA gjennom SEAPOP-programmet (oppdatert april/mai 2013) (ref.
/8/). Det har også benyttet nylig oppdaterte data fra met.no (ref. /14/) for målinger av vind og temperatur offshore.
Det er videre benyttet 2009 utgaven av BlowFam versjonen av Scandpowers rapport om frekvenser for utblåsning.
Det er gjennomført en egen Blowout & Kill-analyse som er lagt til grunn for analysene (ref /12,13/).
Wintershall benytter akseptkriterier for miljørisiko, som resultatene måles mot. Wintershall har som mål å minimere
effekten av operasjoner på miljøet, være proaktive ift. å håndtere risiko for uønskede hendelser, samt kontinuerlig å
forbedre sin ytelse innen helse, sikkerhet, miljø og kvalitet. Dersom miljørisikoen viser seg å overstige akseptkriteriet,
regner Wintershall den som miljømessig uakseptabel, og risikoreduserende tiltak skal gjennomføres. Selv om
miljørisikoen ikke overstiger akseptkriteriet skal miljørisiko reduseres etter ALARP prinsippet, med hovedfokus på
tiltak som reduserer sannsynligheten for hendelse. I MIRA-metoden benyttes et ALARP-område som grense for når
risikoreduserende tiltak bør vurderes, og selskapet skal selv ta stilling til hvor høy andel av akseptkriteriet som utgjør
ALARP-området. Det er vanlig å benytte 50 % av akseptkriteriet. Wintershall har formulert ytelseskrav til
oljevernberedskap som er benyttet til analyse av beredskapsbehov og dimensjonering av beredskapsnivå. Med hensyn
til dimensjonering av kystnær beredskap har Wintershall anvendt Statoil sin metode.
En skadebasert miljørisikovurdering (MIRA-metoden) (ref. /16/) har blitt gjort for sjøfugl, sel og strandlinje. For
fiskeressurser ble en førstestegs overlappingsanalyse gjennomført. MIRA metoden analyserer miljøskader som en
sannsynlighetsfordeling av bestandstap i kategorier og beregnet miljørisiko som frekvenser innenfor disse kategoriene,
og som brøker av akseptkriterier.
Oljedriftsberegninger er gjennomført med versjon 6.2 av OSCAR, og med oppdaterte vinddata. Totalt er det
gjennomført modellering av 24 kombinasjoner av rate og varighet, til sammen 56736 simuleringer.
Oljedriftssimuleringer er gjennomført for hele året for alle rater og varigheter.
Miljørisiko og oljevernberedskap 27

En utblåsning kan skje når boringen har nådd oljeførende lag. Analyseperioden for miljørisiko beregnes fra dette
tidspunkt (konservativt antatt oktober) og med følgetid for oljen etter evt. langvarige utblasninger. Lengste varighet
er for denne aktiviteten er tiden det tar å bore en avlastningsbrønn, estimert av Acona Flow Technology (ref./ 12/) til
75 dager. I tillegg følges oljen i 30 dager, og det er tatt høyde for senere borestart. Miljørisiko og beredskapsbehov er
dermed analysert for perioden oktober tom. juli (10 mnd). Total miljørisiko beregnes for denne perioden. I tillegg
beregnes månedsvis miljørisiko for alle arter av sjøfugl og marine pattedyr for hele året. Beredskapsbehov beregnes pr.
måned gjennom året.
Wintershall har vurdert kravene til beredskap som skal etableres for virksomheten, basert på resultatene av analysene.
Beredskapsløsningen som Wintershall forplikter seg til er beskrevet i kapittel 10. Før boringen starter vil Wintershall i
samarbeid med NOFO etablere og operasjonalisere beredskapen som er nødvendig i tilfelle akutte oljeutslipp. Som
en del av brønnplanlegging har oljedriftsimuleringer fra ulike scenarioer og analyse av miljørisiko og beredskapsbehov
blitt gjennomført.
Risikoreduserende tiltak
Flere brønner er boret tidligere i nærliggende lisenser, og erfaringene fra disse brønnene og nærliggende felt som er i
drift har blitt brukt i brønnplanleggingen. Brønndesignet har blitt vurdert med hensyn til miljørisikoelementer.
Brønndesignet med bruk av fôringsrør og forlengelserør i de ulike brønnsegmentene har blitt utviklet for å minimere
sannsynligheten for tap av brønnkontroll, og for å redusere utblåsningsratene. Det er estimert nødvendig tid for
boring av en avlastningsbrønn til 75 døgn, og det er for alle scenarier tilstrekkelig med én avlastningsbrønn. Brønnen
er lokalisert i område med etablert aktivitet og med god tilgang til rigger for å bore en avlastningsbrønn dersom
behovet skulle oppstå.
9.3 Utslippspotensial
Valg av referanseolje
Basert på kjennskap til reservoaret og informasjon om oljetyper ved nærliggende felter, er Snorre B råolje valgt som
referanseolje. Ved utslipp til sjø har denne råoljen et raskt vannopptak og danner stabile emulsjoner. Under både
sommer- (15 °C) og vinterforhold (5 °C) har emulsjonen et maksimalt vanninnhold på 74 til 80 %. Fullt
vannopptak nås i løpet av 3 - 6 timer ved 15 m/s vindstyrke og etter 3 - 4 døgn ved 2 m/s vindstyrke.
Det foreligger ikke informasjon om referanseoljens egenskaper mht. kjemisk dispergering. Det anbefales derfor som
et ledd i utarbeidelsen av beredskapsplan mot akutt oljeforurensning at det gjennomføres en kartlegging av
miljøressurser og en vurdering av hvordan ulike beredskapsstrategier kan anvendes for å redusere konsekvenser på
disse.
Oljetypen har en moderat lang levetid på overflaten ved lave vindstyrker og sommerforhold (55 % er igjen på
overflaten etter 5 døgn ved 2 m/s vind). Ved sterk vind (15 m/s) og samme temperatur er det ikke olje igjen på
overflaten etter 2 døgn. Ved de vindforholdene som er forventet på borelokaliteten i den planlagte boreperioden (10
m/s) er ca 20 % av oljen igjen på overflaten etter 1 døgn, og ca. 2-3 % etter 5 døgn.
Miljørisiko og oljevernberedskap 28

Fig. 9.1 Emulsjonsmengde på overflaten under ulike vindforhold. Figuren viser utstrømning av Snorre B råolje for vektet rate (overst),
laveste rate (midten), samt høyeste rate for overflateutslipp (nederst).
Dimensjonerende hendelser
Dimensjonerende definerte fare og ulykkessituasjoner (DFU) er vurdert å være en ukontrollert utstrømning fra
reservoaretsom en følgeav tap av brønnkontroll. Sannsynlighet for tap av brønnkontroll er 1,6 x 10 -4, med en 20/80
fordelingmellom sannsynlighet for henholdsvis overflate- og sjøbunnsutslipp.
Acona Flow Technology (ref (/12/) har gjennomført simulering av utstrømningsrater fra Amol/Asha East for
Wintershall,med sannsynlighetsfordeling av rater og varigheter for fire scenarier, med Amol planlagt som
hovedbrønn og AshaEast som sidesteg:
Miljørisiko og oljevernberedskap 29

Utblåsning fra "Amol Mainbore" med 9 5/8" fôringsrør
Utblåsning fra "Amol Mainbore! med 9 5/8" fôringsrør
Utblåsning fra sidesteg Amol Sidetrack med 9 5/8 " fôringsrør
Utblåsning fra Asha East med 9 5/8" fôringsrør
Av disse er det eventuell utblåsning fra Asha East som har høyeste rater, og som derfor er benyttet som
dimensjonerende for aktiviteten. For denne er samme referanseolje som for Asha Noor-analysen benyttet, Snorre B,
som derfor er benyttet til oljedriftssimuleringer med full rate-varighetsmatrise. I tillegg er det foretatt en
sensitivitetsvurdering med Luno olje for overflateutslipp med 6309 Sm 3/døgn i 15 døgn og sjøbunnsutslipp med
5957 Sm 3/døgn i 15 døgn.
Disse er evaluert og gruppert av Akvaplan-niva, og benyttet ved gjennomføring av oljedriftsberegninger.
Det er gjennomført oljedriftsberegninger med full rate- varighetsmatrise, samt en miljørisiko- og beredskapsanalyse i
henhold til OLF og OLF/NOFOs veiledninger. Analysen er gjennomført for perioden februar tom. november.
Oljedriftsberegninger er gjennomført med versjon 6.2 av OSCAR, og med oppdaterte vinddata.
Utslippsratene er moderat høye og utblåsningsfrekvensen er som for en standard letebrønn. Overordnet kan ratene
ved et overflateutslipp plasseres i fire grupper som følger:
Rundt 1585 Sm 3/d
Rundt 4773 Sm 3/d
6821 Sm 3/d
18937 Sm 3/d
Restriksjoner i strømningsveiene føre til økt innblanding i vannmassene ved utslipp fra sjøbunnen. For
sjøbunnsutslipp er ratene derfor gruppert med hensyn til restriksjon i utstrømningen fra BOP:
Rundt 1670 m 3/d (varierende fra 1602 til 1953 Sm 3/d) ved 5 % åpen BOP. (Rategruppen utgjør 70 % av
sjøbunnsutslipp gitt hendelse).
Rundt 4681 Sm 3/d. (varierende fra 3650 til 4889 Sm 3/d)
6682 Sm 3/d
18630 Sm 3/d
Vektet rate for overflateutslipp er 3032 Sm 3/d, mens vektet rate for sjøbunnsutslipp er 3054 m 3/d. Vektet varighet er
hhv. 13 dager ved overflateutblåsning og 19 dager ved sjøbunnsutblåsning.
Wintershall dimensjonerer oljevernberedskap etter emulsjonsmengden som følger av vektet rate ved et
overflateutslipp.
Oljedriftsberegninger
Oljedriftsberegninger er gjennomført med versjon 6.2 av OSCAR, og med oppdaterte vinddata. Totalt er det
gjennomført modellering av 24 kombinasjoner av rate og varighet, til sammen 56736 simuleringer. Influensområder
på overflate er vist i Figur 9.2-9.5.
Totalt strander olje i 60,4 % av samtlige simuleringer som er gjennomført. Dersom man inkluderer
sannsynlighetsbidraget fra hvert scenario (overflate/sjøbunn, rate og varighet) vil den totale strandingssannsynligheten
reduseres til 27,3 %. Den maksimale strandingsmengden i noen simulering er 337 180 tonn emulsjon. 95-prosentil
av største strandede mengde er 2737 tonn emulsjon. Korteste drivtid av samtlige scenarier er 8,75 døgn. 95 persentil
av korteste drivtider for scenarier som strander er 22,7 døgn.
Miljørisiko og oljevernberedskap 30

Fig. 9.2 Overflateutslipp over vektet rate. Sannsynlighet for treff av olje på overflaten med mer enn 1 tonn i en 10 x 10 km rute for
overflateutslipp med rate over vektet rate og varighet nærmest vektet varighet.
Miljørisiko og oljevernberedskap 31

Fig. 9.3 Oljekonsentrasjon. Sannsynlig THC-konsentrasjon (ppb) i en 10 x 10 km rute for overflateutslipp med rate nærmest vektet rate og
-varighet.
Miljørisiko og oljevernberedskap 32

Fig. 9.4 Sjøbunnsutslipp. Sannsynlighet for treff av olje på overflaten med mer enn 1 tonn i en 10 x 10 km rute for sjøbunnsutslipp med
laveste rate og korteste varighet og 5 % åpen BOP (mest sannsynlige utblåsningscenario).
Miljørisiko og oljevernberedskap 33

Fig. 9.5 Strandning. Sannsynlighet for treff av olje på strand med mer enn 1 tonn i en 10 x 10 km rute for overflateutslipp med rate over
vektet og varighet 15 dager.
Miljørisiko og oljevernberedskap 34

9.4 Miljørisiko
Boringen planlegges gjennomført på en tid av året med relativt mye vind og bølger innledningsvis. Lystilgang og
værforholdbedresgjennom våren.
For sjøbunnsutslipp er det begrenset innblanding i vannmassene grunnet et relativt lavt GOR. Det vil derfor være
olje på sjøoverflatenog stranding også etter et sjøbunnsutslipp, mest ved de laveste ratene. Fordi de fleste
sjøbunnsutslippenegir lavere sannsynlighet for olje på overflaten, bidrar dette til å redusere miljørisikoen totalt for
sjøfuglpå åpent hav samt ressurser i kystsonen. En analyse av treffsannsynlighet og ressurstetthet viser hvilke områder
som peker segut for prioritering for konsekvensreduserende tiltak på bakgrunn av miljørisikoanalysen: Beskyttelse av
sjøfugli åpent hav i de områdene der det er høy treffsannsynlighet, samt beskyttelse av de mest sårbare områdene ved
kysten,spesieltved den type hendelser som gir mye olje på overflaten og lav naturlig dispergering.
Fiskeresurse r
Oljekonsentrasjoner i vannsøylen er benyttet i en trinn 1-miljørisikoanalyse for fisk med beregning av antallet
gyteområderutersom der THC -konsentrasjonene overstiger 50 ppb. Antallet modellruter med overlapp for de
enkelteartene er gitt i parentes: nordsjøtorsk (103 av 1051), nordsjøsei (158/803) og nordsjømakrell (160 av 3179).
Resultatetviserat det er moderat overlapp mellom cellene med gjennomsnittlig TH C-konsentrasjon >50 ppb og
gytefeltfor enkelteav artene, men disse artene har flere gytefelt i området som ikke overlapper, eller gytefeltet er
meget stort (se figur 9.6-9.7). Miljørisiko fra letebrønnen Amol/Asha East for fisk ansees derfor å være lav.
Fig. 9.6 Fiskeresurser -sei og makrell. Gyteområder for fiskeresurser samt THC- for sjøbunnsutslipp med rate nærmest vektet rate og
varighet 15 døgn for sei og makrell.
Miljørisiko og oljevernberedskap 35

Fig. 9.7 Fiskeresurser -nordsjøtorsk. Gyteområder for fiskeresurser samt THC- for sjøbunnsutslipp med rate nærmest over vektet rate og
varighet 15 døgn for nordsjøtorsk.
Sjøfugl
Skadebasert miljørisikoanalyse er gjennomført for samtlige sjøfuglarter i SEAPOP med oppdaterte data (SEAPOP
2013), for å sikreat ogsåarter med lav sårbarhet er ivaretatt. En fullstendig liste over disse er gitt i i
miljørisikoanalysen.
Resultatene fra den skadebaserte miljørisikoanalysen viser at miljørisikoen for Asha East/Amol er generelt moderat
lav,både i åpent hav (Figur 9.8) og for kystnære ressurser (Figur 9.9). I åpent hav er alkekonge i Nordsjøen mest
utsatt, med en gjennomsnittlig miljørisiko i perioden i underkant av 4,5 % av akseptkriteriet i skadekategori
"Betydelig"og i underkant av 3,25 % i kategori "Alvorlig". Også bestandene av alkekonge og lunde i Norskehavet,
samt, havsulei Nordsjøen har også en del simuleringer med bestandstap som fører til utslag i de alvorligste
skadekategoriene.
I de ytre kystområdene i influensområdet er det flere viktige overvintrings- og hekkeområder for sjøfugl, samt
områder som er viktigei trekkperiodene vår og høst. Kystnært er utslaget i beregnet også miljørisiko moderat lavt, i
underkant av 6 % av akseptkriteriet i skadekategori Alvorlig for sildemåke som høyeste gjennomsnittlige utslag. Det
er utslagi mange arter fordelt på flere økologiske grupper, og mange arter gir noe utslag i alle skadekategorier.
Makrellterne,havsule,alkeog lomvi har høyeste utslag i kategori Alvorlig. Datasettene som benyttes i
miljørisikoanalysefor kystbundne ressurser er nasjonale, og miljørisiko blir dermed tilsvarende lavere ettersom dagens
akseptkriterierikke tar hensyn til dette. Artene som slår høyest ut kystnært har store funksjonsområder som
overlappermed områder med signifikant treffsannsynlighet. Kystnært er det til dels betydelige endringer i
bestandsangivelsenei de nye datasettene med buffersoner.
Miljørisiko og oljevernberedskap 36

Fig. 9.8 Miljørisiko sjøfugl-åpent hav. Miljørisiko som andel av Wintershalls akseptkriterier i konsekvenskategorier for sjøfuglarter i åpent
hav som ga utslag.
Miljørisiko og oljevernberedskap 37

Fig. 9.9 Miljørisiko sjøfugl -kystnært. Miljørisiko som andel av Wintershalls akseptkriterier i konsekvenskategorier for sjøfuglarter kystnært
som ga utslag.
Marine pattedyr
I de ytre kystområdene er det viktige kaste- og hårfellingsplaser for havert og steinkobbe. Det er lav miljørisiko for
marine pattedyr. Høyeste miljørisiko er for havert (Bestanden Sør for Stadt) med under 0,45 % av akseptkriteriet i
skadekategoriModerat og i underkant av 0,4 % i kategori Betydelig. Det bør her bemerkes at havert gir mest utslag i
kasteperioden(september-november) og hårfelling (februar-mars) og det er disse månedene som slår ut. Steinkobbe
har utslagi overkant av 0,025 % i kategori Moderat. Dette utslaget er knyttet til kasteperiode/hårfelling juni-juli.
For oter finnes det ikke datasett tilrettelagt for miljørisikoanalyse, men det kan forventes at oter kan være til stede i
egnedestrand/kystområderog vil kunne berøres ved stranding av olje i disse områdene.
Miljørisiko og oljevernberedskap 38

Fig. 9.10 Miljørisiko havert og steinkobbe. Miljørisiko som andel av Wintershalls akseptkriterier i konsekvenskategorier for havert og
steinkobbe.
Strand
Det er også analysert miljørisiko for strandhabitater i perioden oktober til juli. Resutatene viser at det er lav
miljørisikofor strandhabitater.
9.5 Beredskap mot akutt forurensning
Letebrønn 16/1-19S Amol & 20S Asha East er plassert i et område med høy aktivitet, og med god tilgang på
oljevernressurser.Brønnen ligger ca. 154 km fra Utsira som er nærmeste land. Nærmeste felt i drift er Grane (30 km
nordøst), og Gudrun (33 km vest).
Utstrømningsratene fra brønnen ved et eventuelt tap av brønnkontroll er mellom 1529 og 18937 m3/d. Vektet rate
for overflateutslipper 3032 m 3/d, mens vektet rate for sjøbunnsutslipp er 3054 m 3/d.
Beredskapsanalysen viser behov for 3-5 NOFO-systemer i den havgående beredskapen (Figur 9.11). Rask oppnåelse
av tilstrekkeligkapasitetfor oppsamling nær kilden er viktig. Første system kan hentes fra Sleipner/Volve
områdeberedskapmed en initiell respons innen 7 timer. Fullt utbygd barriere kan være etablert innen 11 - 13 timer.
For kystnærberedskapkan ytelsekravene møtes ved grunnberedskap for utvalgte områder, totalt 9 kyst- og 9 fjordsystemer,
innen 22 døgn.
Miljørisiko og oljevernberedskap 39

Fig. 9.11 Systembehov i havgående beredskap gjennom året
Emulsjonen som referanseoljen danner ved utslipp til sjø er ikke vurdert mht. kjemisk dispergerbarhet. Mekanisk
opptak ansesav den grunn som primær bekjempelsesstrategi, men det anbefales som et ledd i utarbeidelsen av
beredskapsplanmot akutt oljeforurensning at det gjennomføres en kartlegging av miljøressurser og en vurdering av
hvordan ulike beredskapsstrategier kan anvendes for å redusere konsekvenser på disse.
Virkningen av beredskap på åpent hav vil redusere oljemengder som driver ut av operasjonsområdet for den
havgåendeberedskapen,som er inntil ca 10 km fra innretningen. Den samlede reduksjonen er beregnet til ca. 49 - 78
% (gjennomsnitt 63,5) i den aktuelle perioden. Dette vil ha en positiv effekt ved å redusere mulige skader på sjøfugl
på åpent hav, samt redusereinndrift av olje til kystsonen. Bekjempelsestiltakene vil også føre til en reduksjon i
filmtykkelsepå oljeflakene, og derved kortere levetid på sjøen.
Dimensjonerende restmengde av oljeemulsjon inn til norsk kystsone gitt en havgående beredskap med effektivitet
som beskrevetovenforer i underkant av 1700 tonn (95 prosentil). 95-prosentil minste drivtid for aktiviteten er 22,6
døgn, som er dimensjonerende responstidskrav i kystsonen.
Følgende områder bør bli spesielt prioritert for konsekvensreduserende tiltak:
Miljørisiko og oljevernberedskap 40

Beskyttelse av sjøfugl i åpent hav i de områdene der det er høy treffsannsynlighet
Beskyttelse av de mest sårbare områdene ved kysten, spesielt ved den type hendelser som gir mye olje på
overflaten og lav naturlig dispergering
Dette bør bli nærmere beskrevet i brønnspesifikk oljevernplan som bør utarbeides i god tid før oppstart av
boreaktiviteten.
Miljørisiko og oljevernberedskap 41

10 Wintershalls vurdering av miljørisiko og behov
for beredskap
10.1 Miljørisiko
Fra en samlet analyse av miljørisikoen konkluderer Wintershall med at det for den søkte boreoperasjonen vil
påvirkning på bunnfauna lokalt, og påvirkning på den marine miljø i området, være minimal. De utslipp som finner
sted i forbindelse med boring og riggens ankerlegging forventes ikke å påvirke resurser i nærområdet. Borgland
Dolphin har flere utslippsreduserende tiltak som vil bli fulgt opp under boringen av brønn 16/1-19S Amol & 20S
Asha East.
Miljørisikoen fra uhellsutslipp anses å utgjøre lav risiko for det marine miljøet.
10.2 Oljevernberedskap
Wintershall har evaluert oljevernsanalysen og skal etablere en aksjonsplan for oljevern basert på anbefalingene, som
angitt nedenfor:
Mekanisk oppsamling vil være det primære responsalternativet, men kjemisk dispergering vil vurderes som et
supplement. I tilfelle et oljeutslipp vil biologiske baselinedata og oljeprøver samles inn for analyse, for å vurdere
hvilke responsalternativer som innebærer den laveste totale miljøbelastningen.
Følgende områder vil bli spesielt prioritert for konsekvensreduserende tiltak:
- Beskyttelse av sjøfugl i åpent hav i de områdene der det er høy treffsannsynlighet
- Beskyttelse av de mest sårbare områdene ved kysten, spesielt ved den type hendelser som gir mye olje på overflaten
og lav naturlig dispergering
Dette vil bli nærmere beskrevet i brønnspesifikk oljevernplan som utarbeides i god tid før oppstart av boreaktiviteten.
Deteksjon og kartlegging
Detekteres ved hjelp av visuelle observasjoner og håndholdt IR, betjent av kvalifisert personell og varsling til 2. og 3.
linje i henhold til etablerte rutiner.
Havgående beredskap (Barriere 1 og 2)
- Første NOFO system innen 7 timer, Riggens standbyfartøy som sleper.
- Fullt utbygd kapasitet med totalt inntil 5 NOFO systemer og tilhørende slepefartøyer innen 13 timer, hentet fra
områdeberedskapen.
Kystnær beredskap (Barriere 3 og 4)
- Grunnberedskap for ni utvalgte områder, med totalt 9 Kyst- og 9 Fjordsystemer, etter behov og senest innen 22
døgn.
Strandrensing
- Ressurser gjennom NOFOs avtaler etter behov.
Miljøundersøkelser
- Miljøundersøkelser skal kunne startes senest 48 timer innen utslippet er varslet.
Wintershalls vurdering av miljørisiko og behov for beredskap 42

Beredskapsplan
- En brønnspesifikk beredskapsplan med tilhørende koblingsdokumenter vil utarbeides i detalj i god tid før borestart.
Denne planen bør beskrive på fartøys/base nivå hvilke ressurser som inngår i beredskapsløsningen,på en slik måte at
den kan danne grunnlag for en verifikasjon.
Kompetanse
- Det vil gjennomføres nødvendig kommunikasjon og opplæring for at Wintershall sin beredskapsorganisasjon skal
være kjent med analyser, planverk og forutsetninger slik at denne effektivt kan ivareta strategisk ledelse av en
oljevernaksjon og tilpasse kapasiteten til scenariet.
Det gjøres oppmerksom på at ved en eventuell hendelse vil ressurser mobiliseres i henhold til situasjonens behov, i et
omfang som kan være mer omfattende og med responstider som kan være kortere.
Wintershalls vurdering av miljørisiko og behov for beredskap 43

11 Referanser
1. Gardline, 2010. Seabed investigation report, Gardline Project ref. 8434.1
2. Gardline, 2013. Seabed investigation report, updated for 16/1 Amol. Gardline Project ref. 9491.
3. Areal rapport, 2010. Faglig grunnlag for en forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak. Redaktører Geir
Ottersen, Egil Postmyr og Magnus Irgens.
4. RKU-Nordsjøen. Oppdatering av regional konsekvensutredning for petroleumsvirksomhet i Nordsjøen.
Desember 2006.
5. Meteorologisk institutt, 2011. Metocean Report for well Asha Noor.
6. Akvaplan-niva, Juni 2013: Miljørisiko- og beredskapsanalyse. Brønn 16/1-19S Amol & 20S Asha East i PL457.
Rapport nr 6358.01
7. MRDB, 2010. Marine Resursdatabase. http://www-mrdb.no
8. SEPOP, 2010. Seapop website: http://www.seapop.no
9. Wintershall Norge AS, 2013. Drilling program for well 16/1-19S Amol & 20S Asha East
10. OLF, 2009. Veiledning til den årlige utslippsrapporteringen.
11. OLF, 2012. Oppdatering av rapporteringsguidline 8.1.2012
12. Acona Flow Technology, 2013. Blowout and Dynamic Wellkill simulations for exploration well 16/1 Amol
(PL457). March, 2013.
13. Acona Flow Technology, 2013. Amendment #1: Amol-updated well surveys. May, 2013.
14. Meteorologisk institutt webside: http://www.met.no
15. Scandpower, 2009. Blowout and Well Release Frequencies - Based on SINTEF Offshore Blowout Database.
BlowFam edition. Report no 80.005.003/2009/R3.
16. OLF, 2007. Metode for miljørettet riskoanalyse, (MIRA). Revisjon 2007. DNV rapport 2007-0063.
Referanser 44

12 Vedlegg - kjemikalieoversikt og
miljøklassifisering
Table 12.1 Totaloversikt kjemikalieforbruk ved boring av letebrønn 16/1-19S Amol & 20S Asha East
Forbruk(tonn) Utslipp (tonn)
Bruksområde Forbruk(tonn) Utslipp(tonn) grønn gul rød svart grønn gul rød svart
Borevæskevannbasert 1018,7 943,8 965,2 53,5 897,0 46,8
Borevæskeoljebasert 2481,2 1228,4 1252,8
Sementeringskjemikalier 1396,3 211,1 1369,1 27,3 210,0 1,1
Riggkjemikalier 28,8 24,1 13,9 14,3 13,9 10,2
Kjemikalieri lukket system 46,0 2,4 40,1 3,5
Testkjemikalier 2159,6 1944,3 215,2
Totalt 7130,6 1179,0 5520,9 1565,5 40,1 3,5 1120,9 58,1 0,0 0,0
Til land (tonn)
Kvari brønn (tonn)
Bruksområde Til land (tonn) Kvari brønn (tonn) grønn gul rød svart grønn gul rød svart
Borevæskevannbasert 74,9 68,2 6,7
Borevæskeoljebasert 2136,7 344,5 1061,4 1075,2 167,0 177,6
Sementeringskjemikalier 1185,3 1159,1 26,2
Riggkjemikalier
Kjemikalieri lukket system
4,7 0,0 4,7
Testkjemikalier 2150,0 9,6 1934,9 215,1 9,5 0,1
Totalt 4291,3 1614,3 2996,3 1295,0 0,0 0,0 1403,8 210,5 0,0 0,0
Table 12.2 Total beregnet forbruk og utslipp av vannbaserte borekjemikalier
Handelsnavn Funkjson
Miljø
klassifisering
Forbruk
(tonn)
Utslipp (tonn)
Kvari brønn
(tonn)
%av stoff
grønn gul
Forbruk(tonn)
grønn gul
Utslipp (tonn)
grønn gul
Kvari brønn (tonn)
grønn gul
AquacolD Inhibering Gul 51,4 45,0 6,4 100% 51,4 45,0 6,4
Barite Vektmateriale Grønn 654,5 613,3 41,2 100% 654,5 613,3 41,2
Bentonite Viskositet Grønn 92,1 92,1 0,0 100% 92,1 92,1 0,0
KCl Saltinnhold,inhibering Grønn 182,9 160,1 22,8 100% 182,9 160,1 22,8
Lime Alkalitet Grønn 0,5 0,4 0,1 100% 0,5 0,4 0,1
Mil-PacLV Reduserervæsketap Grønn 20,3 17,8 2,5 100% 20,3 17,8 2,5
Newdrill NY Inhibering Gul 2,0 1,8 0,3 100% 2,0 1,8 0,3
PermaloseHT Reduserervæsketap Grønn 8,1 7,1 1,0 100% 8,1 7,1 1,0
SodaAsh pHkontroll Grønn 1,7 1,6 0,1 100% 1,7 1,6 0,1
XanthanGum Viskositet Grønn 4,9 4,5 0,4 100% 4,9 4,5 0,4
AP-033Thiocyanatetracer Tracer Gul 0,1 0,1 0,0 100% 0,1 0,1 0,0
Totalt 1018,7 943,8 74,9 965,2 53,5 897,0 46,8 68,2 6,7
Table 12.3 Total beregnet forbruk av oljebaserte borekjemikalier
Handelsnavn Funkjson
Miljø
klassifisering
Forbruk
(tonn)
Sendttil land
(tonn)
Kvari brønn
(tonn)
%av stoff
grønn gul
Forbruk(tonn)
grønn gul
Sendttil land (tonn)
grønn gul
Kvari brønn (tonn)
grønn gul
Barite Vektmateriale Grønn 1197,0 1034,5 162,5 100% 1197,0 1034,5 162,5
Lime Alkalitet Grønn 20,9 18,0 3,0 100% 20,9 18,0 3,0
ClairsolNS Baseolje Gul 1077,1 924,3 152,8 100% 1077,1 924,3 152,8
Carbogel Viskositet Gul 41,8 35,9 5,9 100% 41,8 35,9 5,9
Bentone128 Viskositet Gul 0,0 0,0 0,0 100% 0,0 0,0 0,0
CarbomulHTN Emulgator Gul 52,3 44,9 7,4 100% 52,3 44,9 7,4
FL-1790 Reduserervæsketap Grønn 10,5 9,0 1,5 100% 10,5 9,0 1,5
CaCl2 Saltinnhold Gul 75,3 64,7 10,6 100% 75,3 64,7 10,6
Magmatrol Reduserervæsketap Gul 6,3 5,4 0,9 100% 6,3 5,4 0,9
Totalt 2481,2 2136,7 344,5 1228,4 1252,8 1061,4 1075,2 167,0 177,6
Vedlegg - kjemikalieoversikt og miljøklassifisering 45

Table 12.4 Total beregnet forbruk og utslipp av sementeringskjemikalier
Handelsnavn Funkjson
Miljø
klassifisering
Forbruk
(tonn)
Utslipp
(tonn)
Kvari brønn
(tonn)
%av stoff
grønn gul
Forbruk(tonn)
grønn gul
Utslipp(tonn)
grønn gul
Kvari brønn(tonn)
grønn gul
BARITE Vektmateriale Grønn 398,2 143,9 254,3 100% 398,2 143,9 254,3
CALCIUMCHLORIDEBRINE Saltløsning Grønn 6,0 1,1 4,9 100% 6,0 1,1 4,9
CementClassGwith EZ-FloII Sement Grønn 623,8 33,0 590,8 100% 623,8 33,0 590,8
CFR-8L Dispergerinsmiddel Gul 18,6 0,5 18,1 64% 36% 11,9 6,7 0,3 0,2 11,6 6,5
ECONOLITE LIQUID Ekstender,additiv Grønn 1,0 0,2 0,7 100% 1,0 0,2 0,7
GASCON469 Gass-kontroll Grønn 15,4 1,3 14,1 100% 15,4 1,3 14,1
Halad-350L Reduserervæsketap Gul 6,2 0,6 5,6 85% 15% 5,3 0,9 0,5 0,1 4,8 0,8
Halad-400L Reduserervæsketap Gul 26,1 0,9 25,3 79% 21% 20,6 5,5 0,7 0,2 19,9 5,3
HR-4L Retarderandetilsetningsstoff Grønn 2,0 0,2 1,8 100% 2,0 0,2 1,8
HR-5L Retarderandetilsetningsstoff Grønn 2,6 0,0 2,6 100% 2,6 0,0 2,6
MicroSilicaLiquid Gass-kontroll Grønn 85,9 1,5 84,4 100% 85,9 1,5 84,4
MUSOLSOLVENT Løsningsmiddel Gul 6,5 6,5 100% 6,5 0,0 6,5
NF-6 Skumdemper Gul 2,2 0,6 1,6 7 % 93% 0,2 2,0 0,0 0,6 0,1 1,5
SCR-100LNS Retarderandetilsetningsstoff Gul 15,9 0,3 15,6 80% 20% 12,7 3,2 0,2 0,1 12,5 3,1
SEM8 Emulgator Gul 3,7 3,7 33% 67% 1,2 2,4 0,0 0,0 1,2 2,4
TunedLightXLBlendseries Sement Grønn 65,4 9,8 55,6 100% 65,4 9,8 55,6
TunedLightXLEBlendSeries Sement Grønn 95,1 8,6 86,5 100% 95,1 8,6 86,5
TunedSpacerE+ Spaceradditiv Grønn 21,7 8,5 13,2 100% 21,7 8,5 13,2
Totalt 1396,3 211,1 1185,3 1369,1 27,3 210,0 1,1 1159,1 26,2
Table 12.5 Total beregnet forbruk av brønntestkjemikalier
Handelsnavn Funkjson
Miljø
klassifisering
Forbruk
(tonn)
Til land
(tonn)
%av stoff
grønn gul
Forbruk(tonn)
grønn gul
Til land (tonn)
grønn gul
ClairsolNS Baseolje Gul 189,0 189,0 100% 0,0 189,0 0,0 189,0
Bakerclean5 Rensemiddel Gul 22,5 22,5 74 % 26 % 16,7 5,9 16,7 5,9
Bakerclean6 Rensemiddel Grønn 15,0 15,0 100% 15,0 15,0
XanplexT Viskositet Grønn 2,7 2,7 100% 2,7 2,7
FP16 LG Skumdemper Gul 1,1 1,1 100% 1,1 1,1
NaCl Saltløsning Grønn 772,2 772,2 100% 772,2 772,2
Milbio NS Biosid Gul 2,9 2,9 100% 2,9 2,9
Noxygen Oksygenfjerner Grønn 2,3 2,3 100% 2,3 2,3
Lime Alkalitet Grønn 2,3 2,3 100% 2,3 2,3
Brinepac2000A Korrosjonsinhibitor Gul 36,0 36,0 55 % 45 % 19,8 16,2 19,8 16,2
NaBr Saltløsning Grønn 1002,9 1002,9 100% 1002,9 1002,9
Glycol(MEG) Forhindrehydratdannelse Grønn 100,0 100,0 100% 100,0 100,0
Methanol Hydratfjerner Grønn 9,5 100% 9,5 fakling
JetLubeSealGuardECF Gjengefett Gul 0,1 0,1 fakling
OceanicHW443R Produksjonskontroll Gul 1,2 1,2 89 % 12 % 1,1 0,1 1,1 0,1
Totalt 2159,6 2150,0 1944,3 215,2 1934,9 215,1
Table 12.6 Total beregnet forbruk og utslipp av riggkjemikalier
Handelsnavn Funksjon
Miljøklassifisering
Forbruk
(tonn)
Utslipp
(tonn)
Til land
(tonn)
%av stoff
Grønn Gul
Førbruk(tonn)
Grønn Gul
Utslipp (tonn)
Grønn Gul
Til land (tonn)
Grønn Gul
PelagicGZglycol BOPvæske Grønn 1,34 1,34 100,0% 1,34 1,34
Pelagic50 BOPFluidConcentrate BOPvæske Gul 9,67 9,67 39,3% 60,7% 3,80 5,87 3,80 5,87
PelagicStackGlycolV2 BOPfrostvæske Grønn 7,83 7,83 100,0% 7,83 7,83
CCturboclean Riggvaskemiddel Gul 8,12 4,06 4,06 100,0% 8,12 4,06 4,06
MarcleanRC Vaskeogrensemiddel Gul 1,13 1,13 82,4% 17,7% 0,93 0,20 0,93 0,20
JetLubeSealGuardECF Gjengefett Gul 0,00030 0,00005 0,00026 1,2 % 98,8% 0,00000 0,00030 0,00000 0,00004 0,00000 0,00025
JetLubeSealGuardNCS30ECF Borestrenggjengefett Gul 0,73 0,11 0,62 1,1 % 98,9% 0,01 0,11 0,00 0,11 0,01 0,61
Totalt
28,8 24,1 4,7 13,9 14,3 13,9 10,2 0,007 4,7
Table 12.7 Totaloversikt forbruk av riggkjemikalier i lukket system med forbruk over 3000 kg/år
Handelsnavn Funksjon
Miljøklassifisering
Forbruk/år
(tonn) Grønn
%avstoff
Gul Rød Svart Grønn
Forbruk(tonn)
Gul Rød Svart
HOUGHTO-SAFE RAM2000N Hydraulikkvæske(inkl.BOPvæske) Svart 3 81,5% 18,4% 0,1% 2,45 0,55 0,003
HyspinAWH-M32 Hydraulikolje Svart 3 93,5% 6,5% 2,81 0,20
HyspinAWH-M46 Hydraulikolje Svart 40 91,8% 8,2% 36,72 3,28
Totalt
46,0 2,4 40,1 3,5
Vedlegg - kjemikalieoversikt og miljøklassifisering 46

Table 12.8 Totaloversikt av beredskapskjemikalier
Handelsnavn Miljø-klassifisering Forbruk(tonn) Utslipp(tonn) Kriterier for bruk
TEQLUBENS Gul 5 5 Smøremiddel
Bakerclean5 Gul 4 4 Tensid-såpe
Bakerclean6 Grønn 4 4 Tensid-såpe
CaCO3 Grønn 5 5 Taptsirkulasjon
CheckLossplus Grønn 4 4 Taptsirkulasjon
CitricAcid Grønn 1 1 Alkalitetskontroll/sementkontroll
Flowcarb(allgrades) Grønn 5 5 Taptsirkulasjon
ZanLiquid Grønn 4 4 Hvisviskositettrengsraskt
Penetrex Gul 3 3 Hvisklumpdannelsepåbit er et problem
LC-Lube Grønn 5 5 Taptsirkulasjon
Lube-622 Gul 10 10 swmøremiddelvedbrukavvannbasertborevæske
Maxguard Gul 20 20 Vedbehovavhøyprestasjons-WBM
MaxshieldNS Gul 20 20 Vedbehovavhøyprestasjons-WBM
MicaF/M/C Grønn 3 3 Taptsirkulasjon
Milbio NS Gul 1 1 Biosid
NutplugF/M/C Grønn 2 2 Taptsirkulasjon
SodiumBicarbonate Grønn 1 1 Sementbehandling/pHregulering
Soluflake(F/M) Grønn 3 3 Taptsirkulasjon
Sugar Grønn 1 1 Retarderandetilsetningsstoffi sement
R12L Grønn 1 1 Fortynningavvannbasertborevæske
UltrasealPlus Grønn 2 2 Taptsirkulasjon
FP16LG Gul 1 1 Skumdemper
Omni-Lube Gul 6 Smøremiddel for oljebasertborevæske-ingenutslipptil sjø
Bentone128 Gul 3 Hvisviskositettrengsraskt-ingenutslipptil sjø
NaCl Grønn 150 150 Pakningsvæske
BakerSqueeze Grønn 5 Vedstoretap
SoluSqueeze Grønn 6 Vedstoretap
NOXYGENL Grønn 1 1 Forhindringavkorrosjon
EmulsotronCC3295-G Gul 0,36 Emulsjonsbryter;Faklet-ingenutslipptil sjø
AF451 Gul 0,33 Skumdemper;Faklet-ingenutslipptil sjø
PI-7188 Gul 0,35 Voksløser;Faklet-ingenutslipptil sjø
Vedlegg - kjemikalieoversikt og miljøklassifisering 47