Søknad om utslippstillatelse på Draugenfeltet i 2013/ 2014 ...

Søknad om utslippstillatelse på Draugenfeltet i 2013/ 2014 

Søknaden omfatter : 

Del A - Boring av fire nye produksjonsbrønner G1, G2, G3 og E4. 

Del B - Plugging og permanent avste nging av brønnene A53 og A58. 

A/S NORSKE SHELL 

September 2012

INNHOLD 

DELA – BORINGAVFIRENYEPRODUKSJONS BRØNNERG1,G2,G3ogE4. 

1 OPPSUMMERING 

2 PROSJEKTBESKRIVELSE 

2.1 Feltbeskrivelse 

2.2 Statusog planlagteaktiviteter - søknadsomfang 

2.3 Kontraktører(slam,sementering,rigg) 

2.4 Borerigg 

2.5 Boreplan 

2.6 Biologiskeressurser 

3 UTSLIPPTILSJØ 

3.1 Forbrukog utslipp avkjemikalier 

3.2 Borekaks 

3.3 Miljøvurderinger 

4 OLJEHOLDIGVANN(avløpsvann) 

5 UTSLIPPTILLUFT 

5.1 Utslipp fra rigg 

5.2 Utslipp fra brønnopprenskning 

6 KONTROLL, MÅLINGOGRAPPORTERING AVUTSLIPP 

7 AVFALL 

8 MILJØRISIKOGBEREDSKAP FORAKUTTEUTSLIPP 

8.1 Aktiviteter somkrevermiljøkonsekvensanalyseog beredskapsanalyse, stipulering 

av analysekrav 

8.2 Etablering ogbruk avakseptkriterier 

8.3 Informasjontil analyser 

8.4 Miljøkonsekvensanalyse 

8.5 Beredskapsanalyse(metoder og verktøy,resultater, beregning av utstyrets 

effektivitet) 

8.6 Forslagtil beredskapfor akutt oljeutslipp 

9 REFERANSER 

VEDLEGGA – Planlagtforbruk ogutslipp av kjemikalier etter brukstype 

VEDLEGGB– Tilleggstabellerfor beredskapsanalyse

DELB- PLUGGINGogPERMANENTAVSTEGNINGAVBRØNNENEA53ogA58 

1 GENERELL INFORMASJON 

2 BAKGRUNNFORSØKNADEN& BESKRIVEL SEAVBRØNNOPERASJONENE 

3. KONTRAKTØRER 

4. KJEMIKALIEVURDERING 

4.1 Plugging 

4.2 Permanentavstenging 


5. 1 Utslippfra rigg 

6 BEREDSKAPSKJEMIKALIER

DELA - BORINGAVFIRENYEPRODUKSJ ONSBRØNNERG1,G2,G3ogE4 

1 OPPSUMMERING 

NorskeShellsøkermeddette om en tillatelsetil utslippi forbindelsemed produksjonsboringplanlagt 

på Draugenfeltet,lisensnummerPL093. Shellplanleggerå bore fire nyeproduksjonsbrønner(G1,G2, 

G3ogE4) i 2013/2014. 

Brønneneskalboresav boreskipetWest Navigator.Borestartvil tidligst værei midten av desember 

2012og boreoperasjonener forventet å ha en varighetpå 210dager. 

Brønnopprenskningener planlagt utført i lukket systeminn til Draugenplattformens produksjonssystemog 

utslippenefra dette er ikke inkludert i dennesøknadenda dette vil dekkesav Draugens 

utslipptilatelse. 

Boreoperasjonervil bli utført med bruk av både sjøvannmed viskøsetabletter samt oljebasert 

borevæske.Bruktoljebasert boreslamvil transporterestil landfor håndteringder. 

^ 

slam,riggkjemikalierogkjemikalieri lukkedesystemerinngår.(Volumerogdetaljervil fremkommei 

vedlegget). 

I forbindelsemed boreoperasjonenvil det totalt bli sluppetut 2043tonn i grønnkategoriog 90 tonn 

gul kategori, det er dette utslippetsomomhandlesi dennesøknaden. 

Tabell1-1 viserforventet mengdeutslippfordelt på følgendemiljøkriterier: 

Grønnekjemikalier:KjemikalierpåPLONOR-listen(utgjørliten eller ingenrisikofor miljøet) 

Gulekjemikalier(miljømessigakseptable),angitt på stoffnivå. 

Rødekjemikalier(børerstattes),angitt påstoffnivåbasertpå andelrødekomponenteri kjemikaliene. 

Svartekjemikalier(ikketillatt for utslipp),angitt på stoffnivåbasertpå andelsvartekomponenteri 

kjemikaliene.

Tabell1-1 Oppsummeringforbrukog utslippav kjemikalierfor 2013/2014 

Forbruk 

stoff i 

gul 

kategori 

(tonn) 

Forbruk Utslipp Forbruk Utslipp 

Applikasjon Forbrukstoff i Utslippstoff i 

stoff i stoff i stoff i stoff i 

rød rød svart svart 

grønnkategori 

kategori kategori kategori kategori 

grønnkategori(tonn) (tonn) Y1 Y2 Y3 Y1 Y2 Y3 (tonn) (tonn) (tonn) (tonn) 

Vannbasertboreslam 1530,37 1530,37 69,21 69,209 

Oljebasertboreslam 2920,55 0,00 1213,67 34,50 0,000 0,000 68,90 0,00000 

Kompletteringskjemikalier 4936,20 0,00 1383,00 0,000 

Sementkjemikalier 1780,76 414,92 19,93 0,62 0,74 3,964 0,137 0,141 

Kjemikalieri havbunnsutstyr 0,14 0,22 0,002 0,00026 0,0003 0,000000 0,00496 0,00000 0,00030 0,00000 

Gjenge-fett 0,011 0,001 0,32 0,47 0,032 0,047 

Rigg vask og BOP væsker 

RiggHydraulikkvæsker 

101,95 97,72 13,79 4,65 12,809 4,650 

(lukkedesystem) 59,73 0,00 8,53 0,00 

TOTALT 11269,98 2043,22 2699,92 5,75 35,236 0,00 86,014 4,835 0,141 0,00 128,635 0,000 8,5294 0,00000 

Utslipp 

stoff i 

gul 

kategor 

i (tonn) 

Begrunnelsefor bruk avrødeogsvartekjemikalierfremgåri kapittel 3. Miljødatafor kjemikalieneer tilgjengeligi NEMSChemicals. VedleggA viseren 

oversiktoverallekjemikaliersominngåri søknaden.

Somdel avplanleggingsprosessen ble det gjennomførten omfattendemiljøkartlegging2011og2012 

for å kartleggekorallrevogandrefølsommeleveområder. 

ForbrønnG1,vistemiljøkartleggingenflere begrensedeområderbeståendeavkorallresterinnenfor 

500-metersonen. 

Somet risikoreduserendetiltak vil det bli benyttet et borekakstransportsyst em (CTS)for 

topphullsdeleneavbrønnen.CTSvil kunnedirigereborekaksogslamtil påforhåndidentifiserte 

lokasjonerfor å skånekoraller.Bruktslamfra boringenavde dypereliggendedeleneavbrønnenvil 

transporterestil land. 

Forå vurdererisikoenfor korallrevenehar benyttet DNVsomen uavhengigpart, DNVtil å utføre en 

risikovurderingfor koraller,medforeslåttplasseringavborekakstransportsystemet(CTS)på G1. 

Risikovurderingerindikererat ingenkorallerer i fare i noenavde scenarioenesomer vurdert. Enav 

hovedgrunneneer at korallenebefinnersegsålangtunnabrønneneller CTS-punktet, at den 

modellertesedimenteringerblir såliten (generelt

NorskeShellplanleggerderfor å sendesøknadi desember2012for samtykkeom bruk avDraugen 

plattformen utoverdenopprinneligelevetiden.Separatesøknadersendestil Ptil ogOD.Perioden 

somomsøkesblir ut lisensperioden(9.mars2024)etter avtalemedPtil ogOD. I tilleggvil grunnlaget 

for alleanalyserogvurderingerknyttesoppmot en levetidfrem til 2036sominnbefatter bådemed 

produksjonfra Draugenreservoaret, samtlevetidenpåde nyeproduksjonsfasilitetenefor Linnorm 

dersomLinnormutbyggingenblir godkjent. 

E ^ > -prosjektetfor å sikreat allede nødvendige 

analyseneogvurderingeneer foretatt for å viseat det blir forsvarligå brukeDraugenfram til 2036. 

Analyserogvurderingerer i samsvarmedStyringsforskriften§ 26,Veiledningom samtykketil 

oppstartogvidereføringinnenforressursforvaltningsområdet fra ODogOLFretningslinjerpå 

levetidsforlengelse122.ProsjektetdekkerGBS,oversider,plattform- ogundervannsbrønnerog 

undervannsinnretninger. 

NorskeShellhar hatt flere møtermedPtil ogODfor å diskuterelevetidsforlengelsefor Draugen. 

Dessutener det lagtoppen planfor involveringogmedvirkningfra arbeidstakerrepresentanterog 

for informasjontil Draugenpartnere. 

Enoversiktover brønnerogundervannssystemerpåDraugener vist i figurenunder.

2.2 Status,planlagteaktiviteter ogsøknadensomfang 

Draugen«Infill DrillingCampaign navnetpåboreprosjektetfor Draugensomomfatter boringav4 

nyeundersjøiskeproduksjonsbrønner. 

Kampanjener planlagtfor perioden2013og2014. 

RiggendelesmellomDraugen- ogOrmenLange-feltene.Driften vedDraugenvil justeresi henholdtil 

værforholdogforpliktelserifm. andreOrmenLange-prosjekter. 

Hovedmåletfor 2013er å boretopphull for brønnG1og boreogkompletterebrønnE4. 

Men det kanogsåværemuligå bore topphull for brønneneG2ogG3. 

Planenfor 2014å fullføre allegjenværendeboreoperasjonerogkomplettereallefire brønnene. 

Ettersomoperasjoneneer sværtavhengigeaven rekkeuforutsigbarefaktorer (somf. eks. 

værforhold)er dennåværendesøknadenment å dekkealleplanlagteoperasjoneri perioden2013- 

2014.(AlleOrmenLange-operasjonerdekkesi egensøknad).

Boresekvensener planlagtsomfølger: 

6407/9-E-4 H:RognSør. 

6407/9-G-1 H:GarnVest. 

6407/9-G-2 H:Nordligeplattformområde. 

6407/9-G-3 H:Sørligeplattformområde. 

Tabell2-1 Statusog planlagteaktiviteterfor Draugenutbyggingen. 

Brønnnavn: Lokasjon Brønntype Status Kommentarer 

G-1H Draugen Produksjon Ikkeferdigstilt Planlagtferdigstilti 2014 



E-4H Draugen Produksjon Ikkeferdigstilt Planlagtferdigstilti 2013 

Endringeri boresekvensenfor 2013/2014rapporteresi denårligerapportentil Klif. 

Søknadenomfatter: 

Utslipp avvannbasertborevæske,borekaksogoverskuddavsementi forbindelsemed 

boring,kompletteringogsementering 

Utslippavsmåmengdergjengefetti forbindelsemedtopphullsboring 

Utslippavsementblandingi forbindelsemedreingjøringavoverflateutstyr etter hver 

sementjobb 

Utslippavvaskemidlerfra dagligeoperasjonerpåriggen 

Utslippavdrenasjevann 

UtslippavBOP-kontrollvæske 

Utslipptil luft fra drift avrigg 

Brukavoljebasertborevæske 

2.3Kontraktører(kaks,sementering,rigg) 

WestNavigator: Rigg/boreoperasjoner 

BakerHughes: Boringog sementering 

MI SwacoNorge: Boring ogkompletteringsvæsker 

2.4Borerigg 

BoringenskalutføresavboreskipetWestNavigatorsomer eid ogoperert avNorth AtlanticDrilling. 

WestNavigatorer et moderneboreskipmedto boretårn,byggeti år 2000.Skipeter klassifisertsom 

DP3(DynamicPositioning)fartøy,noesombetyr at det er 3 uavhengigesystemersomovervåkerog 

holderskipeti posisjontil en hvertid.

2.5Boreplan 

De4 brønnene6603/5-1Svil bli avviksboretnedtil en dybdeav2500m MD til 2900m MD målt fra 

bli sluppetut til sjø.Underboringavtopphullsseksjonene vil bådekaksogborevæskebli sluppettil 

sjø,menetter at stigerøret (raiser)er satt vil borevæskegjenvinnesfor oljebasert.Oljebasert 

seksjonenfordi det avtekniskeogsikkerhetsmessigeårsaker 

(ustabilleire i overliggendeformasjoner)ikkeer muligå bore denneseksjonenmedvannbasert 

borevæske.Dettehar vært prøvdpåtidligerebrønnerpå Draugenoghar daresulterti opptil 4 

sidestegpå grunnavdenustabileformasjoneni kombinasjonmedvannbasertborevæskehar gitt 

& 

oljebasertborevæske.Denneseksjonenboresgjennomsandstein,men brønnbanenskalliggesåtett 

oppmot overliggendeformasjonerat det er muligsannsynligat det vil boresut avreservoaret.Når 

brønnbanenkungårgjennomoverliggendeformasjoni et kort intervall. 

Vedbruk avoljebasertborevæskevil all oljebasertborevæskeogkaksmedvedhengavolje 

transporterestil landogbehandlesforskriftsmessig. 

2.6 Biologiskeressurser 

Miljøkartlegginger basertpå kravi Aktivitetsforskriften§ 52-56,somer pålagtalleOperatørerog 

gjennomføresgjennomOLF.Parameteresomanalysereser: 

Vannkolonneovervåkning 

Sjøbunnsovervåkning 

Miljøpåvirkningsovervåkning 

2.6.1Grunnlinjeundersøkelse 

Underer en beskrivelseavde biologiskeforholdenepåog rundt Draugenfeltet. 

Densistesedimentovervåkningenpå Draugenble utført sommeren 2012.Endeligrapport vil være 

klar i førstekvartal2013. 

Resultatenesompresenteresher er fra 2009-undersøkelsen. 

Sedimenteter klassifisertsomfin sandmed forholdsvislavt innholdavpelitt (

Detkonkluderesmedat faunaenpåstasjonDR-24Bvisertegntil påvirkningogplasseresderfor i 

faunagruppeB(lett forstyrret),menDR-23 Bhar faunasomer uforstyrret.Faunaenpå DR-24Bble 

ogsåvurdert somforstyrret i 2003,mensomuforstyrreti 2006. 

2.6.2Sårbarearter 

Rødlistet dypvannskorallrevforekommeri Haltenbanken-området,hvor Draugen-feltet ligger. 

Nærmestedistansefra en muligborelokasjontil det beskyttedeSula-revet er rundt fem kilometer 

(avstandfra foreslått borestedE4til grensenfor tråleforbudetpåSula).Undersøkelseravområdetog 

tolkningeravsideskannsonar/flerstrålehar vist at det kanværeflere muligekorallstrukturer på 

Draugen-feltet. 

I løpet avhøsten2011gjennomførteShellen studieavtruet geologipå Draugenfeltet. 

Undersøkelsenble gjennomførtmedny teknologisommuliggjørkartleggingavmulige 

korallstruktureri området. 

Undersøkelsenindikertekorallstruktureri områdenerundt Draugen.Detteomfattet områderi 

nærhetenaveksisterendeinfrastruktur(rørledninger),samten avde foreslåtteplasseringenefor en 

fremtidig produksjonsbrønn,G3. 

W ^ 

ROVfor en mer detaljert observasjon.Analysenavvideoog bildematerialetble utført avDNVog 

rapportener vedlagtdennesøknaden. 

Nårdet gjelderbrønnG3så har nyliginnhentededata påvistgrunngass.Brønnenble flyttet 500 

meter fra opprinneliglokasjon,noesomogsågjørat vi vil ha størreavstandfra påvistkorallstruktur. 

Etterdenførsteundersøkelsenble det utført ytterligeretre surveysmedROVfor å kartlegge, 

kategorisereogavgjørekorallenesstatus. 

2.62.1Undersøkelseavborelokasjonen 

Somdel avplanleggingenhar geofysiskeundersøkelserogmiljøundersøkelserblitt utført i 2011- 

2012: 

- Fugrosommer2011(sideskannsonar) 

- Fugro22/nov2011(G3plassering) 

- 21-22/januar2012(G1,G2ogE4plasseringer) 

- 30/mars-16/april 2012 

Muligekorallstrukturerinnenfor 500meter avborelokasjonenble inspisertvisuelt(ROV)og 

analysertmed tankepåforekomsteravfølsomfaunaogsærligrødlistetdypvannskorallrev. 

Deforeslåtteborelokasjoneneogtolkedemuligekorallforekomsteri Draugen-områdeter vist i figur 

2-1. 

Allelokasjonerhar blitt valgtutfra det somer mesthensiktsmessigi forhold til følgendekriterier. 

- Minimum av/ingenkoralleri 500-meterssonen 

- Minimal risikofor grunngass 

- Reservoarmål

Figur2-1 Muligeidentifisertekorallområderogbrønnplasseringer 

PåvegneavASNorskeShellhar DetNorskeVeritas(DNV)gjennomgåttvideomaterialetfra fire 

muligebrønnplasseringerpåDraugen-feltet (G1,G2,G3ogE4-lokasjonene).Formåletvarå 

gjennomføreen vurderingavforekomstenavdypvannskorallreveller annenrødlistefaunai 

boreaktivitetenesforventendepåvirkningsone. 

Hovedresultater: 

Ingenrødlistesvampartereller svamphabitattyper ble registrerti det tolkedevideomaterialetfra 

Draugen.Rødlistet korallble observerti enkelteområder. 

Detaljerer gitt i Tabell2-2. 

Tabell2-2 ResultaterROV-inspeksjonenavbrønnplasseringerpå Draugen(500m) 

Brønnområd 

e 

Generellbeskrivelse LevendeLophelia-pinakler Paragorgia-koraller 

G1 Flerehaugermedknust 1 moderat(avstand185m fra 8 områdermedhøye 

korallinnenfor 500meter- sentrum),1 dårlig 

forekomster,15 områder 

sonen,2 levende 

medvanligeforekomster, 

struktureravLophelia, 

36 områdermedspredte 

Paragorgiaanseessom 

forekomster,flere 

vanlige 

enkeltståendelevende 

eksemplar

G2 IngenlevendeLopheliastrukturerogingen 

Paragorgiable registrert 

innen500meter-sonenav 

denplanlagte 

borelokasjonen 

G3 IngenLopheliai 500 

meter-sonen(menen på 

515metersavstand) 

E4 Ingenkoraller,relativflat 

havbunnmednoen 

hardbunnsvamper 

Ingenfunn 4 områdermedvanlig 

forekomst,nærmeste620 

meter fra sentrum 

1 dårlig-moderat,avstandfra 

brønnoppstart: 515meter 

2.6.2.2 Alternativt utslippspunktfor borekaks 

Ingenfunn Ingenfunn 

1 enkeltindividinnenfor 

500meter-sonenfor G3brønnen.10 

områdermed 

høyforekomst,9 områder 

medvanligforekomst,20 

områdermedspredte 

forekomster.Nærmeste 

paragorgiahøyeller vanlig 

er 520m fra G3 

borelokasjon 

Basertpåkjente forekomster avkorallerpåDraugen(over),vil NorskeShellbenyttesegavCTSsystemetfor 

G1-brønnenfor å sørgefor minstmuligpåvirkning. 

Utslippsposisjonenfor CTSpresenteresi tabell 2-3. 

CTSposisjonen ble valgtfor å sikremaksimalavstandtil allekjentekoraller. 

Grunnet spredteforekomsteravkorallervedG1-brønnenpå Draugenvardet ikkemuligå finne 

utslippsposisjonerfor CTSpå mer enn540meter fra allekartlagtekoraller.Fordennebrønnenble 

minimumsavstandenfra utslipptil koralljustert basertpåkoralltype. 

Tabell2-3 foreslåtteCTS-posisjonerG1 

CTS-navn Øst Nord Avstandfra 

brønn (m) 

G1CTS 438141 7136740 485 

Detvil bli benyttet sammetype systemogleverandørsomhar vært i bruk påOrmenLangebrønnrammenemangeganger.Shellhar 

godeerfaringermedCTS. 

2.4.2.3Risiko- ogsårbarhetsvurdering– Risikovurderingfor koraller 

Forå redusererisikoenfor å ødeleggede påvistekorallstrukturenetil et minimum,har Shellvalgtå 

initiere en egenrisikovurderingrelatert til koraller.Dettearbeidetvarledet oggjennomførtavDNV. 

DeanalysertealletilgjengeligedataogROVvideomateriell,ogforeslo, basertpådette, et 

overvåkningsprogramog risikoreduserendetiltak (vedlagtrisikovurderingfor koraller).Denne 

vurderingener spesifikkfor områdetogkjemikalienesombrukesfor denneoperasjonen. 

Hovedhensiktenmeden risikovurderingfor koraller(CRA)er å analysererisikoenforbundetmed 

hverkorallstruktursomkanpåvirkesaven boreoperasjonfor å planleggedet bestmulige 

utslippspunktet/ordning.

Forutsetninger: 

WBM-utslippfra seksjoner:topphullsseksjon 

Bestårav1529tonn grønneog70,15tonn gulekjemikalier(med50 %sikkerhetsmargin)(grunnlinje) 

Analysertekorallerer mindreenn500meter fra borelokasjonen(brønneneG1ogG3) 

KD ingen 

innvirkningpå koraller. 

Hovedresultaterogkonklusjoner: 

Avalledemuligekorallstrukturenesomkanpåvirkesavutslippenefra brønnene(G1og G3),og/eller 

CTS-posisjoner,er det ingenkorallersomer vurdert å værei fare for negativpåvirkninggrunnet for 

høysedimentering.Hovedårsakener at allekorallerbefinnersegi en avstandfra brønneneller CTSpunktet 

der modellertesedimenteringsraterer sålave(generelt

Denmiljømessigerisikoenfor alleskadekategorierer godt underShellsakseptkriterierfor felt, og 

underALARP-grensen.Detkandermedsluttesat denmiljømessigerisikoeni forbindelsemed 

aktivitetenpå Draugener akseptabeli forhold til Shellsakseptkriterierfor feltspesifikkrisiko. 

Detskalutarbeidesen oljevernplantilpassetNorskeShellskriterier og kravfra ERA/OSCA. 

2 UTSLIPPTILSJØ 

Utslipptil sjøi forbindelsemedboringogkompletteringavDraugentilleggsbrønnerbestårav: 

Bore- ogbrønnkjemikalier 

o borevæskekjemikalier 

o sementeringskjemikalier 

o gjengefett 

o vaske-/rensemidler 

o BOPkontrollvæsker 

o beredskapskjemikalier 

Utslippavoljeholdigvann(dreneringsvann) 

Sanitærvannogorganiskkjøkkenavfall 

Utboret kaks 

3.1 Forbrukog utslipp av kjemikalier 

Forutsetningerfor beregninger er oppgitt i vedleggA. 

Bruk/utslippvisertil totalenfor 2013/2014. 

3.1.1Boreplan 

Deter planlagtå bore4 topphull med - -seksjoneruten stigerør.Brønneneer planlagt 

boret medvannbasertborevæske.DenvannbaserteborevæskenbeståravPLONOR-kjemikalierog 

miljøakseptablekjemikalier(gulfargekode). 

Forboringavdisseto øvrebrønnseksjonene, vil borekaksogboreslambli sluppetut påhavbunnen. 

SeksjonenesomboresmedOBM vil bli fraktet til landfor håndtering. 

3.1.2Vannbasertborevæske 

- -seksjonenevil bli boret medsjøvannogvannbasertborevæskeogall kaksvil bli sluppet 

ut til sjø.Underboringavdisseto topphullsseksjonenevil bådekaksogborevæskebli sluppettil sjø. 

Borekaksogbentonitt vil sedimenterei nærhetenavborelokasjonfor tre avde fire brønnene.For 

denfjerde brønnenvil boreslammetsammenmedborekaksenogoverskuddssementbli transportert 

langshavbunnen,for deretter å sedimenterei sikkeravstandfra kartlagtekoraller. 

Deter ikkeforventet noenpermeableformasjoner(altsåformasjonersomkaninneholdeoglede 

- -seksjonene.

Miljøvurderingavutslipper gitt i kapittel 3.3. 

3.1.3Oljebasertborevæske 

Deter planlagtbruk avoljebasertborevæskeunderboringav - - 

seksjonen.Hovedgrunnenfor dette valgeter sombeskreveti avsnitt2.5knyttet til ustabileleireformasjonersomgir 

storeproblemernår de reagerermedvannbasertborevæske.Dettehar vært 

forsøkttidligeremedveldig dårligeresultater.ReservoarformasjoneninneholderH2S,som 

risikoreduserendetiltak er det fordelaktigat fôringsrøreter oljevætet,da dette gir bedrebeskyttelse 

mot korrosjondersomH2Ser til stede.Oljebasertborevæskevil gjenvinnesogall kaksvil bli tatt til 

land.Detforventesderfor ingenutslippavoljebasertborevæske. 

Bentone128(rød OBM)måbenyttesettersomdet for øyeblikketfinnesdet ikkealternativertil 

organoleirer. Substitusjonavleire medhøyytelsehar ikkevært en suksess.Dato for å kommefram 

til substitutterer utsatt selvom arbeideter i gang. 

Arbeidetpågårmedå finne leirer medbedreHMSegenskaper,det har vist segvanskeligå finne 

produktersomer teknisklevedyktige.VersatrologVersaProP/S(rødeOBM),måbrukes.Ingen 

alternativerfor anvendelsevedmediumog høyetemperaturet.SubstituertmedParaflossi 2006for 

Versatec-borevæskeoperasjoner vednormalt lavetemperaturer.Erfremdelesnødvendigfor HTHP 

WARP-bruk.Detpågårtestingfor å finne substitutt. Ferdigstillingsdato er flyttet til 2014. 

Detplanlagtevolumetavoljebasertborevæskeinneholderca.68,9tonn rødekjemikalier. 

3.1.4Sementering 

Prognosefor forbruk og utslippavkjemikalieri forbindelsemed sementjobberer gitt med 

utgangspunkti rettledningfor utslippsrapporteringA-2 brukt somstandardavsementleverandør. 

Utslippavsementeringskjemikaliervil værei form avoverskuddssementpå sjøbunnfra 

topphullsseksjonen,samtv & seksjonenboret medoljebasert 

borevæskevil det ikkeværeutslipptil sjø.Detvil imidlertid ogsåværeoppgitt 

Deter kunplanlagtbruk avsementeringskjemikalier i gul oggrønnkategori. Estimertforbruk og 

utslipp avsementeringskjemikalier for 2013 er gitt i VedleggA. 

3.1.5Biosider 

Deter planlagtbruk avet biosid, Milbio NS(gulkategori).Milbio NShar vist segå væreeffektivt for 

behandlingfor H2Si slops,gropdannelsesamti brønnersomforlatesi korte perioder. 

3.1.6 Undervannskjemikalier 

Oceanic540v2:Detteer hydraulikkvæsketil ventilaktuatorerpåundervannsproduksjonsventiler, 

(juletre.)FraDraugenplattformen er det akkumulerthydraulikkvæskefor et høytrykkssystem(ca. 

500bar)som barefører til nedihullsbrønnventiler. Lavtrykkssystemet (ca.200bar)førestil alle 

andreventilaktuatorer. 

Væskenføresi et lukketkretsløpgjennomrustfrie hydraulikkrørtil distribusjonsventilblokkerpå 

ventiltrær montert påundervannsbrønnene.Ventilerfor brønnstrømmåalltid holdesåpnemed 

konstanttrykksettingavhydrauliskeaktuatorerunderproduksjon.Returfra ventiltrær kommeropp 

igjentil plattform vianoestørredimensjonerterustfrie hydraulikkrørfor retursystem.

Detforekommerikkeutslipptil sjøbortsett fra hvisbrønnerblir nødavstengt. 

(Trykkbegrensningsventiler på retursystemsørgerfor at returtrykk fra aktuatorerikkeskalbyggeseg 

oppover5-10 bar). 

Dennevæskenbrukesogsåi lukketekretsløpmed slangekoplettil ulikekjøreverktøyfor installasjon 

avhavbunnsutstyr.Noengangerdriveskjøreverktøyviahydraulisktilførselfra mini-ubåter(ROV). 

ZKs / - 

stabberforekommersmåutslipp til sjø(størrelsesorden0,1-0,3liter per til/fra kopling). 

Oceanic540v2er væskensomi dagbrukestil eksisterendesystemerpå Draugen.Densieså være 

kompatibelmednyereogmer miljøvennligevæsker,menkanikkeumiddelbartblandesmedOceanic 

540v2påDraugen. 

JetLube,AlcoEP-ECF:Eret sjøvannsbestandigsmøremiddelsombrukespåmekaniskeglideflaterog 

påubehandledemetalliskeoverflatermot korrosjon.Megetsmåmengderoverflødigebiter/klumper 

medsmøremidlervil bli sluppettil sjøfra hydrauliskoperertekjøreverktøy. 

Utblandetsitronsyre:Brukestil å løseopp oksyderingsbeleggpårustfrie overflatervedå 

beleggunderkapslingerogderetter børstebort beleggetmed roterendenylonbørsterpå ROV. 

FluordyeUC:Blandesinn i væskefor å oppdagelekkasjerhvisdet skulleoppstå.Lekkasjeroppstår 

sværtsjeldentvednyinstallasjonavhavbunnsutstyr(kunberedskap). 

Glykol(Monoetylenglykol):Brukessominjeksjonsvæske/trykktestingsvæske inn i brønnogområderi 

kontaktmed brønn/brønnstrøm.Blir ikkesluppetut til sjøundernormaleomstendigheter. 

ShellTellusT32universalhydraulikkolje:Brukestil å driveROVoghydrauliskeverktøyforbundetmed 

ROV.Lekkasjetil sjøoppstårbarevedslangebruddellerhavari.Detfinnesingengode nok 

alternativertil denneoljen påmarkedeti dag. 

3.1.7 Kompletteringskjemikalier 

KompletteringavDraugentilleggsbrønnervil skjei 3 steg.Nedrekompletteringmedenkeltstående 

siler(StandAloneScreens(SAS)ogICD-teknologivil bli kjørt i LSOBM (LowSolidsOil BasedMud). Ca 

145m3 pr brønn. 

Etterat nedrekompletteringer utført, vil vi erstattevæskeni brønnenkompletteringsvæskehvor vi 

utfører denøvrekomplettering.I forbindelsemedkompletteringpåDraugentilleggsbrønnervil vi 

trenge en væskemedsålavegenvektsommuligfor å unngåproblemermedå få brønnenetil å 

produserenår de åpnesfor produksjontil Draugen-plattformen.Deter planlagtå brukebaseolje 

meden egenvektpå800kg/m3.Vivil erstatteogfylle opp medbaseoljeetter at øvrekomplettering 

er blitt utført, menfør vi setter produksjonspakker.Detvil si at når vi skalstarteoppbrønnenfor 

produksjonvil væskenundersilhengerværeLSOBMogovervil det værebaseolje.Totaltvil det stå 

ca.108m3 baseoljeogca.37 m3 LSOBMnår vi starter opp brønnen. 

Med kunstigløft fra en undervannspumpe.Men, gassventilervil bli installerti brønnenesom 

oppstartsberedskapi tilfelle undervannspumpeikkeer tilgjengelig.

3.1.8Hjelpekjemikalier 

3.1.8.1Riggkjemikalier 

Riggkjemikalieromfatter gjengefett,vaskemidlerogBOP-kontrollvæsker.Kjemikaliersombenyttes 

skalikkeværemiljømessigmer belastendeenndet somer angitt i dennesøknaden.Gjengefettog 

BOPvæskerbeskrivesi egnekapittel. 

3.1.8.1.1- Riggvaskemiddel 

^ MicrositPolar ul kategori.Detantasat 70 % 

avdette kjemikalietblir sluppetut til sjø.Microsit Polarer Svane-merket. 

Middelet har riktignoken høyereandelavgult stoff, mendet er mer konsentrert og derfor mer 

effektivt mot fett ogoljebasertslam.Bruktvolumforventeså bli mindre. 

Vaskevannvil gåi lukketavløpogrensetfor hydrokarbonerfør utslipp. 

3.1.8.1.2- Gjengefett 

Brukavgjengefetttil koblingerpå borestrengogfôringsrør er nødvendigavhensyntil sikkerhetentil 

personelletsomarbeiderpåboredekket.Underdenneoperasjonener det planlagtbruk avtre 

:d -LUBE®NCS- & :d -LUBE ® >K W & :d -LUBE ® SEAL- 

'hZ& 

Eventuelleendringer vil bli beskreveti årsrapporten. 

3.1.8.1.3- BOP 

Hydraulikkvæskebrukesvedtrykksettingogaktiviseringavventilerogsystemerpåutblåsningssikring 

(BOP).Vedtrykktestingvil dennevæskengåtil sjøfra ventilenepåhavbunnen.Pelagic50 BOPFluid 

Concentratevil bli benyttet, dette produktet er miljømessigakseptabelt(gult).Pelagic50 BOPFluid 

ConcentrateblandesmedPelagicstackglycol(PLONOR), hvor blandingsforholdetbestemmesav 

omgivelsestemperatureni sjø. 

Deter tidligeregjort vurderingeravandretyper BOP-væskerpåmarkedet,mendet er ikkefunnet 

praktiskgjennomførbartå endredenne.Andreprodukterville blant annetkreve en ombyggingav 

BOP-systemet. 

3.1.8.1.4- Smøremidleroghydraulikkvæskeri lukkedesystem 

Påboreskipetbenyttesdet smøremidleroghydraulikkvæskeri forbindelsemeddrift avmotorer og 

utstyr, inkludert stigerør.Detforeliggeren oversiktoverdisseproduktenesamtforbruket.Alle 

produktenebrukesi systemersomansessomlukkedeogskalikkegi utslipptil sjø. 

Forbrukavhydraulikkoljerkanmedføreet begrensetutslipptil luft, men det mesteer definert som 

spesialavfallog transporterestil landfor forsvarlighåndtering. 

Deter gjort en vurderingavhvilkehydraulikkvæsker/oljeri lukkedesystemersomomfattesav 

Aktivitetsforskriften§ 56,kravom HOCNF.Basertpåen foreløpigbegrensetoperasjonellerfaringog 

kort operasjonstid,er det identifiserttre hydraulikkvæskersomomfattesavkravom HOCNF,basert 

leverandøreneavdissekjemikalienefor fremskaffelseavøkotoksikologiskdokumentasjon.Tabellen 

nedenforoppsumm 

Hydraulikkvæskerhar endretnavn,og beggevarianteneer presenterti tabellen.

Tabell3-1 Hydraulikk/smørevæskeri lukkedesystemermedforbruk> 3000kg pr. installasjonpr. år 

(estimertforbrukbasertpå statistikkoverflere år og planlagteaktiviteter medhøytforbrukav 

hydraulikkvæske). 

Navn kg/år 

ShellTellusS2V 22/T22 30000 



Forbruketavhydraulikkoljer i lukkedesystemerpåriggenevil bli rapportert i henholdtil gjeldende 

kravi forskrift om helse,miljø ogsikkerheti petroleumsvirksomheten. 

Estimertemengderfor operasjonenesvarighet 210dager(overto år) i vedleggA. 

3.1.8.1.5- Kjemikalier i lukkedesystem 

Påboreskipetbenyttesdet smøremidleroghydraulikkvæskeri forbindelsemeddrift avmotorer og 

utstyr. Alleproduktenebrukesi systemersomansessomlukkedeogvil ikkegi utslipptil sjø. 

HPU hydraulikksystemfor RAM-riggtar totalt 40 000liter medreservoartankogrør. Nivåeti 

lagertankholdeslavt for bedreå oppdagelekkasjer ogminimaliseremengden utslippvedet 

eventueltuhell.Oljensomer påtankener ShellTellusT46 hydraulikkolje. 

12-tonnskranfor rør har en lagertankpå3 600liter. Herholdesogsånivåetlavt for å oppdage 

lekkasjetidligereogreduseremengdenavutslippvedet eventueltuhelltil et minimum. 

Undervannsutstyrsombrukesi forbindelsemedoperasjonerpåhavbunnenog gjennomføringav 

brønnoperasjoner (for eksempelROVogbrønnkontrollutstyr)vil inneholdebegrensedemengder 

kjemikalieri lukkedesystemer.Ventilerogliknendevil værepåført smøremidlerfra leverandør. 

Detteutstyret skalundernormaleoperasjonerikkegi utslipptil sjø.Kjemikalienesombenyttesher 

er: 

MEG(monoethylenglycol);lagertanker på10 000liter 

BOPvæske;lagertanker på5 000liter 

Forbrukavhydraulikkoljerkanmedføreet begrensetutslipptil luft, men det mesteer definert som 

spesialavfallog transporterestil landfor forsvarlighåndtering.

3.1.9Beredskapskjemikalier 

3.1.9.1Sementeringskjemikalier 

Tabell3-2 – Beredskapskjemikalier sementering(alleseksjoner) 

Handelsnavn Funksjon 

Miljøklassifisering 

Typisk Konsen-trasjon 

% av stoff 

( kg/m3) Kriterie for bruk 

Grønn Gul 

Magne Plus LCMmaterial 570,0 81,82 18,18 Pluggingmaterialfor lost return situation during drilling 

Magne Plus Retarder Retarder for Magne Plus 30,0 100 0 Pluggingmaterialfor lost return situation during drilling 

NaCl Additive for Magne Plus 240,0 100 0 Pluggingmaterialfor lost return situation during drilling 

LW-6 Light Weight material 150,0 66,45 33,55 Reduce density/increase strength of the cement if weak formation occure. 

W-10 Weight material 500,0 100 0 Increase density/reduce strength of the cement if high porepressure occure. 

BA-58L Gas migration control 80-280 100 0 Fluidfor gastight slurry sytem. 

FL-67LE Filter loss control 28-72 21,05 21,05 78,95 Fluidfor gastight slurry sytem. 

MCS-J Surfactant 52,0 0 100 Surfactant for used w ith OBM 

D-4 GB Surfactant 52,0 0 100 Surfactant for used w ith OBM 

CelloFlake LCMmaterial 5,0 100 0 Pluggingmaterialfor use in cement slurry if losses occure 

Tabell3-3 – Beredskapskjemikalier for sementering– spesifiktfor seksjon12¼”- Beredskapgasstett sementvellingdesign– erstattersementog kjemikalier 

listet oppfor hovedjobb– mellomgruppekjemikalierer desamme. 



Forbruk 

[tonn] 

Utslipp 

[tonn] 

Forbruk 

[tonn]w ith 

out 50% 

excess 

% av stoff Forbruk stoff [tonn] Utslippstoff [tonn] 

Grønn Gul Grønn Gul Grønn Gul 

CementClass "G" Cement 855,52 171,10 570,34 100 0 855,52 0,00 171,10 0,00 

FP-16LG Defoamer 2,21 0,44 1,47 0 100 0,00 2,21 0,00 0,44 

BA-58L Gas migrationcontrol 169,32 33,86 112,88 100 0 169,32 0,00 33,86 0,00 

FL-67LE Filter loss control 31,05 6,21 20,70 21,05 78,95 6,54 24,52 1,31 4,90 

R-12L Retarder 0,84 0,17 0,56 100 0 0,84 0,00 0,17 0,00 

Totalt 1058,94 211,79 705,96 100,00 0,00 1032,21 26,73 206,44 5,35

3.1.9.2Leire,biociderog andre 

Tabell3-4 – Beredskapskjemikalier leire(BakerHughestopphull) 

Application/ Incident Chemical/Product-name Main 

components 

Recommended use Env.Status RiskScenario if notused 

StuckpipeinwellduringdrillingwithWBM KoplusLL Dinatrium- Apillof8m3orsufficientvolumetocoverthestuck PLONOR 

pyrofosfat area,ispumpedtoreleasepipe 

(WBM) Kaliumklorid 

LostCirculation CheckLoss/ CheckLossPlus 

Sitronsyre 

monohydrat 

Cellulosefibre IfexpectedLC,thisproductmaybeaddedasa 

precaution2-10kg/m3orasapillwith20-40kg/m3 

PLONOR 

LostCirculation CalciumCarbonate/ Solu-FlakeSizedCaCO3 

IfexpectedLC,thisproductmaybeaddedasa PLONOR Lostcirculationisaseriousincident, 

/ Fordacal / FlowCarb 

(allgrades) 


andmayleadtolostwellcontrol. 

LostCirculation Milmica/ Mica 

Micaflakes IfexpectedLC,thisproductmaybeaddedasa PLONOR Lostcirculationisaseriousincident, 

(allgrades) 



LostCirculation Milplug/ NutPlug Nutshells IfexpectedLC,thisproductispumpedasapillwith PLONOR 

(allgrades) 

20-40kg/m3 

H2Sgasinmud IroniteSponge Ironoxide,Fe3O42-4kg/m3 PLONOR H2Sgasinmudmaycausesevere 

humanrisktoexposedpersonnel 

Foaminginmud W-333N&FP-16LG ButoxyEtoxy 1-4kg/m3 Yellow Foaminginmudmaycausehazardous 

etanol/ Ester 

workingenvironment inshakeroom 

andreducedwellcontrol 

Contamination inmudrisingpH>10 SodiumBicarbonate Sodium 

Bicarbonate 

PHincrease>10 Citricacid Citricacid 1-3kg/m3 

1-3kg/m3 PLONOR HighpHinmudmaybreakviscosity, 

whichwilldestroymudpropertiesand 

poserisktoexposedpersonnel 

PLONOR HighpHinmudmaybreakviscosity, 

whichwilldestroymudpropertiesand 

poserisktoexposedpersonnel 

LCM/seepage losses(bridging) LC-Lube Graphite 3-12kg/m3 PLONOR Lostcirculationisaseriousincident, 


Highlevelsofoxygeninmud Noxygen / W-331NL Ammoniumhydrogensulphite 

LostCirculation GunkSqueeze 

Wyoming 

Bentonite 

Completeloss(WBM) BaseOil 8m3 

0,2kg/m3 Yellow Oxygenmaydegradethepolymersin 

themudanddestroymudproperties, 

andvariou seriouscenariosmay 

occur 

300kg/m3 PLONOR 

Yellow 

Lostcirculationisaseriousincident, 


(5-10m3pill) 

Hightorqueanddrag Lube-622&TeqLubeNS Lubricant 2-3%ofcirculationvolume Yellow HightorquereducesROPandriskof 

seriousincidentsifpipegetstuck. 

Well,pitandsurfacelinecleaning BakerClean5 Detergent 10%ofcleaningpillvolumerequired Yellow 

Well,pitandsurfacelinecleaning BakerClean6 Detergent 6%ofcleaningpillvolumerequired PLONOR 

Stuckpipemaycausesevere 

operationalproblems,andclassedas 

aseriousincident 





Cleanness spesficationforfluids.Risk 

ofcontaminationfromothertypeof 

fluidsinuse. 

Cleanness spesficationforfluids.Risk 

ofcontaminationfromothertypeof 

fluidsinuse.

Tabell3-5– Beredskapskjemik alierleire(BakerHughestopphull,dersomdet er muligå gjenbrukeleire 

fra OrmenLange-boring) 

KLIF 

Totalt 

anslått Utslipptil 

Produktnavn Funksjon Enhet kategori bruk sjø 

Barytt Vektmateriell MT PLONOR 3660 3660 

Bentonitt Fortykningsmiddel MT 

Reduksjonav 

PLONOR 90 90 

Bio-Pac 

Fordacal(alle 

væsketap MT Gul 15 15 

kvaliteter) LCM MT PLONOR 89,25 89,25 

Mul-FreeRS(DFE Reduksjonav 

726) 

formasjonskade MT Gul 2,145 2,145 

NaCl Hydratblokkering MT PLONOR 174 174 

NF2,MEG 

XanthanGum/ 

Hydratblokkering MT PLONOR 66,75 66,75 

XanplexT 

BakerCement 

Chemicals 

Fortykningsmiddel MT PLONOR 9,645 9,645 

R-12 L Tynner MT PLONOR 12 12 

Tabell3-6 Beredskapskjemikalier, leire–topphullMI Swaco(grunnetkontraktsmessigeårsakerkan 

det væremuligat vi ikkekanbrukeBakerHughes) 

% Forbruk(tonn) Utslipp(tonn) 


Forbruk(tonn) Utslipp(tonn) 

Gul Grønn Gul Grønn Gul Grønn 

BentoniteOCMA 367,2 367,2 100 0 367,2 0 367,2 

CMCEHV 63 63 100 0 63 0 63 

SodaAsh 5,52 5,52 100 0 5,52 0 5,52 

KClpowder 120 120 100 0 120 0 120 

Barite 927,84 927,84 100 0 927,84 0 927,84 

GlydrilMC 7,64 7,64 100 7,64 0 7,64 0 

AmmoniumBisulphite 0,408 0,408 100 0 0,408 0 0,408 

EMI-1729 0,09 0,09 100 0,09 0 0,09 0 

CausticSoda 0,27 0,27 100 0 0,27 0 0,27 

Totalt 1491,968 1491,968 7,73 1484,238 7,73 1484,238

Tabell3-7 Beredskapskjemikalier leie(alleseksjoner)SchlumbergerNorgeAS,Avdeling:M-I SWACO 

(DS) 

Produktnavn MAIN COMPONENT APPLICATION 

KLIF 

CODE 

Barite Barium Sulphate Lost Circulation 50 - 100 

Calcium Bromide brine Weight material as needed 

Calcium Carbonate F/M/C Calcium Carbonate Lost Circulation 0 - 50 

Caustic Soda pH control as needed 

Citric Acid Citric Acid Monohydrate Bit Balling / Stuck Pipe +/- 250 

Dynared C LCM material as needed 

ECF- 2513 Mineral Oil Rig wash OB Warp as needed 

EDC 99 Mineral Oil Base Oil as needed 

EMI-1729 Alkanoleter Biocide 0.5 - 1 

EMI-2223 Graft Polymer Anti-Accretion +/- 10 

Fordacal - all grades Calcium Carbonate Lost Circulation 0 - 50 

Form - A - Blok Metal silicate/Cellulose fibre Lost Circulation +/-240 

Form - A - Plug Accelerator Sodium / Mag / Calc. Chloride Lost Circulation 125 - 150 

Form - A - Plug II Ulexite mineral Lost Circulation +/- 280 

Form - A - Plug Retarder Magnesium Chloride Lost Circulation +/- 20 

Form - A - Squeeze Natural fibres,minerals, Polysacchardes Lost Circulation +/- 240 

Glydril MC Polyalkylene Glycol Bit Balling +/- 250 

G-Seal/G-Seal Fine/G-Seal Pluss Graphite Lost Circulation 0 - 50 

Ironite Sponge Iron oxide H2S Scavenger as needed 

KCl Brine (ltr/m³) Potassium Chloride Bit Balling / Stuck Pipe as needed 

KLA-HIB Amine Derivate Shale inhibitor as needed 

Monoetylene Glycol (MEG) Hydrate Inhibitor as needed 

Mica F/M/C Mica Lost Circulation as needed 

Microdol - all grades Calcium Carbonate Lost Circulation as needed 

Mix II Cellulose fibre Lost Circulation 0 - 50 

NULLFOAM Petroleum Destillate Defoamer 0.5 - 1 

Nut Plug F/M/C Walnutt Shells Lost Circulation 0 - 50 

OPTISEAL II Calcium Carbonate/Graphite Lost Circulation 0-200 

OPTISEAL IV Calcium Carbonate Lost Circulation 0-200 

Safe Core E Derivate of Amines Corrotion Inhibitor as needed 

Safe-Carb - all grades Calcium Carbonate Lost Circulation 0 - 50 

Safe Cide Biocide 0.5 - 1 

Safe Scav HSN kg as needed 

Safe-Solv 148 Petroleum distillates Well wash/Stuck Pipe as needed 

Safe-Surf Y Fatty alcohol ethoxylate Well wash as needed 

Sugar Cement contaminant 1-20 

Super-sweep LCM material as needed 

Versamod Fatty acid blend Bentonite extender 1-5 

Conc. 

kg/m3

3.2 Borekaks 

Mengdenborekakssomprodusereser vist under 

Tabell3-8 – Mengdeborekaksper brønn 

Seksjon Borekaksprodusert/perbrønn/m3 

36" 62 

17 1/2 " 105 

12 1/4" 93 

8 1/2" 24* 

*forutsatt 650reservoarseksjon 

Referansetil bruk ogvurderingavCTSi kapittel 2.6ogkapittel 3.3. 

3.3 Miljøvurderinger 

I det etterfølgenderedegjøresdet for bruk avkjemikalierfor boringavDraugenbrønner.Leverandør 

avborevæske- ogsementkjemikalierer BakerHughesogMI Swaco.Kjemikalierplanlagtbrukt og 

sluppetut er kategoriserti henholdtil Aktivitetsforskriften§ 56b): 

Kjemikalieri grønnkategori:KjemikalierpåPLONOR-listen(utgjørliten eller ingenrisikofor 

miljøet) 

Kjemikalieri gul kategori:Kjemikaliersomhar akseptablemiljøegenskaper 

Kjemikalieri rød kategori:Kjemikaliersomskalprioritereserstattet i henholdtil Klifskriterier 

Kjemikalieri sort kategori:Kjemikaliersomdet kununntaksvisgisutslippstillatelsefor 

Enoversiktover samtligekjemikaliersomplanleggesbenyttet samtdereskategoriseringer angitt i 

vedleggA.Kjemikalieneer sortert i henholdtil bruksområderoginkludererforbruk ogutslippangitt i 

henholdtil andeli grønn,gul,rød ogsort kategori.Standardfor boringer å delekjemikalieneinn i 

hovedområdene: 

Borevæskerogkompletteringsvasker 

Sementkjemikalier 

Gjengefett 

Riggspesifikkekjemikalier(vaskemidler, etc.) 

BOPvæsker 

beredskapskjemikalier 

Mengdeneoppgitt i dennesøknadener maksimalemengderkjemikaliersomforventesbrukt og 

sluppetut.

3.3.1Miljøkonsekvenserav planlagteutslipp 

3.3.1.1Vurderingavutslipp til luft 

Hovedkildentil utslipptil luft i borefasenvil værefra dieselforbrukpå boreskipet,somvist i Tabell5- 

1. 

Boringpå Draugenvil foregåvedbruk avboreskipetWestNavigator.Dettevil holdesinposisjonved 

å benytteDP-system(DynamicPositioning).Helse,miljø ogsikkerhetvarviktigekriterier vedvalgav 

leverandør.EtboreskipsomliggerpåDPvil haet høyeredieselforbrukennen oppankretrigg.Ut fra 

en totalvurderingble WestNavigatorvalgt;dette vari tråd medHMS-vurderingen.WestNavigatorer 

et nytt boreskip,oghvor to avmotorenesomble etterinstallerter lav-NOxmotorer. Dettevil 

redusereutslippeneavNOxnoe. 

Utslippeneer kalkulertbasertpåfaktisketall meden marginfor operasjonelleusikkerheter.Den 

dieselsombrukeser lavsvoveldiesel(500ppm) 

3.3.1.2 Vurderingav utslipp til sjø 

3.3.1.2.1- Vurderingavkjemikalier 

PLONOR-kjemikalier 

PLONOR-kjemikalier(PoseLittle Or NoRiskto the environment)er kjemikaliersomer vannløselige, 

bionedbrytbare,ikke-akkumulerendeog/elleruorganiskenaturligforekommendestoffer med 

minimaleller ingenkjent miljøskadeligeffekt. Detteer kjemikaliersomer valgtfordi de regnessom 

de mestmiljøvennligeprodukteneselvom utslippavslikekjemikalier,somf. eksbarytt og sement, 

kangi et lokalt tidsbegrensetsløravfinpartikulærtmateriale.Denneeffektener helt lokal,ogvil 

derfor værebegrensettil et mindregeografiskområdeogtidsbegrensetil periodenmedutslipp. 

Gule kjemikalier 

Detsøkesogsåom utslippavkjemikalieri gul fargekategori(miljøakseptable).Dette er produkter 

somer lite giftigeogfortynnet ut slikat miljøeffektenavslikeutslippregnessomubetydelige. 

Vannbaserteborevæsker 

grønne oggulekjemikalierbrukesunderboringen. 

Underutslippkanmarineorganismeri nærområdetbli eksponertfor finpartikulærtmateriale(slam), 

menerfaringsmessiger miljøeffektenavdette begrenseti bådeutstrekningogomfang. 

CTSvil ogsåbli brukt for G1. 

Oljebasertebore- og brønnvæsker 

Oljebasertebore- ogbrønnvæskervil undernormaldrift ikkeslippesut. Væskesystemenesomer 

valgtinneholderhovedsakeligkjemikalieri fargekategorigrønnog gul,men har 3 kjemikalieri rød 

miljøkategori. 

Bruktvæskeblir returnert til landfor resirkuleringeller destruksjon.Uhellsutslippavde omsøkte 

væskenevil kunnekontaminerehavbunneneller flyte på overflaten. 

Sementeringskjemikalier 

h grommetder resterav 

sementslippestil sjø. 

Utslippavoverskuddssementvil sedimenterei borelokalitetenshelt umiddelbarenærområde.

Med unntakavdisselokaleeffektene,tilsvarendehabitatsendringerog forringelseav 

bunndyrsamfunnene,forventesdet ingensignifikanteeffekter avutslippavoverskudd 

sement. 

CTSvil bli brukt for G1. 

Kompletteringskjemikalier 

Systemenesomer valgtfor kompletteringinneholderer kjemikalieri miljøkategorigrønnog 

gul. 

Bruktvæskeblir returnert til Draugen-plattformen (lastesavtil vert). Uhellsutslippavde omsøkte 

væskenevil kunnekontaminerehavbunneneller flyte på overflaten. 

Gjengefett 

Miljøvennligeprodukteruten metallereller giftigetilsetningerer valgt.Småmengdergjengefett 

forventeså følgeborevæskentil sjø. 

BOP-kjemikalierogVaskekjemikalier 

Produkteter moderatgiftig for noenorganismer,menetter bruk vil produktet tynnesut og vil entre 

det marinemiljø vedsværtlavekonsentrasjoner.Risikovedrørendeakutt giftighetogakkumulering 

vurderessomlavpga. høyfortynningoglett bionedbrytbarhet. 

Andrepåvirkninger 

Andreutslipptil sjø,somdreneringsvann,sanitærvann,matavfall,vil gi effekter. 

Økningenavnæringsstoffervil rasktfortynnesogomsettesi havetsnaturlige 

produksjonsprosesser . 

Spredningogsedimenteringavborekaksogbarytt 

I forbindelsemedboringfor Draugentilleggsboring,ble det utarbeidetEnvironmentalImpactFactor 

beregninger(EIF)for utslipptil sjø(SINTEF,2012)ogCoralriskAssessment(DNV,2012). 

Farenfor at havbunnsedimentetblir påvirket,er relatert til størrelsenog grovhetenavborekakset. 

Deforandringenesedimenteringavborekaksmedfører,kanbety at organismerblir direktepåvirket, 

eller at andreorganismerovertar.Deter viktigå påpekeat påvirkningvil værelangsiktig,menat 

dette vil gjeldesværtlokaleogsmåområderder hvor borekaksetsedimenteres. 

CTSvil brukesfor å sørgefor beskyttelseavkorallene.Denskreddersydderisikovurderingenviserat 

ingenkorallerer i fare,i henholdtil denutførte risikovurderinger(drøftet i kapittel 2).Hovedårsaken 

for dette er at allekorallenebefinnersegpå en avstandfra brønneneller CTS-punktet der de 

modellertesedimenteringsratener sålave(generelt

3.3.2.3Valgav kjemikalierog utfasing 

Deter stort fokuspåvalg avkjemikalier.Detteer gjenspeileti evalueringeneogvurderingenesom 

gjøresforut for endeligavgjørelseavkjemiskprodukt.Underoperasjonenevil det værefokuspå 

optimaliseringog eventuellutskiftningavkjemikalier.Alt arbeidmed planleggingog utskiftningav 

kjemikalierforegåri nært samarbeidmedkjemikalieleverandører. 

3.3.2.4Transportsystemfor borekaks(CuttingsTransportSystem) 

Beskreveti kapittel 2. 

3.3.2.5Tiltak på riggen 

Forå sikre/redusererisikofor utilsiktedeutslippfra rigger det satt følgendetekniskekravtil riggen. 

Doblefysiskebarriererpå allelinjer mot sjø 

Tankkapasitetfor oljeholdigvann 

4 OLJEHOLDI GVANN(dreneringsvann) 

PåboreskipetWestNavigatorblir alt dreneringsvannsamletopp bortsett fra helikopterdekk,samtet 

begrensetområdehvor det ikkeforegåroperasjoner.Påhelikopterdekketgåralt vanndirektetil sjø. 

DreneringssystemetpåWestNavigatorer lukketog samleropp alt spill- ogdreningsvannfra 

dekksområder,boremodulogmaskinrom.Hydrauliske trykkenheter(HydraulicPressureUnits(HPU)) 

oghydrauliskeenheterhar videreegnedrypp-pannerfor å hindresølpådekk. 

Frafarligeområderogmaskinrom,gårspillvannviaegneoppsamlingstankertil babordsloptank 

akterut i båten. 

Fraområdersomboreområdetogvanligedekksområder,gårvannetgjennomet renseanlegg,som 

beståravflere stegfor å fjerneolje ogemulsjonfra spillvannetvedhjelpavulikemetoder 

(gravimetriskog flokkulasjon). Oljeinnholdetblir målt ofte offshorenår systemeter i gang,og 

bekreftelesprøversendestil landfor bekreftelseavtredjepart.Detmånedligegjennomsnitteter på 

under30 ppm ogdet har vært en stadigforbedringde sisteårenei å nålavereverdier.Demålte 

konsentrasjonenerapportersi årsrapporten.


Totallengdepåoperasjonener 210dager.Gjennomsnittligdieselforbrukestimerestil ca.69 tonn pr. 

døgn(meden sikkerhetsfaktorpå50 %). 

Detskalbrukesdieselmedlavesvovelnivåer.Forventetutslipptil luft i forbindelsemed 

kraftproduksjonfremgåravTabell5. Herer ogsåvist hvilkeutslippsfaktorersomer benyttet ved 

beregningene. 

Tabell5-1 viserestimerteutslipptil luft i borefasenpåDraugen.Utslippenevil i hovedsakværefra 

avgasserfra motorer om bord på boreskipetWestNavigator. 

Tabell5-1 Forventedeutslipptil luft i borefasenpå Draugen2013/2014 

BasertpåerfaringermedWestNavigator(operasjonelle,sliksomværforhold),er det lagt inn en sikkerhetsmarginpå50 %for dekalkulerte 

verdier.Beregningeneer for 210dager,2 år. 

5.1 Utslipp fra rigg 

BoreskipetWestNavigator,eid avNorth Atlanticvil hovedsakeligbenyttestil planlagte 

boreaktiviteterpå OrmenLange,menforflyttes til Draugeni ca.210dagerfor åbore de planlagte 

produksjonsbrønen. 

BoreskipetWestNavigatorholdersinposisjonpåborelokasjonvedDP(DynamicPositioning). 

Kraftproduksjonenom bord foregårmedseksmotorer somgårkontinuerlig.Fireavdissebrukestil 

primærdrift. Deøvrigeto er svingprodusenter,disseto er lav-NOx-motorer avtypen Wärtsila 

16V32LNEmedmaksimaleffekt 6 480kW.Primærdriftmotoreneer avtypenWärtsila6L46Bmed 

maksimaleffekt 5 950kW.Avdriftsmessigehensyner det pr. i dagikkeaktuelt å endredriftsfilosofi 

slikat lav-NOx-motorenekanutnyttesmaksimalt.Dettehar blant annetmed plasseringav 

maskinromå gjøre. 

Relativtdieselforbrukpå Wärtsila6L46Bmotoreneer 173g/kWh+/- 5 %og påWärtsila16V32LNE 

181g/KWh+/- 5 %.Deter antatt en 90/10 %fordelingpådieselforbrukfor 6L46B-motorer/lav-NOxmotorer.

Forkraftproduksjoner det benyttet OLF-faktorerfor alleutslippunntatt NOxogSOx.ForNOx-faktor 

er det benyttet godkjentfaktor fra Sjøfartsdirektoratet.WestNavigatorbrukerlavsvoveldiesel (500 

ppm). 

5.2 Utslipp fra brønntest/brønnrensing 

Dennesøknadener basertpå oppstartavbrønntil Draugen. Detvil derfor ikkeværeutslippfra 

brønnrensing.Enegensøknadom oppstartavbrønnertil Draugenvil bli utarbeidet 

6 KONTROLL,MÅLINGOGRAPPORTERIN GAVUTSLIPP 

Norske Shellhar etablertekravogretningslinjertil driftskontroll,utslippsmålingograpporteringi 

forbindelsemedvirksomhetenpå norsksokkel,slikat bådemyndighetskravog internekravblir 

imøtekommet.Kravenegjelderfor alleleverandørersomleverertjenesteri forbindelsemed 

boringenavproduksjonsbrønnerpåDraugen.Rapporteringavforbruk og utslippavriggkjemikalier 

utføresavboreentreprenørNAD(NorthAtlanticDrilling). 

Rapporteringavforbruk ogutslippavborevæskerogsementkjemikalierutføresavdenenkelte 

leverandør.Datarapporteresoglagresi NorskeShellsmiljøregnskap,NEMS-regnskapog det vil 

væreoppfølgingavmaterialbalanserfor kjemikalierunderboreoperasjonen.Alleformer 

for utslippvil bli nøyeovervåket, og rapportert til myndigheteri henholdtil gjeldendekravog 

regelverk. 

7 AVFALL 

Oljeindustrienslandsforening(OLF)sineretningslinjerfor avfallsstyringvil bli benyttet i forbindelse 

medavfallshåndtering,ogen installasjonsspesifikkavfallsplanvil bli fulgt. Konkrete sorteringsmåler 

styrendefor avfallsarbeidet , ogflyteriggersomopererer for Sheller underlagtsamme 

sorteringssystem.Avfalletvil bli sendttil landtil myndighetsgodkjenteselskaper. 

Prinsipperom reduksjonavavfallsmengdervedkildenoggjenbrukavmaterialervil bli innført. Alt 

returnert avfallrapportereshvermåned,medfokuspåforskjelligeforbedringsfaktorersomblant 

annetsorteringoggjenvinningsprosent.

8 MILJØRISIKOOGAKUTTOLJEVERN BEREDSKAP 

8.1 Aktiviteter somkrevermiljørisikovurderingogberedskapsanalyse, 

fastsettelseav analysekrav 

I forbindelsemeddet planlagteøkteaktvitetsnivåetpåDraugenfeltet,har Shellbedt DNVoppdatere 

deneksisterendemiljørisikoanalysen(DNV,2009). 

Miljørisikoanalyse(ERA)er påkrevdavnorsklovgivningfor aktiviteter i forbindelsemedleting 

og/ellerproduksjonavolje og gasssomfinner stedpånorskkontinentalsokkel.Analysensomer 

utført for Draugen-feltet er en skadebasertmiljørisikoanalysesomfokusererpå hvilkeninnvirkning 

ogrisiko utblåsningeroglekkasjermedoljesølkanhapå ulikeressurseri området.Ressursenesom 

brukesi en miljørisikoanalyserefereresofte til somVerdsatteøkosystemkomponenter(Valuable 

EcosystemComponents(VØK)). Forå kunnedefineressomVØK, måen rekkekriterier oppfylles 

(Punkt8.3.4).Sjøfugl,sjøpattedyr,fiskearterogkystområderer vanligeVØK-kategoriersombrukes 

pånorsksokkel. 

Miljørisikoanalysener utført i henholdtil OLFsretningslinjerfor risikoanalyserpånorsksokkel(OLF 

2007). 

Følgendescenarierhar blitt kartlagti dette prosjektet: 

Utblåsningermedoljesøl(underboring,produksjonogintervensjon) 

Lekkasjei stigerør/rørledning 

Andre scenariermedutilsiktet lekkasje(somprosesseringsenheter og 

ventiltre) 

Lekkasjefra lagringsenhet 

Lekkasjefra kondensatrørledning(fra Linnormtil Draugen) 

Modelleringsarbeidethar blitt utført for aktiviteter somskalfinne stedi 2014og2015.2014er et år 

medtoppunkt for aktivitetsnivå(boringogproduksjon),mens2015brukessomet typisk 

produksjonsår.Detteoppsettetbidrar til å viseendringenei miljørisikobasertpåendringeri 

aktivitetsnivåsamttype aktivitet. Avsnittetunderfokuserer påmiljørisikoanalysenfor bore- og 

kompletteringsoperasjonene. 

Dettekapittelet fokuserer påmiljørisikoi forbindelsemedboreoperasjoner. 

8.2 Etableringogbruk av akseptkriterier 

Shellhar definert akseptkriterierfor miljørisikosomen integrert del avsitt styringssystem.For 

Draugen-feltet benytterShellsegavfeltspesifikkeakseptkriterieri miljørisikoanalysen(Tabell8-1). 

Akseptkriterienesetter øvregrenseverdierfor hvaShellhar definert somakseptabelrisikofor egne 

aktiviteter på feltet (sannsynlighetfor en gitt konsekvens).Disseer formulert somet mål påskadepå 

naturressurser(VØK),uttrykt somvarighet(tilbakeføring)og ulik alvorlighetsgrad. 

Miljørisikoanalyserfangeropp forskjelleri miljømessigsårbarheti et områdeettersomde tar høyde 

for tilstedeværelseogsårbarhetenavmiljøressurseri det vurderteområdet,ogettersomde 

beregnertilbakeføringenavde påvirkederessursene.Detteresultereri at det beregnesen høyere 

miljørisiko for områderhvor andelenavsårbareforekomstereller leveområderer større.

Risikoakseptkriterieneuttrykker Shellsholdningerfor bevaringavnaturen,ogfremholderat sålangt 

det er muligskalnaturenikkepåvirkesavselskapetsaktiviteter.Kriterienespesifisereren maksimal 

hyppighetavhendelsersomkanskademiljøet. 

Tabell8-1 Shellsfeltspesifikkeakseptkriterierfor forurensing 

Miljøskade Skadensvarighet 

(tilbakeføringsperiode) 

Uakseptabel 

sannsynlighet 

(per år) 

Mindre 1 måned-1 år 2,0x 10 -2 

Moderat 1-3 år 5,0x 10 -3 

Høy 3-10 år 2,0x 10 -3 

Alvorlig > 10 år 5,0x 10 -4 

8.3 Innsamletdata for analyse 

8.3.1 Beliggenhetogtidsperiode 

ALARPsannsynlighet 

(per år) 

2 x 10 -2 – 2 x 10 -3 

5 x 10 -3 – 5 x 10 -4 

2 x 10 -3 – 2 x 10 -4 

5 x 10 -4 – 5 x 10 -5 

Ubetydelig 

sannsynlighet 

(per år) 

2 x 10 -3 

5 x 10 -4 

2 x 10 -4 

5 x 10 -5 

Draugen-feltet liggeri LisensPL093(Blokk6407/9)i Haltenbankenolje- oggassregioni Norskehavet, 

ca.65 km fra nærmestepunkt pånorskekysten,Sula,og rundt 150km nord for Kristiansund.Feltet 

ble oppdageti 1984ogkomi produksjoni 1993. 

Draugen-feltet bestårfor tiden av11 produserendebrønner;sekssomer definert som 

plattformbrønnerog de fem gjenværendesomundervannsbrønner. 

Beredskapsanalysen inkludererhelårligdrift avfeltet, somaktiviteter somer ventet i 2014når 

ytterligeretre brønnerkommertil. 

Tabell8-2 Innsamletdata for beredskapsanalyse n for Draugen 

Stedfor utblåsnings-/lekkasjescenarier 

(geografiskekoordinater) 

Vanndybde 268m 

64 E T 

Kortesteavstandtil kystlinje 65 km, Sulai Sør-Trøndelag 

Oljetype/kondensat Draugenråolje/ Kristinkondensat(analog) 

Oljetetthet (ferskolje) 823kg/m 3 (Draugen)/794kg/m 3 (Kristin)

Aktiviteter Utbyggingogproduksjonavolje og 

gass/kondensat 

Scenarier Utblåsning(overflate/undersjøisk),andreutilsiktede 

utslipp(undersjøiskeproduksjonssystemerog 

stigerør,oljelagringogoljeeksport) 

VurderteVØK-kategorier Sjøfuglåpenthav,sjøfuglkyst,sjøpattedyr,fiskearter 

ogstrandsone 

Vurderingsperiodefor ERA Årlig,fordelt påfire sesonger 

8.3.2 Oljensegenskaper 

Draugenoljener brukt somreferanseoljei oljedriftmodellen.Bakgrunnsinformasjoner samletinn fra 

en forvitringsstudieutført i 2008 (SINTEF, 2008). 

Råoljefra Draugenkarakterisere somlett nedbrytbar,parafinråoljemedmediumvoksinnhold(2,4 

%)oget relativt lavt asfalteninnhold(0,13%).Draugener relativt lett og hellepunktetpå oljen er lav. 

Rundt45%avoljen vil fordampeetter en dagi sjøenmeden vindhastighetpå10 m/s. Høy 

fordampningvil rasktføretil størrekonsentrasjoneravvoksogasfalteni en oljesølsituasjon.Med tid 

i sjøenvil dette dannestabileemulsjonersomkanholdeseglengei sjøen. 

Maksimaltvanninnhold på75-80 %oppnåsetter en til tre dagermedtypiskevindhastigheterpå5 - 

10 m/s. Dette har stor betydningfor dentotale mengdenemulsjonsompotensieltkannåkystlinjen. 

Viktigeparameterefor Draugenoljener gitt i tabell 8-3. 

Tabell8-3 Forvitringsdatafor Draugen-oljen 

Parameter 

Draugen-olje 

Oljetetthet 823kg/m 3 

Maksimaltvanninnhold 80 %(sommer15 C) 

75%(vinter5 C) 

Voksinnhold 2,4vekt % 

Asfalteninnhold(hard) 0,13vekt % 

Viskositet,ferskolje (5 C/ 13 C) 11 cP(10s -1 ) /6 cP(10s -1 )

8.3.3 Definertefare- ogulykkessituasjoner(DFU),mengde-, spredningshastighet 

ogvarighet, store ogsmåakutte utslipp, ogvalgav dimensjonerende 

hendelse 

Forå kunneavgjørehvilkescenariersomskalværeen del avERA-modelleringen,vurderesen 

kartleggingavmuligescenariermedutblåsningermedoljesølog andreutslippshendelserfor de ulike 

aktivitetene(seScenario-kartleggingfor Draugen-feltet), sannsynlighetenfor utblåsningereller 

lekkasjeri forbindelsemedulikeaktiviteter ogmuligmengdeogvarighetbeskrivesi detalj). 

2014ble valgtut for detaljert gjennomgangi ERAettersomNorskeShellASplanleggerhøy 

boreaktivitet(tre brønner)dette året. 2015har ogsåblitt valgtut pågrunnavdet høyereantallet 

produserendebrønner. 

BrønneneskalboresavboreskipetWestNavigator.Delingenmellomutslippfra overflaten og 

sjøbunnenble fastsattpå bakgrunnavhistoriskedatafra SINTEFsomble lagt frem i Scandpower - 

rapporten(2011).Basertpåhistoriskedataer delingenpårundt 18 %og82 %,henholdsvisoverflate 

ogundersjøisk,når manborer fra flytendeinstallasjoner.Lekkasjescenarier er kunundersjøiske 

scenarier. 

Scenariersomvelgesfor ERAer de somsannsynligvisvil bidramesttil miljørisikonivået.Derforer det 

benyttet en kombinasjonavscenarierder mestmuligolje slippesut til sjøenog scenariermedlavere 

oljeutslipp,menhyppigereforekomst. 

Deter identifisert202utilsiktedeutslippsscenarier(kombinasjonavlekkasje-/utblåsningsmengdeog 

varighet)for Draugen-feltet. Avdissehar ti scenarierblitt valgtfor viderevurderingi ERA.Alle 

utblåsningsscenarierer tatt med,grunnethøyt potensieltoljeutslipptil sjøen. 

Underer en beskrivelseavscenarienesomutgjør grunnlagetfor miljørisikovurderingenpå Draugen. 

Utblåsningsmengdeog sannsynlighet 

Utslippsmengdenogsannsynlighetenfor muligeutblåsningsscenarierpåDraugen-feltet for 2014og 

2015er angitt i Tabell (boringbrønner).Dengenerellefrekvensenfor at utblåsningerkanfinne sted 

er høyesti 2014pågrunnavbidragfra boreaktiviteter.Enfrekvenspå5,49x 10 -4 i 2014. 

Tabell8-4 Utvalgteboreutblåsningsscenarier. 

Utblåsningssted Mengde(t/d) 

Boring 

Overflate 

Boring- 

Undersjøisk 

Sannsynlighet 

for mengde 

(2014) 

Scenariofrekvens 

(2014) 

2076 0,70 9,90x 10 -6 

3438 0,21 2,91x 10 -6 

4255 0,09 1,34x 10 -6 

2927 0,31 1,99x 10 -5 

4288 0,38 2,42x 10 -5 

6482 0,16 1,03x 10 -5 

9075 0,11 7,01x 10 -6 

GOR 

60

13021 0,05 3,00x 10 -6 

SUM 2,00 7,86x 10 -5 

Tabell8-5 Oppsummeringavutblåsningsfrekvenser for 2014. 

Aktivitet 2014 2015 

Boring 7,86E-05 - 

Varighetavutblåsning 

Varighetsmatrisenfor utblåsningsscenarierer basertpå statistikkfra Scandpower -rapporten(2011) 

(Tabell). Denlengstevarighetener definert avShellsomtiden det tar å mobilisere,boreogaktivere 

en avlastningsbrønn.Detteer satt til 50 dagerpåDraugen. 

Tabell8-6 Fordelingavvarighet. 

Varighet(dager) Overflateutblåsning 

Undersjøisk 

utblåsning 

2 55% 44 % 

5 18% 17 % 

15 16% 19 % 

30 4 % 8 % 

50 7 % 13 % 

Vektetvarighet 9.2 13.3 

8.3.4 Naturressurseri analyseområdet 

Verdsatteøkosystemkomponenter (VØK)velgessomdimensjonerenderessurseri vurderingenpå 

grunnavhøysårbarhetfor oljeforurensningog/eller høyforekomsti analyseområdet.VØKer arter 

somdet er sannsynligat vil bli påvirketi vurderingen. 

Sjøfugl: 

Sjøfugldelesi to VØK-kategorier: åpenthavogkyst.

Tabell8-7 Valgtesjøfugl-VØKi miljørisikovurderingenfor Draugenolje- og gassfelt(Seapop,2012og 

Artsdatabanken,2012). 

Navn(Engelsk) Navn(Norsk) Latinsknavn Rødliste Region 

Razor-billedauk Alke Alcatorda VU 

Little Auk 

Alkekonge Allealle - 

CommonGull Fiskemåke Laruscanus NT 

HerringGull Gråmåke Larusargentatus LC 

ArcticPetrel Havhest Fulmarusglacialis NT 

NorthernGannet Havsule Morusbassanus LC 

Kittiwake Krykkje Rissatridactyla EN 

CommonGuillemot Lomvi Uriaaalge CR 

Puffin Lunde Fraterculaarctica VU 

Brünnich'sGuillemot Polarlomvi Urialomvia LC 

GlaucousGull Polarmåke Larushyperboreus LC 

GreatBlack-backed 

Gull 

Svartbak Larusmarinus LC 

Razor-billedauk Alke Alcatorda VU 

Little Auk 

Alkekonge Allealle - 

CommonGull Fiskemåke Laruscanus NT 

HerringGull Gråmåke Larusargentatus LC 

Red-neckedGrebe Gråstrupedykker Podicepsgrisegena - 

Long-tailedduck Havelle Clangulahyemalis LC 

Arcticpetrel/Fulmar Havhest Fulmarusglacialis NT 

NorthernGannet Havsule Morusbassanus LC 

GreatNortherndiver Islom Gaviaimmer - 

Kittiwake Krykkje Rissatridactyla EN 

Goosander Laksand Mergusmerganser LC 

CommonGuillemot Lomvi Uriaaalge CR 

Brünnich'sGuillemot Polarlomvi Urialomvia LC 

Sjøfuglåpenthav 

Sjøfuglkyst

Navn(Engelsk) Navn(Norsk) Latinsknavn Rødliste 

GlaucousGull Polarmåke Larushyperboreus - 

Puffin Lunde Fraterculaarctica VU 

KingEider Praktærfulg 

Red-breasted 

Merganser 

Somateria 

spectabilis 

Siland Mergusserrator LC 

VelvetScoter Sjøørre Salmotrutta LC 

Red-throatedLoon Smålom Gaviastellata - 

^ Stellerand Polystictastelleri VU 

GreatCormorant Storskarv Phalacrocoraxcarbo LC 

BlackScoter Svartand Melanitta nigra NT 

BlackGuillemot Teist Cepphusgrylle VU 

Shag Toppskarv 

Commoneider Ærfugl 

Phalacrocorax 

aristotelis 

Somateria 

molissima 

NT Nestentruet; EN- Truet;CR Kritisktruet; VU Sårbar;LC Mindre bekymring 

- 

LC 

LC

Sjøpattedyr 

Desjøpattedyrartenesomer listet opp i tabellener identifisertsommuligpåvirkedearter dersom 

det skjeret oljeutslippi Haltenbankenområdet. 

Havertog steinkobbeer mestsårbareunderfødsels- og hårfellingssesongenårde samlersegi 

kolonieri kystområdene. 

Tabell8-8 UtvalgtesjøfuglVØKbrukt i miljørisikoanalysenfor olje- og gassfeltetDraugen 

(Artsdatabanken,2012). 

Navn(Engelsk) Navn(Norsk) Latinsknavn Rødliste Region 

Greyseal Havert Halichoerusgrypus LC 

Commonotter Oter Lutralutra NT 

Harbourseal Steinkobbe Phocavitulina LC 

NT Nestentruet; EN- Truet; CR Kritisktruet; VU Sårbar;LC Mindre bekymring 

Norskehavet 

Leveområderlangskysten 

Deter muligat oljesølfra Draugen-feltet kannå dennorskekyststripen.Med utgangspunkti dette er 

leveområderlangskystentatt medi denskadebasertemiljørisikoanalysen. 

Fisk 

Konsekvensenavolje påorganismeri vannsøylen(fiskog plankton)avhengeravoljetypen,gradenav 

naturligdispergeringog kinetikkeni utslippetavoljekomponenteri vannsøylen,ogvarighetenav 

utslippet.Ettersomplankton(plante- ogzooplankton) genereltsett er mindrefølsommeoverfor 

oljeforurensningi vannet,er hovedfokuseti miljørisikoanalysenpå fisk.Eggoglarverkanværesvært 

sårbareoverforoljeforurensningi havet,mensungfisk(størreennrundt 2 cm)ogvoksenfisktrolig 

ikkepåvirkessåmye.Dettestøttesavfeltobservasjonersomhar vistsværtlavedødstallfor 

voksenfisketter faktiskeoljeutslipp. 

Fiskeartersomgyteri et begrensetområdeog i løpetaven kort tidsperiodeer mestutsatt for å bli 

påvirketavet akutt oljeutslipp.Avde viktigstekommersiellefiskeartenei Norskehaveter det bare 

torskogsildsomgyteri et begrensetgeografiskområde.Disseto arteneer derfor vurdert i denne 

studien. 

8.3.5 Oljedriftmønsterogoljeflakspredning 

Oljedriftmodelleringutføresstatistiskfor bådescenariermedutblåsningpå overflateog undersjøisk 

utblåsning,samtfor undersjøiskelekkasjer.Resultatenefra oljedriftmodelleringerpresenteresenten 

sesongmessigeller årlig.Resultatenefra modelleringenbrukessomgrunnlagi miljørisikoanalysen. 

Resultatenefra modelleringenberegnesi tre fysiskedimensjonerog tid. Modelleninneholder 

databaserfor ulikeoljetyper,vanndybde,sedimenttype,leveområderogkystlinjetyper. 

OSCAR-modellenbrukerbådeto- ogtredimensjonalestrømningsdatafra hydrodynamiskemodeller. 

Bådede individuellesimuleringene(spesifikkevind- ogbølgeperioder)og tilfeldigesimuleringermed 

ulikestarttidspunkterkanmodelleres.Detilfeldigemodellsimuleringene,for et definert antall 

simuleringer,vil utføresfortløpendei én omgang.Antalletsimuleringerfor de ulikescenariene 

avhengeravutslippenesvarighet.Målet er å haet tilstrekkeligantallsimuleringerslikat perioden 

sommodelleres(måned,årstideller helårlig)dekkesavvariasjoneri vind ogstrøm. 

Forå beregnede statistiskeresultateneakkumuleresoljedriften for hversimuleringi hver påvirkede 

nettcelle.Disseresultatenebrukessåf. eks.til å begrensesannsynlighetenfor hvercellei rutenettet.

Forå dekkedentotale variasjoneni vind- og strømningsdataer det nødvendigmedflere simuleringer 

for et oljeutslippmedkort varighetsammenlignetmedutblåsningermedlengrevarighet.Antall 

simuleringerer fra 40 per år for utblåsningermedvarighetpåto dager,til 12 for utblåsningermed 

varighetpå50 dager.I samtligesimuleringerer følgetidenper partikkel15 dager.Dettotale antall 

simuleringer for de ulikekombinasjoneneavstørrelseog varighetvarierer fra 40gangetmed27 

(antallår medvinddata,1980-2007)(1080)til 324(12 x 27). 

Forå illustrerehvordanet oljeutslipputvikler segovertid, kanmankjøreindividuellesimuleringer 

sombrukeren bestemtstatistiskvind- ogstrømperiode.Slikesimuleringerer ofte forbundetmed 

denkortestetiden før oljeutslippetnår land,denstørstemengdenolje somtreffer land,eller den 

størstemengdenolje i et sårbart/følsomtområde.Resultatenefra slikeindividuellesimuleringerkan 

brukestil å seøyeblikksbilderavoverflateolje,olje på landog hydrokarbonkonsentrasjoner i vannet 

for uliketidspunkter/intervaller. 

Forutblåsninger/lekkasjerpå havbunnenberegnerdenintegrerteOSCAR-modulenPLUME3D 

tykkelsenpåoljefilmenpåvannoverflaten.Forutslipppåoverflatener denførstetykkelsenpå 

oljefilmensatt til 2 mm. Tidsenhetenfor simuleringener en time. 

Treffsannsynlighet 

Resultateneviserfå sesongbetonteforskjeller,bådefor utblåsningerpåoverflatenog undersjøiske 

utblåsninger,medet noestørrepåvirketområdeom vårenog et noemindreområdeom vinteren. 

Hoveddriftsretningener nordøst,langsnorskekysten. 

Deter få forskjelleri påvirkedeområdetmellomutslipppå overflatenogundersjøiskeutslipp,som 

vist i henholdsvisFigur8-1 Figur8-1 ogFigur8-2. Genereltsett er det påvirkedeområdetetter en 

undersjøiskutblåsningnoemindreennområdetsomresultataven hendelsepåoverflaten.Detteer 

typiskfor en slikutslippslokasjon.

E 

T 

A 

L 

F 

R 

E 

V 

O 

G 

IN 

S 

Å 

L 

B 

T 

U 

Figur 8-1 Treffsannsynlighetenfor olje i 10 × 10 km celler etter en utblåsningpå overflatenetter boring eller 

kompletteringpå Draugen-feltet i hver årstid. Det påvirkedeområdeter basertpå alle utslippsstørrelserog 

varighetog deressannsynlighetsgrad.Merk at detpåvirkedeområdetikkeviserutbredelsenav et enkeltoljesøl, 

menområdetsompåvirkesi merenn5 % avoljedriftsimuleringenefor hversesong.

G 

I 

N 

S 

Å 

L 

B 

T 

U 

K 

I 

S 

Ø 

J 

S 

R 

E 

D 

N 

U 

Figur 8-2 Treffsannsynlighetenfor olje i 10 × 10 kmceller etterenundersjøiskutblåsningetterboringeller 

kompletteringpå Draugen-felteti hverårstid.Det påvirkedeområdeter basertpå alle utslippsstørrelserog 

varighetog deressannsynlighetsgrad.Merk at detpåvirkedeområdetikkeviserutbredelsenav et enkeltoljesøl, 

menområdetsompåvirkesi merenn5 % avoljedriftsimuleringenefor hversesong. 

Vannsøylekonsentrasjoner 

Foren utblåsningpå overflaten vil ikkedengjennomsnittligeTHC-konsentrasjoneni vannsøylen 

overstige100ppb.Detleggesderfor ikkefrem noenresultater. 

Foren undersjøiskutblåsningviserresultateneat denpotensiellegjennomsnittligeTHCkonsentrasjoneni 

vannsøylenvil overstige100ppb kuni et begrensetområderundt Draugen-feltet. I 

tilleggvil ikkedengjennomsnittligeTHC-konsentrasjonenoverstige500ppbogværeunder300ppb 

for det mesteavdet berørteområdet.

G 

IN 

S 

Å 

L 

B 

T 

U 

K 

IS 

J 

Ø 

S 

R 

E 

D 

N 

U 

Figur 8-3 BeregnetgjennomsnittligTHC-konsentrasjon( 100 ppb) i 10 × 10 km celler per sesong,basertpå 

samtligekombinasjonerav størrelserog varigheter,samtderesindividuelle sannsynlighetfor en undersjøisk 

utblåsningfra boring eller kompletteringpå Draugen-feltet.Merk at det valgteområdetikkeviser omfangetav 

et enkelt oljeutslipp, men det statistiskeområdetsom påvirkesav ulike vannsøylekonsentrasjonerbasert på 

individuellesimuleringeri ulike sesonger. 

Driftsperiode,emulsjonsvolumerog berørtelandingsruter 

TabellB-3 (VedleggB)oppsummererdengenerellestatistikkenfor allemodellertescenarier,med 

effektenavberedskapsresponsen for dimensjonerendescenarier.TabellB-5 (VedleggB) 

oppsummerer95 persentilverdierfor volumersomtreffer sårbareområder,oginkludererogså 

effektenavberedskapsresponsen.

8.4 Miljørisikoanalyse 

Analysensomer utført for Draugenfelteter en skadebasertmiljørisikoanalysesomfokusererpåden 

potensielleinnvirkningenogrisikoensomutblåsningermedoljeutslippoglekkasjermedoljeutslipp 

kanha påulikeressurseri området.Ressursenesomer brukt i en miljørisikoanalyseomtalesofte 

somverdsatteøkosystemkomponente r (VØK). Sjøfugl,sjøpattedyr,fiskearterogleveområderlangs 

kystener vanligeVØK-kategorierbrukt på norsksokkel. 

Deulikeaktivitetenesbidragtil miljørisikoenblir til slutt beregnetsomen prosentandel avA/S 

NorskeShellsårligefeltspesifikkeakseptkriterierogkoplestil selskapetsSålavt sompraktiskmuligkriterier 

(AsLowAsReasonablePractical(ALARP)). 

ERAer gjennomførti tråd medOLFsretningslinjerfor risikoanalysepå norsksokkel(OLF2007). For 

mer informasjonhenviservi til retningslinjene. 

Forleveområderlangskystener hver 10 x 10 km cellei rutenettet analysertinnenfor det påvirkede 

området,somogsåer beskreveti retningslinjene(OLF,2007). 

8.4.1Resultater 

Dennåværendeanalysensøkerå dekkehendelsersomer aven slikstørrelseat de kanhanegative 

konsekvenserfor naturressurseri området. 

Beregningen er basertpåmånedligefordelingeravartsantallet,ogresultateneer presentertper 

sesongmedgjennomsnittper månedi hversesong(vår:mars-mai,sommer:juni-august,høst: 

september-novemberogvinter: desember-februar).Resultatenepresenteresfor de artenemed 

høyestsesongbetontvariasjoni miljøskade,uavhengigav kategori.Tapsandelener ogsåbrukt for å 

beregnemiljørisikofor sjøfugl,sjøpattedyr,fiskogleveområderlangskysten. 

Miljøskadeer definert i forhold til en muligtilbakeføringstidder 1 måned 1 år er definert som 

mindremiljøskade,1-3 år er definert sommoderatskade,3-10 år er definert somomfattende 

miljøskadeog> 10 år er definert somalvorligmiljøskade. 

Modelleringsarbeidethar blitt gjennomførtfor aktivitet somfinner stedi 2014og2015.2014 

representereret år medtopp aktivitetsnivå (boringogproduksjon),mens2015er brukt somet typisk 

produksjonsår.Dettebidrartil å viseendringeri miljørisikobasertpåendringeri aktivitetsnivåsamt 

aktivitetstyper. 

Figurenunderoppsummererdet samlederisikonivåetpå Draugenfeltetfor 2014(boretopp).Figuren 

viserde individuellebidragenefra de ulikeaktivitetenepå feltet i henholdtil identifiserteutilsiktede 

utslippsscenariersomen del avde feltspesifikkeakseptkriteriene.

Figur 8-4 Årlig risiko i 2014 for Draugen-feltet presentert som en del av de feltspesifikke 

akseptkriterienefor de ulike skadekategoriene.Figurenviserrisikobidragetfra de ulike aktivitetene 

på feltet i henholdtil devalgteutslippsscenariene. 

I 2014vil det generellerisikonivåetpåDraugenfeltetikkeoverstige7,5prosentav 

feltakseptkriterienefor samtligeskadekategorierogvil faktiskværeunderen prosentavkriteriene 

for alvorligskade.I 2015vil det generellerisikonivåetgåned,pågrunnavat bore- og 

kompletteringsaktiviteteravsluttes.Tabellenunderoppsummererdet generellerisikonivåetpå 

Draugenfeltetfor 2014og2015. 

Tabell8-9 Årligrisikoi 2014og 2015for Draugen-feltet presentertsomendel avdefeltspesifikke 

akseptkriterienefor deulikeskadekategoriene.Tabellenviserdet generellerisikonivået,som 

samsvarermedsummenavallevalgteutilsiktedeutslippsscenarier. 

Mindre (10 år) 

2014 2,7% 7,5% 1,7% 0,7% 

2015 2,2% 5,1% 0,9% 0,1% 

Sjøfuglpååpenthavogsjøfugllangskystener genereltsett de VØKmedstørstrisikofor tap. Særlig 

har alkekongestørstsannsynlighetfor tap på1-5 prosent(99,4prosentsannsynlighetvedsprekki 

oljelager).Alkehar høyestsannsynlighetfor tap på5-10 prosent(20,6prosentvedundersjøisk 

utblåsninggrunnetbore- eller kompletteringsaktiviteter).Alkekongehar høyestsannsynlighetfor tap 

på10-20prosent(4,5prosentvedundersjøiskutblåsninggrunnetbore- eller 

kompletteringsaktiviteter). 

Omvendtharsjøpattedyrogfiskgenereltlavestsannsynlighetfor tap.

Leveområderlangskystener VØKmedhøyestsannsynlighetfor mindreskade,med1,3prosentav 

akseptkriterienei 2014.Sjøfuglpå åpenthavhar denhøyestesannsynlighetenfor moderat, 

omfattendeogalvorligskademedhenholdsvis,2,6prosent,1 prosentog 0,6prosentav 

akseptkriterienefor 2014. 

Miljørisikoenfor alleskadekategorierer altsågodt underShellsfeltspesifikkeakseptkriterier,og 

underALARP-terskelen.Detkandermedkonkluderesmedat miljørisikoeni forbindelsemed 

aktivitetenpå Draugener akseptabeli forhold til Shellsakseptkriterierfor feltspesifikkrisiko. 

Spesifikkeresultater for boring og komplettering 

Sjøfugl– Åpent hav 

Sannsynlighetfor tap 

Resultateneviserat det ikkeer sannsynl ig med tap > 20 %veden utblåsningpåoverflatenunder 

bore- ogkompletteringsoperasjonerpåDraugen; Sannsynlighetener mindreenn0,1prosentveden 

undersjøiskutblåsning.Artenemedhøyestsannsynlighetfor tap er alkekongeom vårenog 

sommeren,ogalkeom høstenogvinteren. 

Sannsynlighetfor miljøskade 

Sommerer sesongenmedlavestsannsynlighetfor miljøskadeogvinter er denmedhøyest 

sannsynlighet. 

Sjøfugllangskysten 


veden utblåsningunderbore- og 

kompletteringssoperasjonerpå Draugen,bådeutblåsningerpåoverflatenogundersjøiske.I tillegger 

det ingensannsynlighetfor tap > 10 prosentom høstogvinter. Artenemedhøyestsannsynlighetfor 

tap er alkeom vårog sommer,praktærfuglom høstenog isandom vinteren. 

Høstogvinter er sesongenemedlavestsannsynlighetfor tap, ogvårener tiden medhøyest 

sannsynlighetfor tap. 


Artenemedhøyestsannsynlighetfor miljøskadeer alkekongeom vårenogsommeren,praktærfugl 

om høstenogisandom vinteren. 

Høstogvinter er sesongenemedlavestsannsynlighetfor tap, ogvårener tiden medhøyest 

sannsynlighetfor skade. 

Sjøpattedyr 


Deter < 1 prosentsannsynlighetfor tap påover10 prosentvedbore- ogkompletteringsoperasjoner 

påDraugen,bådeutblåsningerpåoverflatenogundersjøiskeutblåsninger.Artenmedhøyest 

sannsynlighetfor tap er havert,allesesonger. 

Vårer sesongenmedlavestsannsynlighetfor tap og høster denmed høyestsannsynlighetfor tap.


Artenmedhøyestsannsynlighetfor tap er havertfor allesesonger. 

Vårer sesongenmedlavestsannsynlighetfor miljøskadeoghøster denmedhøyestsannsynlighet 

for slikskade. 

Kyst(strand) 

Det er ingen sannsynlighetfor alvorlig (> 10 år) miljøskadepå leveområderlangskysten ved en 

utblåsningpå overflateneller undersjøiskutblåsninggrunnetbore- og kompletteringsoperasjonerpå 

Draugen(år medhøyaktivitet). 

Deti kystcellenei rutenettet med høyestmiljørisiko(prosentandelavakseptkriterier, 

uansettskadekategori), for hversesong,er presenterti Figur8-5. 

Figur 8-5- De ti 10 x 10 km celler langs kysten med høyestmiljørisiko i hver sesongi tilfelle en 

utblåsningunderboring ellerkompletteringpå Draugen. 

Fisk 

Denestimertefordelingenavfiskeegg,larverogtap somresultataven utblåsinggrunnetbore- og 

kompletteringsaktiviteterpåDraugenviserat det ikkeer sannsynligmedtap over½prosent.Det 

leggesderfor ikke frem noenresultater.

Avslutningsviskanvi fastslåat miljørisikoenfor alleskadekategorierer godt underShells 

feltspesifikkeakseptkriterierog underALARP-terskelen.Detkandermedkonkluderesmedat 

miljørisikoeni forbindelsemedaktivitetenpåDraugener akseptabeli forhold til Shells 

akseptkriterierfor feltspesifikkrisiko. 

8.5 Beredskapsanalyse 

8.5.1 OSCAto 

VerktøyetOSCAtoer brukt i beredskapsanalysen. Deter et beredskapsverktøysomskalgi operatøren 

mulighettil å vurderehvordanvariasjoneri utblåsningsratenpåvirkermekaniskoppsamlingog 

bidragetfra forskjelligeberedskapssystemer. Endringeri massebalanseogoljeemulsjonsvolumersom 

når landpå grunnavendringeri utblåsningsraten er andrefaktorersomoperatørenvil få innsikt i. 

Beredskapsverktøyet er basertpåforhåndsdefinerteutblåsningsrater(tre for overflate,fire for 

undersjøisk),meden varighetfor overflateogen for undervanns.Deter ogsået ulikt antallsystemer, 

fem for en utblåsningpåoverflatenogni for en utblåsningundervann. 

Varighetenesomble brukt var en vektetrate avrundettil nærmesteheledag.Enkritisk tidsperiode 

på15 dagerble ogsålagttil. Dette gir totalt 24 dager(9 + 15)for overflateog26dager(11+ 15)for 

undersjøisk. 

8.5.2 Værforhold 

Deter viktigå ta relevanteværforholdi betraktningnår manutarbeideren beredskapsanalyse. Tabell 

8-10 presentereret sammendragavsesongmessigemiljø- ogværforholdvedDraugen.Verdieneer et 

gjennomsnittfor de gitte periodeneavanalysen(sommer/vinter). 

Tabell8-10:Oppsummeringav sesongmessigemiljøforholdvedDraugen 

Parameter Sommer Vinter 

Havstrøm Varierende Varierende 

Sjøtemperatur 9,1ºC 8,7ºC 

Vindstyrke 6,6m/s 9,0m/s 

Lysforholdunderoperasjonen 

Gjennomsnitts 

19,8h/d 9,9h/d 

oppsamlingseffektivitetfor et 

NOFO-systemi forhold til 

begrensetlysogbølgehøyde. 

57 % 34 % 

8.5.4 Anslagfor beredskapsbehov 

Følgendehensyner tatt i anslagenefor beredskapsbehov.Dendimensjonerendeutblåsningsratener 

grunnlagetfor beredskapenfor Draugenråolje.Fradet øyeblikkoljen slippesut vil emulsjonog 

nedbrytingforegåtil oljennår barriere1 (2 timer gammelolje) ogtil dennår barriere2 (12timer 

gammelolje).Endringeri volumberegnespågrunnlagavforventedemiljømessigeforhold under 

analyseperioden, oghvordandissepåvirkeroljen.Fordimensjoneringenavberedskapsresponsener 

ogsåeffektivitetenavbarrierenegitt lys- ogbølgeforholdi periodentatt i betraktning.

Overflateutblåsningervil kreveto systemeri barriere1 og2. Undervannsutblåsning, derimot,vil 

krevetre systemerom sommerenogfire om vinteren. 

Tabell8-11oppsummererdimensjoneringsscenariene for beredskapsresponsen, i tilleggtil 

beredskapsbehovetsomanslåttfor simuleringene. 

Tabell8-11:Utviklingav beredskapsbehovfor Draugen.Beredskapsbehovet tilfredsstillerkravenetil 

tilstrekkeligkapasiteti hverviktig barriere.Barriere1 og 2 angissomB1og B2i tabellen. 

Aktivitetsår DFU Sommer 

2014 

Overflate: 1 012 

m 3 /d 

Undervann:5 024 

m 3 /d 

B1:0,35 

(1 system) 

B2:0,20 

(1 system) 

B1:1,76 

(2 system) 

B2:0,97 

(1 system) 

Systembehov 

sommer 

2 

3 

Vinter 

B1:0,35 

(1 system) 

B2:0,32 

(1 system) 

B1:1,72 

(2 system) 

B2:1,58 

(2 system) 

Systembehov 

vinter 

Beredskapstiltakener utviklet for å visegjennommodellering,oppsamlingseffektivitetenog 

effekteni forhold til at oljen når land.Allebrukteberedskapstiltaki beredskapsanalysener gitt i 

tabell8-12. 

Tabell8-12:Følgendeberedskapsmålingerer modellertfor Draugen. 

Beredskapstiltak Barriere[antall] / Barriere[antall] / Antall systemertotalt for 

[antall] 

antall systemer antall systemer barriere 1 og2 

0_0 Barriere1: 

0 systemer 

Barriere2: 0 systemer 0 

1_1 Barriere1: 1 system Barriere2: 1 system 2 


2 systemer 

Barriere2: 1 system 3 


2 systemer 

Barriere2: 2 systemer 4 

Nårberedskapsresponsenmodelleres,skalegenskapenetil NOFO-systemer,somresponstid, 

slepefart,begrensningerifm bølgehøyde,avskummingskapasitet, tankkapasitetogreduserteffekt 

grunnetmørketasi betraktning. 

TabelleneB-4 ogB-6 (i vedleggB) oppsummerergrunnlagsparametresomer relevantefor 

modelleringaveffektenavberedskapsrespons. Alleoljeoppsamlingsfartøy(OR)er definert meden 

oppsamlingsgrensevedsignifikantbølgehøydepå3,5meter. Ni OR-fartøy er tilgjengeligefor Draugen 

ogåtte avdissehar en anslåttresponstidpå24 timer eller mindre.StrilPoseidoner fartøyet 

nærmestDraugenoghar en responstidpå 5 timer. 

OR-fartøyenedefinert innenbarriere1 prioriterer prosesseringavoljen somble sluppetut sist.ORfartøydefinert 

innenbarriere2 prioriterer prosesseringavdentykkesteoljen,dvs.oljeflaketmed 

dentykkesteoljefilmen. 

Tabell8-13angiroppsamlingavolje somprosentavdet totale utslippet,simulertmedanslåttekrav 

til beredskapsrespons. 

2 

4

Simuleringeneviserat beredskapsresponsener noebedreom sommerenennom vinteren.Detteer 

grunnetlavereeffekt for beredskapsresponssystemene undervinterforholdmedmer vind,høyere 

bølgerogmindrelys.Simuleringeneviserogsåen høyereprosentandeloppsamletolje veden 

overflateutblåsningennfra en undervannsutblåsning.Detteer hovedsakeligfordi det vil væremer 

tilgjengeligolje påoverflatenveden overflateutblåsningennveden undervannsutblåsning. 

Tabell8-13:Beregnet(OSCAR) oppsamlingav oljesomprosentavtotalt utslipp. 

Sommer Vinter 

Ved simuleringensavslutning Vedsimuleringensavslutning 

(9 + 15 dager) 

(11 + 15 dager) 

Overflateutblåsning 27 % 16 % 

Undervannsutblåsning 19 % 14 % 

Endimensjonerendeoverflateutblåsningvarer9 dagerom sommerenog11 dagerom vinteren,og 

slipperut henholdsvis9100og11 100tonn råolje.Endimensjonerendeundervannsutblåsningvarer 

9 dagerom sommerenog11 dagerom vinteren,og slipperut henholdsvis45200og55 300tonn 

råolje. 

8.5.5 Kapasitetog responstidfor alle barrierer 

Kapasitetskravfor barriere1 og2 

Beredskapsmodelleringavanslåttberedskapsbehoviseren godoppsamlingseffekti en 

dimensjonerendeoverflateutblåsningpå 27 %avdet totale utslippet.Genereltvisersimuleringeneat 

beredskapsresponsener noebedreom sommerenennom vinteren)(tabellB-3 i vedleggB). 

Simuleringeneviserogsåen høyereprosentandeloppsamletolje veden overflateutblåsningennved 

en undervannsutblåsning. 

Responstidkravfor barriere1 

Beredskapsmodelleringbasertpåen dimensjonerendeutblåsingviserat denkortestedrivtidentil 

landog strandsonerer 3,6dagereller 87 timer (tabellB-3 i vedleggB).I de beregnede 

beredskapsmålingenefor Draugener inntil to NOFO-systemeri barriere1 inkludert.Beggesystemer 

kanværepå plassinnen24 timer (tabell B-4 i vedleggB). 

Responstidkravfor barriere2 

Beredskapsmodelleringbasertpåen dimensjonerendeutblåsingviserat 95-persentilenfor korteste 

drivtid til landogstrandsonener seksdagereller 144timer (tabellB-3 i vedleggB). Minussekstimer 

gir et behovpå138timer. Deberegnedeberedskapstiltakenefor Draugeninkludererinntil fire 

NOFO-systemertotalt for barriere1 og2. All systemenekanværepåplassinnen24 timer (tabellB-1 i 

vedleggB). 

Kapasitetskravfor barriere3 og4 

I forhold til barriere3 og4 vil en overflateutblåsningvil væredimensjonerendeom sommerenogen 

undervannsutblåsningom vinteren.Emulsjonsvolumer innenfor95-persentilensomtreffer landvil 

være202tonn om sommerenfor en overflateutblåsning.Emulsjonsvolumerinnenfor95-persentilen 

somtreffer landvil være354tonn om vinterenfor en undervannsutblåsning(tabellB-3 i vedleggB).

Responstidsbehovet for barriere3 og4 

Beredskapsmodelleringenbasertpåen dimensjonerendeutblåsingfor Draugenviserat 95persentilenfor 

kortestedriftstid er seksdager(tabellB-3 i vedleggB). 

8.5.6 Mekaniskoppsamlingversuskjemiskdispergering 

Mekaniskoppsamling 

Oljenfra Draugenvil rasktbli seigereogdet forventesingenstørreproblemermedmekanisk 

oppsamlinggjennombruk avf.eks.overflateavskummerei barriere1 og2. Omsommerenkan 

imidlertid oljen bli noefor tynn for oppsamlingi barriere1 avavskummereogoljelenser.Etterå ha 

drevetlengei sjøen(mer ennto dager),f.eks.vedopptaki barriere 3 og 4, vil det mestsannsynlig 

værenødvendigmedHi-wax/Hi-viscavskummere.Tabell8-14 er en anvisningfor bruk avmekanisk 

oppsamlingsutstyrfor oppsamlingavolje fra Draugen. 

Tabell8-14:Anvisningfor brukavmekaniskoppsamlingsutstyrfor oppsamlingavoljefra Draugen. 

Foxtail Overløpsavskummer Hi-Wax 

cP< 1 000 cP< 1 000– 10 000 cP> 10000 

Sommer 0 9 timer 9 timer 2 dager > 2 dager 

Vinter 0 3 timer 3 18 timer > 18 timer 

Kjemiskdispergering 

Draugenviseret godt potensialfor bruk avkjemiskdispergeringbådevedsommer- og 

vintertemperaturer.Effektenavde kjemiskedispergeringsmidlenekanbli noeredusertetter flere 

dagersnedbrytingi havet,men potensialetfor Draugener likevelbra. Tabell8-15 viser 

dispergeringsvinduet for Draugenvedtypiskemiljøforhold,sommerogvinter. 

Tabell8-15:Dispergeringsvindu/mulighet for kjemiskdispergerbarhetfor Draugenoljevedtypiske 

miljøforhold. 

Kjemisk 

Redusertkjemisk Saktevirkende/lav 

dispergerbarhet dispergerbarhet dispergerbarhet 

Sommer 0 1 dager 1 5 dager > 5 dager 

Vinter 0 8 timer 8 timer 2 dager > 2 dager 

8.6 Forslagtil oljevernberedskap 

Norgehar etablert en omfattendeoffentlig oljevernberedskapfor å sikreberedskapeni tilfelle akutt 

forurensninglangskysten.Oljevernberedskapen bestårav en nasjonalenhet(Kystvakten),og 

regionaleenheter,såkalteIUA(InterkommunaltUtvalgmot Akuttforurensning). 

NOFOhar i dag21oljeoppsamlingsfartøyvedlandogtil havs.NOFOhar ogsåavtalermed 

Redningsselskapet ogandreoperatører/fartøysomvil fungeresomslepebåterfor oljelensenesom 

leggesut avoljeoppsamlingsfartøyene. 

Eksisterendeavtalergir A/SNorskeShelladgangtil følgenderessurser,angitt i tabell8-16.

Tabell8-16:Tilgjengeligeressurserfor A/SNorskeShellgjennomeksisterendeavtaler. 

Statoil NOFO Kystverket IUA SINTEF OSRL 

- Ett ORfartøy 

- Ett SARhelikopter 

Avtalener 

gjort for 

feltene 

Draugen, 

Heidrun, 

Åsgard, 

Njordog 

Norne. 

- OR-fartøy 

tilgjengeligeinnen 

påkrevdresponstid 

- Slepe- og 

støttefartøy 

- Kjemisk 

dispergeringsmidler 

- Overvåkingfra 

helikopter 

- Beregningavhvor 

oljendriver 

- Tankskipfor 

fjerningav 

oppsamletolje 

- Overvåkingfra 

fly 

- Innleieav 

depotressurser, 

oljelenserog 

oljeoppsamlere 

for å dekke 

driftsbehovene 

i barriere3 og4 

- Ressurserog 

personelltil å 

dekke 

driftsbehovene 

i barriere4 og 

for 

opprensningi 

strandsonen. 

- Miljøstudier, 

inkludert 

overvåkingav 

vannsøylen 

- Utstyrog 

personellfor større 

arbeidsoperasjoner 

Forå kartleggeogovervåkeoljeutslippetbrukesestimateravdrivbanensomgrunnlag.Flere 

systemertasi bruk i overvåkingen,setabell8-17.Anslagover utslippetsstørrelsekangjørespå 

grunnlagavberegningavarealogtykkelsevedbruk avfargekodedekart, gjennombruk avteknisk 

informasjonfra utslippspunktetogvedå beregnemengdenoppsamletren olje fra mengden 

emulsjonsomsamlesopp ogoljensnedbrytingsegenskaper. 

Tabell8-17:Oversiktoverdeforskjelligesporings- og overvåkingssystemeneDraugenhar tilgjengelig 

Deteksjonssystemer Overvåkingssystemer 

- Visuellobservasjonfra plattform, båt og 

helikopter 

- Overvåkingavtrykk ogtemperaturi 

kontrollrommet 

- ROV-inspeksjoneravstrukturerundervannog 

rørledninger 

- Satellittovervåkingto gangerdaglig 

- Radarovervåking,inkludert et K ^ 

detectionSystem er undertestingpåDraugen 

- SARog andrehelikoptre 

- Kystverketsfly 

- Satellittbilder 

- Observasjonerfra fartøyi området 

- Markeringsbøyervil bli vurdert utsatt for å følge 

oljeflaketsbevegelser 

Enmiljøstudie inkludererbiologiskogkjemiskovervåkingavoverflatenogvannsøylenfra 

utslippsstadietogvidere.Miljøstudiersomgjennomføresetter en hendelsevil beståav: 

Underhendelsen:spredningog effekt fra oljen påoverflatenogunderoljeflaket.Utføres 

gjennom: 

o Oljeprøver. 

o Prøvenesendesumiddelbarttil SINTEFfor analyse. 

o Vurderebehovetfor å mobilisereytterligerepersonell/utstyrsåfort sommuligfor 

prøvetaking/analyseri felt. 

o OSCAR-simuleringeravspredningogeffekteni vannsøylenvedet utslipp undervann. 

o Virkningeravoljen hvisdennår strandsonen. 

Overvåkingetter hendelsenog fullført fjerning. 

Områdetskalovervåkesetter at oljevernaksjonener fullført.

I tilfelle oljesølfor Draugenvil to bekjempelsesmetodervurderesi barriere1 og2; mekanisk 

oppsamlingogkjemiskdispergering.Formekaniskoppsamlingkrevesat det førstesystemetskal 

væreklar til drift innenfem timer. Ett systemkrevesi barriere1 oget til i barriere2, to systemer 

totalt. Deto barriereneskalværeklare innen36timer. StrilPoseidoner utpekt somdet første 

systemetpåstedeti NOFOsfartøyavtale. 

Draugenviseret godt potensialfor bruk avkjemiskdispersjonbådevedsommer- og 

vintertemperaturer.Effektenkanværenoeredusertetter flere dagersnedbrytingi havet.Brukmå 

derfor vurderessåtidlig sommuligi en situasjon.Operasjonervil kun utføresi dagslysog medvind 

mellom2-15m/s. Vindhastigheterovereller underdette gjørkjemiskdispergeringlite effektiv,se 

tabell8-18. 

Tabell8-18:Oversiktoverrelevantebekjempelsesmetoder 

Vindforhold Aktuelle bekjempelsesmetoder 

0 2 m/s Overvåking+ mekaniskoppsamling 

2 15m/s Overvåking+ mekaniskoppsamlingog/eller kjemiskdispergering 

Over15 m/s Overvåking(naturligdispergeringvil forekomme) 

Foroperasjoneri barriere3 og4 er systemerfra NOFO-ressurser,KystverketogUIAmobilisert. 

Kraveneer at kortestedrivtid til SMO(spesieltmiljøfølsommeområder)er beregnetå væreseks 

dager.Utstyret skalhaen kapasitetpåoppsamlingav 250tonn emulsjoninnendet tidsrommet. 

Dersomoljen når strandsonen,vil trent personellogutstyr mobiliseresfor opprensningav 

strandsonen.Opprensningenvil finne stedi samarbeidmellomNOFOogUIA.Oppsamlet 

oljeemulsjonvil leveressomhelsefarlig avfalltil et avfallsmottak.

VEDLEGGA – Planlagtforbruk ogutslipp av kjemikalier iht. brukstypeoginnretning 

TabellA1.Oppsummeringstabell overplanlagtforbrukog utslippav kjemikaliertil boringog kompletteringavG1,G2,G3og E4(2012/2013) 

Forbruk 

stoff i 

gul 

kategori 

(tonn) 

Forbruk Utslipp Forbruk Utslipp 

Applikasjon Forbrukstoff i Utslippstoff i 

stoff i stoff i stoff i stoff i 

rød rød svart svart 

grønnkategori 

kategori kategori kategori kategori 

grønnkategori(tonn) (tonn) Y1 Y2 Y3 Y1 Y2 Y3 (tonn) (tonn) (tonn) (tonn) 

Vannbasertboreslam 1530,37 1530,37 69,21 69,209 

Oljebasertboreslam 2920,55 0,00 1213,67 34,50 0,000 0,000 68,90 0,00000 

Kompletteringskjemikalier 4936,20 0,00 1383,00 0,000 

Sementkjemikalier 1780,76 414,92 19,93 0,62 0,74 3,964 0,137 0,141 

Kjemikalieri havbunnsutstyr 0,14 0,22 0,002 0,00026 0,0003 0,000000 0,00496 0,00000 0,00030 0,00000 

Gjenge-fett 0,011 0,001 0,32 0,47 0,032 0,047 

Rigg vask og BOP væsker 

RiggHydraulikkvæsker 

101,95 97,72 13,79 4,65 12,809 4,650 

(lukkedesystem) 59,73 0,00 8,53 0,00 

TOTALT 11269,98 2043,22 2699,92 5,75 35,236 0,00 86,014 4,835 0,141 0,00 128,635 0,000 8,5294 0,00000 

Utslipp 

stoff i 

gul 

kategor 

i (tonn)

TabellA2. Planlagtforbrukog utslippav sementeringskjemikalierBakerCementing 


Miljø verdering 


Forutsetninger 

Haren sikkerhetsfaktorpå50 %,4 brønner 

Forbruk 

[tonn] 

Utslipp 

[tonn] 

% av stoff Forbruk stoff [tonn] 

Utslippstoff [tonn] 

Grønn Gul y1 y2 y3 Grønn Gul y1 y2 y3 Grønn Gul y1 y2 y3 

CementClass "G" Cement Akseptabel 1470,08 284,20 100 0 1470,08 0,00 284,20 0,00 

FP-16LG Defoamer Akseptabel 4,33 0,84 0 94 6,21 0,00 4,06 0,27 0,00 0,79 0,05 

A-3L Extender Akseptabel 23,45 4,69 100 0 23,45 0,00 4,69 0,00 

A-7L Accelerator Akseptabel 34,71 6,94 100 0 34,71 0,00 6,94 0,00 

BA-58L Gas migrationcontrol Akseptabel 19,04 2,48 100 0 19,04 0,00 2,48 0,00 

CD-34L Dispersant Akseptabel 0,71 0,17 50,00 50,00 0,36 0,00 0,36 0,09 0,00 0,09 

R-12L Retarder Akseptabel 1,85 0,40 100 0 1,85 0,00 0,40 0,00 

R-15L Retarder Akseptabel 2,84 0,57 100 0 2,84 0,00 0,57 0,00 

FL-67LE Filter loss control Akseptabel 3,49 0,67 78,95 21,05 2,76 0,00 0,74 0,53 0,00 0,14 

Buffer 4 Buffer Akseptabel 2,16 1,20 100 0 2,16 0,00 1,20 0,00 

GW-22 Viscosifier Akseptabel 0,54 0,30 100 0 0,54 0,00 0,30 0,00 

Barytt Weightingmaterial Akseptabel 222,96 113,52 100 0 222,96 0,00 113,52 0,00 

MCS-J Surfactant Akseptabel 7,92 1,58 0 100 0,00 7,92 0,00 1,58 

D-4GB Surfactant Akseptabel 7,96 1,59 0 100 0,00 7,96 0,00 1,59 

totalt 1802,05 419,16 1780,76 19,93 0,62 0,74 0,00 414,92 3,96 0,14 0,14 0,00

TabellA3. Planlagtforbrukog utslippavboreslam(WBM), Topphull- BakerHughes 



Miljø 

verdering Miljøklassifisering 

Totalt forbruk 

(tonn) 

Totaltutslipp 

(tonn) 

Sikkerhetsmarginpå 50%;boringuten stigerør;4 x 36" seksjoner;4 x 17 1/2"- Seksjoner;4 x brønnoppspenninger 

% av stoff Forbruk stoff [tonn] Utslippstoff [tonn] 


Aqua-ColD Inhibition Akseptabel 67,99 67,99 100,00 67,99 67,99 

Barite WeightMaterial Akseptabel 856,81 856,81 100,00 856,81 856,81 

Bentonite Viscosifier Akseptabel 408,72 408,72 100,00 408,72 408,72 

KCl Inhibition Akseptabel 233,12 233,12 100,00 233,12 233,12 

Lime Alkallinity Akseptabel 2,53 2,53 100,00 2,53 2,53 

Milbio NS Bioside Akseptabel 1,08 1,08 100,00 1,08 1,08 

Mil-PacLV FluidLossReducer Akseptabel 17,24 17,24 100,00 17,24 17,24 

SodaAsh Alkalinity Akseptabel 2,81 2,81 100,00 2,81 2,81 

Causticsoda,NaOH Alkalinity Akseptabel 1,08 1,08 87,50 12,50 0,95 0,14 0,95 0,14 

XanthanGum/ XanplexT Viscosifier Akseptabel 8,19 8,19 100,00 8,19 8,19 

totalt 1599,58 1599,58 1530,37 69,21 1530,37 69,21

TabellA3.1Planlagtforbrukav oljeborevæske(OBM) 121/4”, 8 ½” SchlumbergerNorgeAS,Avdeling:M-I SWACO(DS) 

Miljø- 

vurdering Miljøklassifisering 

Forbruk 

(tonn) 

Utslipp 

(tonn) 

Forutsetninger 

Fraktestil landfor avhending;Sikkerhetsfaktor50 %;4 brønner,2 seksjoner. 

% Forbruk (tonn) 

Utslipp (tonn) 

rød gul y1 y2 y3 grønn rød gull y1 y2 y3 grønn rød gul y1 y2 

Barite Akseptabel 1344,3 0,0 100 0,0 0,0 1344,3 

Bentone128 Identifisert 

for utfasing 45,2 0,0 100 45,2 0,0 0,0 

CalciumChloride Akseptabel 82,5 0,0 100 0,0 0,0 82,5 

One-mul Akseptabel 51,7 0,0 33,33 66,7 0,0 17,2 34,5 0,0 

EDC95/11 Akseptabel 1093,0 0,0 100 0,0 1093,0 0,0 

Lime Akseptabel 50,5 0,0 100 0,0 0,0 50,5 

Versatrol Identifisert 

for utfasing 23,1 0,0 100 23,1 0,0 0,0 

Fordacal60 Akseptabel 98,3 0,0 100 0,0 0,0 98,3 

Edc95/11 Akseptabel 92,7 0,0 100 0,0 92,7 0,0 

CalciumBromide 

Powder Akseptabel 117,9 0,0 100 0,0 0,0 117,9 

VersaProP/S Identifisert 

for utfasing 10,5 0,0 5,88 94,12 0 0,6 9,9 0,0 

CalciumCarbonate Akseptabel 9,0 0,0 100 0,0 0,0 9,0 

Safe-CorEN Akseptabel 3,6 0,0 20 80 0,0 0,7 2,9 

AmmoniumBisulphite Akseptabel 0,2 0,0 100 0,0 0,0 0,2 

EMI-1729 Akseptabel 0,1 0,0 100 0,0 0,1 0,0 

SodiumChlorideBrine Akseptabel 1215,0 0,0 100 0,0 0,0 1215,0 

Totalt 4237,6 0,0 68,9 1213,7 0,0 34,5 0,0 2920,6 0,0 0,0 0,0 0,0

TabellA3.2Planlagtforbrukav kompletteringskjemikalierog opprenskningSchlumbergerNorgeAS,Avdeling:M-I SWACO(DS) 

% Forbruk(tonn) utslipp (tonn) 

Handelsnavn Miljø verdering Miljøklassifisering Forbrukk(tonn) Utslipp (tonn) gul grønn Gul grønn Gul grønn 

SodaAsh Akseptabel 6 0 100 0 6 0 0 

EDC95/11 Akseptabel 1200 0 100 1200 0 0 0 

Safe-SurfY Akseptabel 60 0 100 60 0 0 0 

Safe-Solv148 Akseptabel 120 0 100 120 0 0 0 

Flowzan Akseptabel 6 0 100 0 6 0 0 

Safe-CoreEN Akseptabel 12 0 20 80 2,4 9,6 0 0 

AmmoniumBisulphite Akseptabel 0,6 0 100 0 0,6 0 0 

EMI-1729 Akseptabel 0,6 0 100 0,6 0 0 0 

SodiumChlorideBrine Akseptabel 4050 0 100 0 4050 0 0 

MonoetyleneGlycol Akseptabel 864 0 100 0 864 0 0 

Totalt 6319,2 0 1383 4936,2 0 0 

Forutsetninger:Avlastningtil vertsanlegg ingenutslipptil sjøunderferdigstillingavriggområde;sikkerhetsmargin50%;4 brønner. 

TabellA4. Planlagtforbrukog utslippavundervannskjemikalier 

Leverandør handelsnavn 

MacDermid Oceanic540v2 

Miljø 

verdering 

MiljøklassifiForbruk 

sering (tonn) 

Utslipp 

Forbruk 

grønn 

(tonn) % grønn % gul y2 % rød % svart (tonn) 

forbruk 

gul 

(tonn) Y2 

Forbruk 

rød (tonn) 

Forutsetninger:Ingenutslippavsvartekjemikalier lukketsystem(brukunder3000kg);sikkerhetsmargin50 %;4 brønner 

Forbruk 

svart 

(tonn) 

Utslipp 

gønn 

(tonn) 

Utslipp 

gul 

(tonn) y2 

Identifisert 

for utfasing 0,0064 0,0000 95,4400 0,0000 4,1600 0,2200 0,1800 0,0061 0,0000 0,0003 0,000014 0,000011 0,0000 0,0000 

Mento AS Jet Lube Alco EP-ECF Akseptabel 0,0015 0,0003 100,0000 0,0015 0,0000 0,0003 

Mi, Haliburton Citric Acid Akseptabel 0,0030 0,1848 100,0000 0,0030 0,1848 

Champion 

Technologies Fluorodye UC Akseptabel 0,0001 0,0001 80,9500 19,0500 0,0000 0,0000 

Mi-Schlumberger Glycol (MEG) Akseptabel 0,1332 0,0333 100,0000 0,1332 0,0333 

ShellInternational 

Petroleum ShellTellusoil T 32 

Identifisert 

for utfasing 0,0052 0,0000 94,5000 5,5000 0,0049 0,000288 0,0000 

totalt 0,1494 0,2184 0,1423 0,0015 0,0003 0,0050 0,000299 0,2181 0,0003 0,0000 0,0000 0,0000 

Utslipp 

rød 

(tonn) 

Utslipp 

svart 

(tonn)

TabellA5. Planlagtforbrukog utslippav gjengefett 

Product Name Miljøverdering Miljøklassifisering 

% av stoff 

Forbruk (tonn) Utslipp(tonn) Forbruk grønn (tonn) Forbruk gul (tonn) Utslippgrønn (tonn) 

Grønn Gul y1 y1 Y1 

JetLubeAlcoEPECF Akseptabel 100,00 0,0432 0,0043 0,0432 0,0043 

JetLubeSealGuardECFAkseptabel 2,44 31,71 65,85 0,2036 0,0204 0,0050 0,0645 0,1340 0,0005 0,0065 0,013404 

JetLubeNCS-30 Akseptabel 1,13 37,78 61,09 0,5560 0,0556 0,0063 0,2101 0,3397 0,0006 0,0210 0,033966 

totalt 0,8027 0,0803 0,0112 0,3178 0,4737 0,0011 0,0318 0,04737 

Forutsetninger:Haren sikkerhetsmarginpå50 %,forutsetter 10 %utslipp;4 brønner 

TabellA6 Planlagtforbrukog utslippav riggvaskemidlerog BOP-væske 

Leverandør Handelsnavn Funksonbruk 

Miljø 

verdering 

Miljøklas 

sifisering 

Miljøgruppe 

Forutsetninger:Haren sikkerhetsfaktorpå25 %(jevnligbruk over4 år);4 brønner. 

Forbruk 

tonn 

Utslipp 

tonn 

Forbruk 

grønn, 

tonn 

Forbruk 

gul, 

tonn 

Utslipp 

grønn, 

tonn 

Utslipp gul (tonn) 

Utslippgul, 

tonn 

y1 y1 y1 

NorkemA/S MicrositPolar riggvask Akseptabel 81,22 18,78 17,37 12,16 14,11 3,26 9,87 2,28 

Nicheproducts Pelagic50BOPfluid BOPfluid Akseptabel 32,61 46,74 20,65 22,52 22,52 7,34 10,53 4,65 7,34 10,53 4,65 

Nicheproducts Pelagicstackglycol BOPfluid Akseptabel 100 40,25 40,25 40,25 40,25 

Totalt 120,39 115,18 101,95 13,79 4,65 97,72 12,81 4,65

TabellA7 Planlagtforbrukog utslippav hydraulikkvæskei lukkedesystemer(rigg). 

Forbrukrød forbruk svart Utslip rød utlsipp svart 

Leverandør handelsnavn 

ShellTellusT22/ 

Miljø verdering Miljøklassifisering Refill (tonn) %svart %rød (tonn) 

(tonn) (tonn) (tonn) 

ShellInternational PetrolumCompany S2V22 

ShellTellusT46/ S2 

Identifisert for utfasing 25,89 6,40 93,60 24,23 1,66 0,00 0,00 

ShellInternational PetrolumCompany V46 Identifisert for utfasing 35,60 11,61 88,38 31,46 4,13 0,00 0,00 

ShellInternational PetrolumCompany 

ShellTellusT68/ 

S2V68 Identifisert for utfasing 6,78 40,41 59,59 4,04 2,74 0,00 0,00 

Totalt 68,27 59,73 8,53 0,00 0,00 

Forutsetninger:Haren sikkerhetsmarginpå 50%for å ivaretabehovfor vedlikehold(beregnetpågrunnlagavriggenstillatelsefor 2011ogjustert for 210 

dager)

VedleggB– Beredskapsanalyse- Ekstratabell 

TabellB-1: Viktigeinnsatsparametrefor beredskapsanalysen– systemspesifikkeparametre. 

Systemnummer(i 

ankomstrekkefølge) 

1 

2 

3 

4 

5 

6 

7 

8 

9 

Skipmed Oljeoppsamlings 

kapasitet. 

Navn: NOFO/StrilPoseidon 

Responstid: 5 timer 

Navn: NOFO/ HavilaTroll 


Navn: NOFOoljeoppsamlingsskip 


Navn: NOFO/ Stril Herkules 


Navn: NOFO/ NormanDraupne 


Navn: NOFO/ Stril Power 


Navn: NOFO/ HavilaRunde 






Samletresponstidfor 

systemet[timer] 

TabellB-2: Viktigeinnsatsparametrefor beredskapsanalyse n – generelleberedskapsparametre. 

Input Parameter Verdi 

Tømmetid 2 timer 

System Reduserteffektivitet vedoperasjoneri mørket Ja(0,65) 

Effektivitetemulsjonsbryter 60 % 

Breddeoljelense 180m 

Oljelense Driftshastighet 1 knop 

Effektivitet 80 % 

Avskummingshastighet 170m 

Avskummer 

3 /d 

Viskositetsgrensefor overløpsavskummere 1 000000cP 

Oljefilmtykkelsepåolje somkansamlesopp 0,1mm 

5 t 

15 t 

24 t 

24 t 

24 t 

24 t 

24 t 

24 t 

28 t

TabellB-3: Oppsummeringavpersentilerfor oljeemulsjonsvolumersomdrivertil landog for drivtid 

iht. totalt prøveområdefor oljedriftssimuleringer.Verdieneer oppgitt medvirkningavberegnet 

beredskapsrespons. 

Overflatescenario Undervannsscenario 

Sommer Vinter Sommer Vinter 

Oljeemulsjontil 

kyst og 

100persentil 3 459 906 1 180 2 846 

strandsoner 

med virkning av 

95 persentil 202 239 66 354 

beredskapstiltak 

[tonn emulsjon] 

90 persentil 48 129 31 209 

Drivtid [dager] 100persentil 4,0 3,3 6,2 4,5 

95 persentil 7,8 6,0 10,9 7,1 

90 persentil 10,1 7,0 13,3 8,2 

Antall 10x10km 

kystkvadrat 

med virkning av 

100persentil 21 31 24 32 

beredskapstiltak 

[# kvadrat] 

95 persentil 10 20 5 19 

Andel 

90 persentil 6 15 3 15 

scenarioersom 

når land [%] 

39 % 69 % 25 % 64 % 

TabellB-4: Viktigeinnsatsparametrefor beredskapsanalysen– systemspesifikkeparametre. 

Systemnummer(i 

ankomstrekkefølge) 

1 

2 

3 

4 

5 

6 

7 

8 

9 

Oljeoppsamlingsskip Samletresponstid for 

systemet[timer] 

Navn: 

Responstid: 

NOFO/StrilPoseidon 

5 timer 

5 t 

Navn: 

Responstid: 

NOFO/ HavilaTroll 

15 timer 

15t 

Navn: 

Responstid: 

NOFOoljeoppsamlingsskip 

17 timer 

24t 

Navn: 

Responstid: 

NOFO/ Stril Herkules 

20 timer 

24t 

Navn: 

Responstid: 

NOFO/ NormanDraupne 

20 timer 

24t 

Navn: 

Responstid: 

NOFO/ Stril Power 

22 timer 

24t 

Navn: 

Responstid: 

NOFO/ HavilaRunde 

23 timer 

24t 

Navn: 

Responstid: 


23 timer 

24t 

Navn: 

Responstid: 


28 timer 

28t

TabellB-5 : Eksempelområder . 95 persentilverdieri prøveområdetmedhensyntil oljeemulsjonsom 

drivertil landog drivtid. Verdieneer oppgitt medvirkningeravberegnetberedskapsrespons for 

henholdsvisutblåsingpå overflatenog utblåsingundervann. 

Overflatesommer Overflatevinter 

Undervann 

sommer 

Undervannvinter 

Eksempel - OljeOljeOljeOlje- 

område emulsjon Drivtid emulsjon Drivtid emulsjon Drivtid emulsjon Drivtid 

til land [dager] til land [dager] til land [dager] til land [dager] 

[tonn] 

[tonn] 

[tonn] 

[tonn] 

Frøyaog 

Froan 108 

7,8 103 6,0 40 10,9 174 6,7 

Viknavest 10 17,0 86 13,5 1 21,9 140 13,8 

Sklinna 12 19,0 27 19,7 

Vega 0 23,8 8 22,6 

TabellB-6: Viktigeinngangsparameteretil beredskapsmodelleringen– generelleparametere 

vedrørendeberedskap. 

Input Parameter Verdi 

Tømmetid 2 timer 

System Reduserteffektivitet vedoperasjoneri mørke Ja(0,65) 

Effektivitetemulsjonsbryter 60 % 

Lenseåpning(bredde) 180meter 

Oljelense Operasjonshastighet 1 knop 

Effektivitet 80 % 

Skimmerrate 170m 

Skimmer 

3 /d 

Viskositetsgrensefor overløpsskimmere 1 000000cP 

Oljefilmtykkelsefor opptagbarolje 0,1mm

9 REFERANSER 

CoralSurveyDraugen; DNV,2012,ReportNo./DNVRegNo.:2012-0247/13PL2LT-5, rev 02,2012-06- 

24 

CoralRiskAssessment,Draugen,DNV,2012, report No./DNVRegNo.:2012-0969/13PL2LT -11,Rev 

00,2012-07-04 

EnvironmentalRiskAnalysis(ERA)for the DraugenOil andgasfield, DNV,2012(draft), report 

No./DNVRegNo.:0/14NX9M5-12,Rev,2012-08-08 

EIFanddepositioncalculationsfor a planneddrillingoperationat the Draugenfield in the Norwegian 

sea, Sintef,2012-08-29 

Miljørettet beredskapsanalysefor Draugenfeltet,DNV,2011,Rapportnr./DNVReferansenr.:2011- 

1084,Rev.03,2011-12-08 

RettledningutslipsrapporteringA-2 

Scenarioidentificationfor the Draugenfield (ERAinput), DNV,2012

DELB- PLUGGINGogPERMANENTAVSREGNI NGAVBRØNNENEA53ogA58 

Søknadom tillatelse til bruk ogutslipp kjemikalier i forbindelsemed plugging 

ogpermanentavstegningav A53ogA58på Draugen-feltet 

NorskeShellsøkerhervedom tillatelse til bruk og utslipp avkjemikalieri forbindelsemed plugging 

ogetterlatelse for brønneneA53ogA58på Draugen-feltet. Planlagtoppstart vil værei 

begynnelsenavjanuar2013. Operasjonenvil gjennomføresi to deler,første del med fartøyet 

IslandConstructorogandredel med drillfartøyet WestNavigator. Det er NorskeShellsvurderingat 

det planlagteutslipp fra operasjonenikke vil forårsakeuakseptablevirkningerpå det marine 

miljøet. 

1. Generellinformasjon 

Sedel A,avsnitt2.1 

Operasjonenkanstartesåtidlig sommediodesember2012,men kanavoperasjonelleårsakerogså 

bli forskyvd til 2014. 

2. Bakgrunnfor søknadenog beskrivelseav brønnoperasjonene 

Arbeidsomfangeti forbindelsemed permanentavstengingav Draugenbrønnene(6307/9-8) A58& 

(6307/9-3) A53vil bli utføret i to faser. 

1) Fartøy 

Brønnenvil først sikresogmidlertidigstengesavmedfartøyetIslandConstructor(søknad for 

tillatelsefor A58mottatt avKlif).Tillatelsefor A53vil bli sendti separat. 

2) Riggomfang 

Tillatelserer omsøktfor A53ogA58. 

WestNavigatorvil bli mobilisertogfølgendearbeidvil bli utført (arbeidetberegneså ta 31 dagerpr. 

brønn), sekort arbeidsbeskrivelse : 

Kortarbeidsbeskrivelse: 

/ :yd 

Installasjonogtest av K W BOP). 

Låsing ogtrekkingavproduksjonsrør- Settsementpluggenoverrørstubben. 

Trykktestingogveiingavsementpluggen. 

K 

^ d 

foringen. 

s < 

foringen. 

^ d 

foringen. 

s d

Førsjøvanninn i brønnenoverdennepluggenogsett en miljøpluggdirekteoverdenforrige 

pluggen. 

Kuttingavforankringsrør,fører ogbrønnhode.Alledelereblir såheistom bord ogbrakt til 

land. 

3. Kontraktører 

NAD/WestNavigator: rigg 

BakerHughes: bore- og sementering 

4. Kjemikalievurdering 

Tabell4-1– Totalmengdekjemikalierbrukt og sluppetut for rigg 

Instalation Børe Aktivitet 

Allekjemikalierplanlagtbrukt er miljøvennligeellerhar akseptablemiljøegenskaper(mer detaljeri 

avsnitt 3.3 DelA) 

4.1Plugg 

Tabell4-2: Oppsummeringavkjemikalierfordeltpå funksjonog fargekodeA58 

Forutsetninger:Primærplan 

P&APlugg1 (1,95,10 m 3 Gasstetthalerør.Ikkenoeoverskytende) 

P&APlugg2 (1,95,13,3m 3 Gasstetthalerør.Ikkenoeoverskytende) 

P&APlugg3 (1,95,26,3m 3 Gasstetthalerør.Ikkenoeoverskytende).10 m3 1,60sgvektetavstandsstykke. 

Ensikkerhetsmarginpå 50%er lagttil for total bruk. 

Forbruk stoff [tonn] Utslipp stoff [tonn] 

Grønn Gul Grønn Gul 

WN A53ogA58 Plugging 334,72 8,94 87,20 2,16 

WN A53ogA58 Etterlatelse 766,02 0,015 766,02 0,015 

Totalt 1100,74 8,96 853,22 2,18 



Forbruk 

[tonn] 

Utslipp 

[tonn] 

% av stoff Forbruk stoff [tonn] Utslipp stoff [tonn] 


CementClass "G" Cement 114,94 27,40 100 0 114,94 0,00 27,40 0,00 

NaCl Salt for mixwater 1,51 0,66 100 0 1,51 0,00 0,66 0,00 

FP-16LG Defoamer 0,63 0,17 0 100 0,00 0,63 0,00 0,17 

BA-58L Gas migrationcontrol 12,73 3,06 100 0 12,73 0,00 3,06 0,00 

CD-34L Dispersant 1,58 0,32 50 50 0,79 0,79 0,16 0,16 

R-12L Retarder 0,81 0,24 100 0 0,81 0,00 0,24 0,00 

FL-67LE Filter loss control 3,86 0,95 21,05 78,95 0,81 3,05 0,20 0,75 

Buffer 4 Buffer 0,48 0,12 100 0 0,48 0,00 0,12 0,00 

GW-22 Viscosifier 0,09 0,03 100 0 0,09 0,00 0,03 0,00 

Barytt Weightingmaterial 35,19 11,73 100 0 35,19 0,00 11,73 0,00 

171,83 44,68 100,00 0,00 167,36 4,47 43,60 1,08




Ensikkerhetsmarginpå 50 %er lagttil for total bruk. 

Overslagfor A53basertpå A58 

4.2Permanentavstenging 







Overslagfor A53basertpå A58 


Forbruk 

[tonn] 

Utslipp 

[tonn] 

% av stoff 

Forbruk stoff [tonn] Utslipp stoff [tonn] 



NaCl Salt for mixwater 1,51 0,66 100 0 1,51 0,00 0,66 0,00 

FP-16LG Defoamer 0,63 0,17 0 100 0,00 0,63 0,00 0,17 

BA-58L Gas migrationcontrol 12,73 3,06 100 0 12,73 0,00 3,06 0,00 

CD-34L Dispersant 1,58 0,32 50 50 0,79 0,79 0,16 0,16 

R-12L Retarder 0,81 0,24 100 0 0,81 0,00 0,24 0,00 

FL-67LE Filter loss control 3,86 0,95 21,05 78,95 0,81 3,05 0,20 0,75 

Buffer 4 Buffer 0,48 0,12 100 0 0,48 0,00 0,12 0,00 

GW-22 Viscosifier 0,09 0,03 100 0 0,09 0,00 0,03 0,00 

Barytt Weightingmaterial 35,19 11,73 100 0 35,19 0,00 11,73 0,00 

171,83 44,68 100,00 0,00 167,36 4,47 43,60 1,08 


ProductName Application 

Miljøklassifise 

ring 

Forbruk 

(tonn) 

Utslipp 

(tonn) 


NaCl Fluids 250,8 250,8 100 250,8 0 250,8 0 

SodaAsh Fluids 0,375 0,375 100 0,375 0 0,375 0 

MilPacLV Fluids 2,625 2,625 100 2,625 0 2,625 0 

Barite Fluids 127,5 127,5 100 127,5 0 127,5 0 

XanthanGum Fluids 1,575 1,575 100 1,575 0 1,575 0 

NoxygenL Fluids 0,0225 0,0225 100 0,0225 0 0,0225 0 

SodiumBicarbonate Fluids 0,06 0,06 100 0,06 0 0,06 0 

CausticSoda Fluids 0,06 0,06 87,5 12,5 0,0525 0,0075 0,0525 0,0075 

Totalt 383,0175 383,0175 383,01 0,0075 383,01 0,0075 


ProductName Application 

Miljøklassifise 

ring 

Forbruk 

(tonn) 

Utslipp 

(tonn) 


NaCl Fluids 250,8 250,8 100 250,8 0 250,8 0 

SodaAsh Fluids 0,375 0,375 100 0,375 0 0,375 0 

MilPacLV Fluids 2,625 2,625 100 2,625 0 2,625 0 

Barite Fluids 127,5 127,5 100 127,5 0 127,5 0 

XanthanGum Fluids 1,575 1,575 100 1,575 0 1,575 0 

NoxygenL Fluids 0,0225 0,0225 100 0,0225 0 0,0225 0 

SodiumBicarbonate Fluids 0,06 0,06 100 0,06 0 0,06 0 

CausticSoda Fluids 0,06 0,06 87,5 12,5 0,0525 0,0075 0,0525 0,0075 

Totalt 383,0175 383,0175 383,01 0,0075 383,01 0,0075

5. Utslipptil luft 

Tabell5-1: Oversiktavutslippelleroperasjonen 

Instalation Børe Diesel/brennstoff CO2 NOx 

mengde Utslipp Utslipp 

5. 1 Utslipp fra rigg 

Tabell 5-2: Total varighet utslipp til luft 62 dager 

Forutsetningersomi del A,seksjon5. 

6. Beredskapskjemikalier 

Tabell6-1 - Beredskapskjemikalier A53,A58(Plugg) 

[tonn] [tonn] [tonn] 

West Navigator A53og A58 4305,9 13649,7 250,0 

Flytende brensel Operatør: A/SNorskeShell 

Felt: Boring 

År: 2013/2014 

Diesel/brennstoff CO2 NOx nmVOC CH4 

mengde Utslipp Utslipp Utslipp Utslipp 

Oppsummering [tonn] [tonn] [tonn] [tonn] [tonn] 

Flytende brensel 4 306 13 650 250 22 0 

UPDATE 

Norsk andel i % Diesel/brennstoff CO2 CO2 NOx NOx nmVOC nmVOC CH4 CH4 

100 % mengde Faktor Utslipp Faktor Utslipp Faktor Utslipp Faktor Utslipp 

Dieselfyrte motorer - Type [tonn] [tonn/tonn] [tonn] [tonn/tonn] [tonn] [tonn/tonn] [tonn] [tonn/tonn] [tonn] 

West Navigator 0 0,0 0,0 0,0 

2 stk Wartsila 16V32LNE dieselmotorer Lav NOX 431 3,17 1 365 0,0045 1,9 0,0050 2,2 0,00 0,0 

4 stk Wartsila 6L46B dieselmotorer 3 875 3,17 12 285 0,0640 248,0 0,0050 19,4 0,00 0,0 

0 0,0 0,0 0,0 

SUM dieselfyrte motorer 4305,9 13 650 250,0 21,5 0,0 

HandelsnavnFunksjon 

Miljøklassifiser 

ing 

Typisk 

Konsentrasjon 

% av stoff 

( kg/m3 ) Kriterie for bruk 

Grønn Gul 

MCS-J Surfactant 52,0 0 100 Surfactant for used w ith OBM 

D-4 GB Surfactant 52,0 0 100 Surfactant for used w ith OBM 

Cello Flake LCMmaterial 5,0 100 0 Pluggingmaterial for use in cement slurry if losses occure 

Tabell6-2 - Beredskapskjemikalier - Plugg- ContingencyStandardSlurryDesign- Erstattersementog 

kjemikalierlistet oppunderprimærjobb- Avstandskjemikalierer desamme.P&APlugg3 (1,95,26,3 

m3 Standardhale.Ikkenoeoverskytende),A58



Tabell6-3 Beredskapskjemikalier Etterlatelse 

Utslipp stoff [tonn] 



FP-16LG Defoamer 0,11 0,02 0 100 0,00 0,11 0,00 0,02 

A-7L Accelerator 1,38 0,16 100 0 1,38 0,00 0,16 0,00 

Produktnavn Bruk Enhet 

Forbruk 

[tonn] 

Utslipp 

[tonn] 

% av stoff Forbruk stoff [tonn] 

75,20 8,29 100,00 0,00 75,09 0,11 8,27 0,02 

KLIF 

Kategori 

Kons.. 

Kg/m3 Utslipp til sjø 

FlowCarb (all grades) LCM kg 50 -150 x 

CaCO3(all grades) LCM kg 50-150 x 

LC-Lube LCM kg 40 - 60 x 

Mica (all grades) LCM kg 40 - 60 x 

Nutplug/MilPlug(all grades) LCM kg 25 -50 x 

Check Loss LCM kg 20-60 x 

Citric Acid pH Control kg 1-2 x 

IroniteSponge H S scavenger kg 2-4 x 

MilbioNS Biocide kg 1-2 x 

FP-16LG Defomer kg 1-4 x 

W-333 N Defomer kg 1-4 x 

Bentonite Viscosity kg 30-90 x 

Baker Clean5 Detergent kg 100 x 

Baker Clean6 Detergent kg 60 x

Søknad om utslippstillatelse på Draugenfeltet i 2013/ 2014 ...

You also want an ePaper? Increase the reach of your titles

Delete template?

Save as template?