Søknad om oppdatering av utslippstillatelse for Alvheimfeltet inkludert Volund, Vilje og Bøyla

Transkript

1 Søknad om oppdatering av utslippstillatelse for Alvheimfeltet inkludert Volund, Vilje og Bøyla 1

2 Innhold 1 INNLEDNING SAMMENDRAG AV DE VESENTLIGSTE ENDRINGER BESKRIVELSE AV ALVHEIMFELTET INKLUDERT SATELITTFELTENE VOLUND, VILJE OG BØYLA FELTOVERSIKT OG EIERFORHOLD BØYLAFELTET PROSESSANLEGG SEPARASJON OG OLJEPROSESSERING GASSKOMPRESJON OG -GASSTØRKING GASSREKOMPRESJON GASSLØFT PLANLAGTE UTSLIPP TIL SJØ FRA ALVHEIM, VOLUND, VILJE OG BØYLA BOREKAKS PRODUSERT VANN DRENASJEVANN SLOPVANN BORE- OG KOMPLETTERINGSOPERASJONER BRØNNOVERHALING TIE-IN OPERASJONER KJEMIKALIER Produksjonskjemikalier Borevæskekjemikalier Sementkjemikalier Kompletterings- og brønnoverhalingskjemikalier Rørledningskjemikalier Andre kjemikalier Sporstoffer Kjemikalier i lukkede system UTSLIPP TIL LUFT KRAFTGENERERING OG FAKLING CO NO X SO X LAGRING, LASTING OG KALDVENTILERING, UTSLIPP AV NMVOC OG CH AVFALL BEHANDLING OG KONTROLL AV UTSLIPP USIKKERHET UTSLIPPSREDUSERENDE TILTAK ALVHEIM FPSO Tiltak for reduksjon av utslipp til sjø

3 8.1.2 Tiltak for reduksjon av utslipp til luft RIGG MILJØKONSEKVENSER AV PLANLAGTE UTSLIPP EFFEKTER AV UTSLIPP TIL LUFT EFFEKTER AV UTSLIPP TIL SJØ EIF EIF for Alvheimfeltet Miljøevaluering av kjemikalier MILJØRISIKOANALYSE MILJØBESKRIVELSE BIOLOGISKE RESSURSER Bentiske organismer Kaldtvannskoraller Fiskeressurser Sjøfugl Sjøpattedyr MILJØRISIKO Oljedrift Miljøskadeberegninger Miljørisikovurdering mot akseptkriteriene ANBEFALT OLJEVERNBEREDSKAP MEKANISK OPPSAMLING KJEMISK DISPERGERING FJERNMÅLING Deteksjon REFERANSER VEDLEGG OVERSIKT OVER KJEMIKALIER SOM INNGÅR I SØKNADEN

4 1 Innledning I henhold til lov om vern mot forurensning og avfall, datert 13. mars 1981 søker Marathon Oil Norge AS), heretter referert til som MONAS, om utslippstillatelse for drift, bore- og brønnoperasjoner på Alvheimfeltet inkludert satelittfeltene Vilje, Volund og Bøyla. Søknaden omfatter utslipp til luft, til sjø og forbruk og utslipp av kjemikalier, avfallshåndtering i forbindelse med produksjon og boring/brønnoperasjoner, samt oljevernberedskap. Det vises til siste versjon av utslippssøknad for drift av Alvheimfeltet inkludert Vilje og Volund datert og utslippstillatelse (referanse 2011/ ) datert Denne søknadens hovedformål er å inkludere Bøylafeltet i tillatelse til produksjon for Alvheim med satelittfelter. Andre formål med søknaden er å inkludere produksjonsboring og brønnoverhalingsaktiviteter på feltene, frakobling- og, klargjøringsoperasjoner på havbunnsbrønner (tie-in operasjoner), samt oppdatere krav til oljevernberedskap og responstider, samt oppdatere plan for fjernmåling. Bøylafeltet er en undervannsutbygning som skal benytte prosessanlegg, kraftgenerering og øvrig infrastruktur fra Alvheim FPSO. Bøyla benytter dermed en andel av forbruk og utslipp av produksjonskjemikalier på Alvheim FPSO. Prognose for bore- og brønnoperasjoner og riggkjemikalier er beregnet ut fra erfaringstall og snitt per brønn, og forventet riggaktivitet per år. Samme metode er også benyttet for å estimere frakoblings- og klargjøringsoperasjoner. Miljørisiko i forbindelse med akutte oljeutslipp på feltene inkludert Bøyla er ivaretatt i dokumentet Environmental Risk and Oil Spill Emergency Preparedness Analysis for Alvheim, Volund, Bøyla and Vilje (Proactima 2014), og har dannet utgangspunktet for etablering av oljevernberedskap for feltene. 1.1 Sammendrag av de vesentligste endringer I forhold til eksisterende utslippstillatelse for drift av Alvheim/Volund/Vilje er følgende endringer de viktigste: Søknad inkluderer oppstart av nytt satelittfelt, Bøyla Søknad gjelder rammetillatelse inkludert boring, komplettering, sementering, brønnoverhaling, rørledningsaktiviteter og bruk av sporstoffer Miljørisikoanalysen er oppdatert i Utslipp av røde kjemikalier er betydelig redusert. Systembehov for mekanisk oljevern (dimensjonerende) øker fra 4-6 til 5-7 avhengig av årstid. Det søkes om endret responstid for fullt utbygget barriere fra 20 til 24 timer. Endringer i fjernmålingsplan. 4

5 2 Beskrivelse av Alvheimfeltet inkludert satelittfeltene Volund, Vilje og Bøyla Alvheim ligger sentralt i Nordsjøen vest for Heimdal mot grenselinjen mot britisk sektor. Havdybden i Alvheimområdet er omtrent 125 meter. Sjøbunnen er relativt flat og sedimentet består hovedsaklig av sand. Alvheimområdet er bygget ut med havbunnsbrønner knyttet sammen av bunnrammer som produserer til produksjons- og lagerskipet Alvheim FPSO. Alvheimfeltet består av funnene Boa, Kneler, og Kameleon. Det er boret 16 produksjonsbrønner og to vanndeponeringsbrønner på feltet. Deler av Boastrukturen ligger på britisk side av delelinjen. Viljefeltet er utbygget med 3 produksjonsbrønner inkludert den nye Vilje Sørbrønnen som ble startet opp i Feltet er en undervannsutbygning som ligger 19 km østnordøst for Alvheim, like nord for Heimdalfeltet. Volund ligger ca. 8 km sør for Alvheim FPSO, Volundfeltet består av 4 produksjonsbrønner og en vanninjeksjonsbrønn. En bunnramme knytter brønnene sammen. Bøyla ligger 28 km sør for Alvheim FPSO og bygges ut med to produksjonsbrønner og en vanninjeksjonsbrønn. Brønnene skal produsere til Alvheim FPSO via Kneler A. Bøyla forventes å starte produksjonen i 1. kvartal Brønnstrømmen fra alle feltene prosesseres på Alvheim FPSO. Råolje lagres og eksporteres via shuttletankere. Gass blir eksportert i rørledning til SAGE-systemet på britisk sektor. 5

6 Figur 2.1: Feltoversikt Alvheimområdet 2.1 Feltoversikt og eierforhold Figur 2.2: Geografisk lokalisering av Alvheim, Volund, Vilje og Bøyla (Kilde OD) 6

7 Alvheimlisensene: Selskap Eierandel Marathon Oil Norge AS (operatør) 65 % Lundin Norway AS 15 % ConocoPhillips Skandinavia AS 20 % Volund: Selskap Eierandel Marathon Oil Norge AS (operator) 65 % Lundin Norway AS 35 % Vilje: Selskap Eierandel Marathon Oil Norge AS (operatør) 28,85 % Statoil Petroleum 46,90 % Total EP Norge AS 24,24 % Bøyla: Selskap Eierandel Marathon Oil Norge AS (operatør) 65 % Lundin Norway AS 15 % Core Energy AS 20 % Figur 2.3: Skjematisk oversikt over infrastruktur Alvheim, Vilje, Volund og Bøyla. 7

8 2.2 Bøylafeltet Bøylafeltet ble funnet i 2009 (den gang Marihøne). Plan for utbygning og drift (PUD) ble levert i juni Bøylafeltet ligger 28 km sør for Alvheim i PL 340 og bygges ut som en undervannsuttbygning knyttet opp mot Alvheim FPSO. Utbygningsplanen består av to produksjonsbrønner og en vanninjeksjonsbrønn for trykkstøtte med produsert vann fra Alvheim FPSO. Fra produksjonsmanifolden på Bøyla knyttes det opp en 10 / 16 produksjonsledning (rør-i-rør) og en 6 gassløftledning mot Kneler A Videre knyttes en 12 vanninjeksjonsledning og navlestreng (umbilical) til South Riser Base på ved Alvheim FPSO (Figur 2.3). Feltet vil starte produksjonen i første kvartal 2015 og det forventes en platåproduksjon på fat olje per dag. Figur 2.4: Infrastruktur på Bøylafeltet 8

9 3 Prosessanlegg Figur 3.1: Alvheim prosesskjema 3.1 Separasjon og oljeprosessering Separasjons- og oljeprosesseringssystemet består av inntaksseparasjon, mellomtrinnsoppvarming, lavtrykksseparasjon, fortetting, kjøling og overføringspumper. Parallelle inntaksseparatorer (med mellomtrinnsoppvarming) gir kapasitet for prosessering for både Alvheim samt tredjeparts brønnstrømmer (Vilje, Volund og Bøyla). Operasjonstrykket for inntaksseparatorene er 20 bar. Olje for eksport blir ført til midlertidig lagring i innretningens egne lagertanker før den med jevne mellomrom blir losset videre til bøyelastere. 3.2 Gasskompresjon og -gasstørking Gass fra inntaks-, separasjons-, og rekompresjonssystemene blir komprimert i to 50 % kompresjonstog. Gassen blir dehydrert etter det første kompresjonstrinnet, ved 62 bar og ved bruk av et trietylenglykol (TEG) ekstraksjonstårn. Brenngass blir tatt ut av systemet før det andre kompresjonstrinnet. Den gjenværende gassen blir nedkjølt for å møte spesifikasjonene for eksportgass, før den blir komprimert til 180 bar og dirigert videre til SAGE rørledningen. 3.3 Gassrekompresjon Systemet for rekompresjon av gass består av to uavhengige 50 % -tog som gjenoppretter og øker gasstrykket fra lavtrykksseparatoren, deretter føres gassen 9

10 videre til kompresjonssystemet for eksport. Systemet håndterer også gjenvunnet gass fra faklingssystemet, samt gjenvunnet VOC fra oljelagring. 3.4 Gassløft Gassløft vil bli levert fra utløpet av andretrinnseksportkompresjon, og vil ha samme spesifikasjon som eksportgass. Gassløftetrykket på topside er ca. 170 bar. Et stigerør vil dirigere gassen til en undervannsmanifold for distribusjon til Alvheims brønner og til tredjepartsfelt som Vilje, Volund og Bøyla 10

11 4 Planlagte utslipp til sjø fra Alvheim, Volund, Vilje og Bøyla 4.1 Borekaks Det vil bli sluppet ut kaks på havbunnen ved boring av 36 -seksjonene. Estimerte utslipp av kaks på havbunnen er 35 m 3 per brønn. Ved boring av 26 -seksjonen med RMR vil det bli sluppet ut et estimert kaksvolum på 275 m 3 per brønn i vannmassene. Utslipp av kaks på i vannmassene vil ha en meget begrenset lokal tildekningseffekt over et større område enn ved tradisjonell topphullsboring uten RMR. Utslipp av kaks fra riggen vil distribueres i vannmassene og fortynnes til lave konsentrasjoner som det ikke er forventet vil ha negative effekter på det marine miljø. 4.2 Produsert vann Produsertvann reinjiseres for trykkstøtte på Volund og vil også bli reinjisert på Bøyla. Resterende vann vil bli injisert gjennom to vanndeponerings-brønner til Utsiraformasjonen. Det er beregnet en regularitet på reinjeksjon/vanndeponering på 95 %. Hittil i 2014 (t.o.m. juni) er reinjeksjonsgrad 96 %. Maksimal vannproduksjon fra Alvheimområdet er forventet å være i 2021 (RNB 2014). Bøyla vil da stå for ca. 8 % av vannproduksjonen. Reinjeksjon på Bøyla vil overstige egen vannproduksjon for alle planlagte driftsår og vil i så måte bidra til lavere utslipp fra øvrige felt knyttet til Alvheim FPSO. Samlet utslipp fra feltene Alvheim/Volund/Vilje/Bøyla vil utgjøre ca m 3 per år ved maksimal vannproduksjon i

12 Figur4.1: Samletvannproduksjonogvanninjeksjonpå Alvheim/Volund/Vilje/Bøyla (RNB14) Figur4.2: Vannproduksjonog reinjeksjonpå Bøyla(RNB14) Det er gjort oppdaterte EIF beregninger for Alvheimfeltet i 2014 basert på både tradisjonell metode, og metoden beskrevet i OSPAR Risk Based Assessment Guidelines (oppdatert PNEC-verdi, EIF gjennomsnitt over tid, uten vekting). Resultatene fra beregningene er vist i Figur 4.3 til Figur

13 Figur 4.3: EIF resultater 2013 til 2015 med tradisjonell metode 13

14 Figur 4.4: Uvektet EIF for Alvheim i 2014 med tradisjonell metode. Figur 4.5: EIF resultater 2013 til 2015 med ny OSPAR metode 14

15 Figur 4.6: Uvektet EIF for Alvheim i 2014 med ny OSPAR metode. Det er kun små forskjeller mellom vektet og uvektet EIF for Alvheim som vist i Figur 4.3 og Figur 4.5. Det er også liten forskjell i EIF mellom gammel og ny metode dette skyldes at 85 % av tidsvektet EIF kommer fra tilsatt korrosjonshemmer. Denne korrosjonshemmeren er tatt i bruk i 2013 som erstatning for tidligere korrosjonshemmer som hadde dårligere iboende miljøegenskaper. For øvrig er også biosid en vesentlig bidragsyter med 11 %. 4.3 Drenasjevann Det åpne dreneringssystemet skal samle regnvann, spillvann og brannvann fra dekk og spilltrau, for deretter å lede det bort slik at sikkerhet, arbeidsmiljø og ytre miljø ikke settes i fare eller utsettes for unødvendig belastning. Dette inkluderer oppsamling av hydrokarboner, kjemikalier og smøreolje i oppbevaringsområdene. Normal drenering fra områdene samles opp i dreneringstanker og vannet renses før det slippes over bord. Ved normale forhold vil ikke vannet inneholde over 30 mg/l olje. Brannvann og væske fra lekkasjer som er større enn kapasiteten til dreneringssystemet, samles opp og ledes direkte til sjø gjennom et overløpsrør i dreneringssystemet som er i samsvar med vanlig industripraksis. Drenering fra eksplosjonsfarlige og fra ikke eksplosjonsfarlige områder holdes atskilt for å begrense muligheten for overføring av hydrokarboner til sikre områder gjennom dreneringssystemet. Oppsamlingssystemet er dimensjonert for å lede bort stor væsketilførsel som er antatt å kunne tilføres hvert dekk (som er definert som største mulige brannvannsstrømning til området eller spyling av dekk der det ikke er overrislingsanlegg). Drensvanntanker og pumper er dimensjonert for å håndtere størst forventet væsketilførsel som kan produseres under normal drift, for å unngå utslipp av urenset vann ved normale forhold. Drensvannet fra atmosfæriske dreneringstanker pumpes videre til en sentrifugepakke for videre rensing før det slippes over bord. 4.4 Slopvann Olje- og hydrokarbonkontaminert vann og sjøvann fra ulike deler blir samlet i installasjonens sloptanker, og blir først generelt behandlet ved bunnfelling. Avhengig av hydrokarbonkonsentrasjon blir vannet deretter enten sluppet direkte til sjø gjennom sertifisert overvåkingsutstyr, eller ledet til ytterligere rensing før utslipp til sjø, eller til reinjeksjon. Oljeforurenset vann fra maskinrom og andre områder i skroget blir skilt ut. Vann fra rene områder blir sluppet direkte til sjø, mens vannet fra maskinrommene blir samlet opp, behandlet og målt før utslipp til sjø. Utslippsgrense i design er 15 ppm. 15

16 4.5 Bore- og kompletteringsoperasjoner For å maksimalisere utnyttelse av som infrastrukturen etablert rundt Alvheim FPSO, planlegger MONAS å bore inntil 4 årlige produksjonsbrønner på lisensene som produserer til Alvheim FPSO. Brønnene vil være en kombinasjon av engrens- og flergrensbrønner. Brønnene vil bli boret fra flyttbar rigg med vannbasert borevæske i de to øverste seksjonene, og oljebasert i øvrige. Fra de vannbaserte seksjonene vil det bli sluppet ut borekaks og kjemikalier. 36 -seksjon vil bli boret til uten installert stigerør, det vil det bli benyttet sjøvann og høyviskositetspiller for hullrenskning. 26 -seksjon vil bli boret med vannbasert borevæske med RMR-systemet. Før boring av 16 -seksjonen vil borevæsken bli byttet til oljebasert borevæske. Deretter vil 16 seksjonen vil bli boret etterfulgt av 12 ¼ / 14 ¼ seksjonen. En eller to horisontale 9 ½ reservoarseksjoner vil bli boret i hver brønn. Figur 4.7 viser en skjematisk oversikt over en typisk produksjonsbrønn i Alvheimområdet Figur 4.7: Skjematisk oversikt over typisk brønn i Alvheimområdet med én reservoarseksjon. 16

17 4.6 Brønnoverhaling Ettersom Alvheimfeltet med satellittfelt kommer i en modnere fase forventes det at man må gjennomføre brønnoverhalingsoperasjoner. De siste årene er 3 produksjonsbrønner og 2 vanndeponeringsbrønner overhalt og det forventes et behov for inntil 2 brønnoverhalingsoperasjoner årlig. Kortfattet går brønnoverhalingsoperasjonene utpå å stenge/drepe brønnen for deretter å trekke ut kompletteringen. Brønn væsken blir så fortrengt til kompletteringsvæske /saltlake og ny komplettering installeres. Typisk operasjonstid per brønn er 30 dager men dette kan variere. Figur4.8: Skjematiskoversikt over typisk brønndesign 4.7 Tie-in operasjoner Klargjøring og oppkobling av nye brønner og overhalte brønner er egne operasjoner som innebærer bruk av et eller flere fartøyer og for deler av operasjonene også dykkere. Det vil bli gjennomført inhibert vannfylling og preservering, trykk-, lekkasjetesting samt avvanning med MEG tilsatt fargestoff, biosid, avleiringshemmer og oksygenfjerner. Styrekabel vil bli fylt med undervannshydraulikkvæske. Det er antatt et mindre utslipp i forbindelse med fylling og testingen av disse. I forbindelse med avvanningsprosessen av rørledningene kan gassløftledningen i noen tilfeller, ved ekstra lange rørledninger bli fylt med MEG som planlegges sluppet ut til sjø. Bakgrunnen for dette er fare for dannelse av hydratplugger. 17

18 4.8 Kjemikalier Bøyla vil øke forbruket av produksjonskjemikalier på Alvheim FPSO med fra 0-30 % avhengig av hvilken produksjonsprofil doseringen er bestemt av. Utslipp av kjemikalier vil ikke øke siden reinjeksjon av produsertvann overstiger produsert vann fra Bøyla. En oppsummering av de totale omsøkte kjemikaliemengder i henhold til fargeklassifisering er gitt i Tabell 4.1 og Tabell 4.2. En detaljert oversikt over planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier er beskrevet nedenfor. En detaljert liste over alle kjemikalier er også tatt med i vedlegg. I tillegg til tabellene under er årlige forbruk og utslipp av grønne kjemikalier estimert til henholdsvis tonn og tonn. Tabell 4.1: Oppsummering av omsøkte kjemikalier per bruksområde og år Rødt Stoff Bruksområde Maksimalt forbruk per år (kg) Maksimalt utslipp per år (kg) Produksjonskjemikalier 114, Vannbasert borevæske 0 0 Oljebasert borevæske 145,011 0 Komplettering Brønnoverhaling 2,138 0 Hjelpekjemikalier Alvheim & Rigg Sementering 0 0 Rørledning Sporstoffer 14 1 Totalt 262, Gult stoff Bruksområde Maksimalt utslipp per år (kg) Produksjonskjemikalier 15,516 Vannbasert borevæske 297,000 Oljebasert borevæske 0 Komplettering 155,542 Brønnoverhaling 36,830 Hjelpekjemikalier Alvheim & Rigg 20,605 Sementering 103,989 Rørledning 337 Sporstoffer 0 Totalt 629,818 18

19 Tabell 4.2: Oppsummering av kjemikalieforbruk og-utslipp fordelt på fargekategorier. Bruksområde Forbruk GULE kjemikalier [kg] Utslipp GULT stoff [kg] Forbruk RØDE kjemikalier [kg] Utslipp RØDT stoff [kg] Forbruk SVARTE kjemikalier [kg] Utslipp SVART stoff [kg] Produksjonskjemikalier 463,880 15, , Vannbasert borevæske 297, , Oljebasert borevæske 7,375, , Komplettering 231, , Brønnoverhaling 42,713 36,830 2, Hjelpekjemikalier Alvheim & Rigg 24,629 20, Sementering 517, , Rørledning 6, Sporstoffer TOTALT 8,958, , , Produksjonskjemikalier Estimert bruk av kjemikalier er gitt i Tabell 4.3 under. Hver enkelt funksjon med kjemikaliebehov blir beskrevet nedenfor. Vedlegg 1 gir en mer detaljert oversikt over kjemikaliene fordelt på forbruk og utslipp av per fargekategori. Tabell 4.3: Oversikt over produksjonskjemikalier Kjemikalie-navn (Produksjonskjemikalier) Funksjon Miljø-klasse SI-4129 Scale inhibitor Gul Y1 EPT-2864 Demulsifier Gul Y2 WT-1402 Deoiler Grønn KI-3993 Corrosion inhibitor Gul Y2 MEG 70% Hydrate inhibitor Grønn GT-7057 Hydrate inhibitor Gul Y1 MB-544C Biocide Gul OR-13 Oxygen scavenger Gul PI-7194 Wax inhibitor subsea Rød Butyl Glycol Solvent Gul PI-7220 Solvent Rød Anlegget for injeksjon av produsert vann har en forventet oppetid på 95 % i tråd med design og operasjonelle erfaringer i 2013 og I enkelte perioder kan oppetiden forventes noe lavere, for eksempel ved oppstart av nye brønner, og ved ulike innkjørings- og vedlikeholdsperioder. Utslippene er beregnet utfra data på fordeling av hvert kjemikalie i olje- og vannfasen, oppgitt av leverandør og korrigert for forventet oppetid av reinjeksjonsanlegget. Det blir det kalkulert med at 5 % av kjemikalier i vannfasen slippes til sjø. På Alvheim FPSO har det vært en stor utfordring å finne kjemikalier som både virker og som tåler å blandes i det felles injeksjonspunktet for undervannsinjeksjon. Dette har medført at det har tatt lang tid å finne mer miljøvennlige erstatningsprodukter for flere av de produktene som opprinnelig ble 19

20 brukt. Av røde kjemikalier på Alvheim brukes det for tiden vokshemmer. Løsemiddelet PI-7220 brukes i tillegg sporadisk som «spacer» ved substitusjon mellom ikke-kompatible produkter, og oppstart av nye brønner, siste gangen det ble brukt var ved utskiftningen av vokshemmeren Avleiringshemmer Avleiringshemmer doseres topside for å hindre avleiringer av kalsiumkarbonat. Avleiringshemmer kan også doseres i den enkelte brønn, oppstrøms for nedihulls sikkerhetsventilen. Det benyttes en avleiringshemmer klassifisert som gul Y Asfaltenhemmer Det er ikke forventet behov for asfaltenhemmer i nærmeste framtid. Asfaltenhemmer har vært brukt i perioder for å hindre asfaltendannelse fra oljestrøm fra Viljefeltet Emulsjonsbryter For å forbedre separasjonen av olje og vann og forebygge dannelse av stabile emulsjoner benyttes det emulsjonsbryter med injeksjon fra topside. Det er også tilrettelagt for injeksjon av emulsjonsoppløser til bruk ved undervannsbrønnhoder. Det benyttes en gul emulsjonsbryter med Y2 klassifisering Flokkulant Flokkulant kan benyttes for å senke oljeinnholdet i produsert vann til det laveste praktiske nivå. Dette optimaliseres med renseeffektiviteten til enhver tid. Flokkulant som kan benyttes er et grønt kjemikalie Korrosjonshemmer For å beskytte strømningsrør av karbonstål for korrosjon av karbonsyre (pga blanding av CO 2 og vann) må korrosjonshemmer benyttes. Korrosjonshemmer injiseres i undervannssystemet. For overflatesystemer er det benyttet korrosjonsbestandige materialer for å unngå bruk av korrosjonshemmer. Det benyttes en korrosjonshemmer som er klassifisert gul Y2. Korrosjonshemmeren er en stor bidragsyter til EIF Hydrathemmer Undervannssystemet på Alvheim er designet slik at dannelse av hydrater unngås under normale strømningsforhold. Ved driftsstans av vannvåte bunnstrømsrør kan nedkjøling medføre dannelse av hydrater. Reduksjon av trykk i bunnstrømsrøret anses å være den mest effektive løsingen for å unngå dette, noe Alvheim er tilrettelagt for. Monoetylenglykol (MEG)/Metanolinjeksjonspunkter finnes ved alle brønner og etter behov ved de ulike topside lokalitetene. MEG og metanol er begge klassifisert som grønne kjemikalier. Fjerning av vanndamp fra gassen skal utføres ved bruk av en absorpsjonsprosess med GT-7057 (trietylenglykol). Vanndampen blir nedkjølt for å kondensere vann samt hydrokarbon som blir ført tilbake til prosessen, mens ikke-kondensert hydrokarbondamp gjenvinnes via VOC-gjenvinningsanlegget. Glykoltap fra 20

21 glykolanlegget vil ende opp i produsertvannstrømmen. GT-7057 er klassifisert gul Y Biocid og oksygenfjerner Det brukes biocid (gult) og korrosjonshemmer (gult) i forbindelse med regulering av biologisk vekst eller ved korrosjon i sloptank og lastesystemer, vanninjeksjonssystemet og dieselsystemet Vokshemmer Råoljen fra noen av reservoarene som produserer til Alvheim FPSO inneholder voks som kan medføre utfelling i rørledningene. Kontinuerlig dosering vil være nødvendig i perioder med lav strømningsrate som konsekvens av lav temperatur ved ankomsten til prosessanlegget. Topside injeksjon av vokshemmer er dessuten påkrevd ved oljeeksport for fiskal måling ved slutten av enhver lossing. Vokshemmeren er klassifisert rød. I substitusjonsarbeidet har man ikke oppnådd å finne egnede produkter med lav viskositet ved lav temperatur, gode nok emulsjonsegenskaper, samt at et erstatningsprodukt må være kompatibelt med korrosjonshemmeren og emulsjonsbryteren Løsemiddel til flushing av injeksjonslinjer Det benyttes to kjemikalier til flushing av kjemikalieinjeksjonslinjer ved oppstart og annen ad-hoc bruk ved f.eks. blokkering av linjer. Ved oppstarten av Bøyla vil det være nødvendig å bruke produktene. Det benyttes et gult og et rødt produkt Borevæskekjemikalier Vannbasert borevæske 36 -seksjonene vil bli boret med sjøvann og høyviskøse piller for hullrenskning. Kun PLONOR-kjemikalier inngår i hullrenskepillene. 26 -seksjonene vil bli boret med installert RMR og vannbasert borevæske bestående av PLONOR-kjemikalier og et gult stoff. RMR benyttes i 26 seksjonen på grunn av problemer med hullkollaps i Utsirasanden i flere tidligere brønner i Alvheim- og Volundområdet. Utslipp av kaks og kjemikalier fra 26 -seksjonene på disse brønnene vil således være fra rigg i vannsøylen. Utslippene fra vannsøylen vil bli raskt fortynnet i vannmassene og tunge uorganiske stoff som barytt vil synke til bunns. Grunnet dypet kan det forventes at disse spres over relativt store områder og ikke vil påvirke bunnlevende organismer Oljebasert borevæske Utenom 36 - og 26 -seksjonene vil øvrige seksjoner bli boret med oljebasert borevæske. Oljebasert borevæske brukes for å redusere sannsynligheten for å fastkjøring av rør i de reaktive og ustabile leirelagene i Hordaland- og Balderformasjonene, modellering av borehullstabilitet på nærliggende brønner 21

22 viser at disse leirelagene er sensitive for vann, og oljebasert borevæske er nødvendig for å motvirke hydrering. Operasjonelle erfaringer fra Alvheimfeltet, der det var nødvendig å foreta et bytte fra vannbasert borevæske til oljebasert borevæske, støtter opp under denne konklusjonen. Versatec borevæske vil bli benyttet i øvrige seksjoner unntatt i de horisontale 9 ½ seksjonene der Warp oljebasert borevæske skal benyttes for å minimalisere bunnhullstrykket. I noen brønner kan borevæsken i 9 ½ -seksjonen deretter bli fortrengt til en væske med lavt faststoffinnhold (LSOBM) for å hindre formasjonsskade og plugging av sandskjermer i kompletteringen. De fleste kjemikaliene i den oljebaserte borevæsken er grønne og gule. Andelen røde kjemikalier er begrenset til ca. 1 % av forbruket. Versatrol brukes i alle oljebaserte seksjoner og består av gilsonitt som er en naturlig forekommende asfalt som brukes for å begrense væsketapet i oppsprekkede formasjoner med lavt trykk som det forventes på denne brønnen. Produktet bidrar også til bedre emulsjonsstabilitet og øket viskositet. Det er ikke tilgjengelige erstatninger i gul eller grønn kategori. Det skal brukes ytterligere to røde produkter (Versapro P/S og Bentone 128) for å sikre tilstrekkelig hullstabilitet og hullrensking. Oversikt av alle kjemikaliene som inngår i vann- og oljebasert borevæske er vist i Vedlegg Sementkjemikalier Alle sementkjemikalier som er planlagt benyttet er kategorisert som grønne eller gule. Utslipp av sementeringskjemikalier vil forekomme ved utslipp av overskuddsement på sjøbunn fra hvert foringsrør og lederør, samt fra noe vasking av sementutstyr. I oljebaserte seksjoner vil det ikke forekomme utslipp. Størsteparten av utslippet vil være til sjøbunn. Utslippet av sement med tilsetninger vil stivne langs bunnen rundt brønnhullet. Dette vil føre til en fysisk påvirkning av bunnforholdene, men herdet sement vil ikke ha toksiske effekter på bunnlevende organismer. Størsteparten av sementeringskjemikaliene er polymerer, som i liten grad vil kunne tas opp av biologiske organismer. Sementeringskjemikaliene som slippes ut fra riggen som følge av rengjøring av sementenheten, vil synke til bunns. Grunnet det store dypet kan det forventes at disse spres over relativt store områder og ikke vil påvirke bunnlevende organismer i nevneverdig grad. Sementeringskjemikaliene vil slippes ut i flytende form, før det rekker å herde i ledningene. Vannløselige fraksjoner i sementblandingen vil da lekke ut til omliggende vannmasser og raskt fortynnes i vannmassene. Oversikt av alle sementkjemikaliene er vist i Vedlegg 1. 22

23 4.8.4 Kompletterings- og brønnoverhalingskjemikalier Mesteparten av kompletteringsvæskene består av saltlaker som brukes som pakningsvæske. I tillegg brukes det mindre mengder kjemikalier til oksygenfjerning, viskositetsformål, brønnrenskning etc. Det brukes også noen tilsetningstoffer i kompletteringsvæsken som korrosjonshemmere. Grønne kjemikalier utgjør > 98 % av forbruket, gule kjemikalier bidrar med ca 2 % av forbruket og røde kjemikalier < 0.1 % av forbruket. Det brukes et rødt produkt som smøremiddel for kabeloperasjoner. Smøremidlet brukes kun i fasen der brønnvæskene vil enten bli igjen i brønn, ilandført som slop eller tilbakeprodusert til Alvheim FPSO når brønnene settes i produksjon. Smørefettet vil således ikke gå til utslipp. Begrunnelsen for å bruke dette smørefettet fremfor et gult er usikkerhet om pumpekapasitet med tanke på viskositet. Oversikt over kompletteringskjemikalier og brønnoverhalingskjemikalier er vist i Vedlegg Rørledningskjemikalier I forbindelse med tilkobling av nye brønner og rørledninger, eller i forbindelse med fra og tilkobling av brønner som overhales, benyttes det kjemikalier til fylling og testing av rørledningene. Det brukes dessuten rødt fargestoff som er nødvendig for å kunne detektere eventuelle lekkasjer ved trykktesting. Erfaringer viser at fluorescinbaserte fargestoff er mer effektive i grumsete forhold. Styrekabler fylles med undervannshydraulikkvæske, det er antatt mindre utslipp i forbindelse med fylling og testingen av disse. Undervannshydraulikkvæske er et gult produkt med Y2 klassifisering. I forbindelse med avvanningsprosesser kan spesielt lange rørledninger bli fylt med MEG som planlegges sluppet ut til sjø. Bakgrunnen for dette er potensiale for dannelse av hydratpluggerer på lange rørledninger. Utenom fargestoff (rødt) og undervannshydraulikkvæske (Gul Y2) er øvrige kjemikalier gule eller grønne. Oversikt over rørledningskjemikalier er vist i Vedlegg Andre kjemikalier Det benyttes et gule riggvaskemidler på Alvheim FPSO og på rigg. Vaskemiddel for turbinene på Alvheim er et gult produkt. Det benyttes en hydraulikkvæske for fjernstyring av undervannsventiler og hydrauliske systemer. Det er ikke returlinje for hydraulikkvæske fra brønnene slik at utslipp vil forekomme når systemene opereres. I perioder vil det også kunne være ventiler som lekker kontinuerlig og som for å hindre vanninntregning i systemene må være i åpen posisjon inntil en reparasjon kan foretas. Hydraulikkvæsken inneholder ikke fargestoff og er klassifisert gul Y2. 23

24 Andre hydrauliske system på Alvheim er lukkede systemer. All lekkasje fra systemene vil bli fanget opp av avløpssystemet og lensesystemet, og går ikke til direkte utslipp. Utslipp til ytre miljø er derfor lite sannsynlig. På rigg brukes for øvrig følgende kjemikalier ; gjengefett, BOP-væsker og smøremiddel til stigerør/slip joint. For tiden benyttes det et rødt smøremiddel til stigerør/slipjoint. Smørefettet er ikke vannløselig men det antas at utslipp av fett ved vannkontakt kan forekomme. Det antas et konservativt utslipp på 10% av forbruket i tråd med bransjestandarden som brukes på gjengefett. Begrunnelsen for å bruke dette smørefettet er å sikre integriteten til sikkerhetskritisk utstyr (stigerør/slipjoint /BOP). Transocean har gode erfaringer med dette smørefettet og man har foreløpig ikke kunnet kvalifisere gule eller grønne erstatningsprodukter. Forøvrig er alle hjelpekjemikalier på rigg gule, inkludert gjengefett. Det vil ikke være utslipp av gjengefett i seksjoner som bores med oljebasert borevæske. For øvrige kjemikalier er utslipp lik forbruk. Brannskum: På Alvheim FPSO benyttes det et alkoholresistent brannskum Moussol-APS 1/3 som er kompatibelt med monoetylenglykol som brukes til gasstørking på Alvheim FPSO. Produktet har ikke godkjent HOCNF. På Transocean Winner benyttes Arctic Foam 203 AFFF 3% som har godkjent HOCNF. I tillegg benyttes Meteor P+ og Tridol AFFF 3% som ikke har godkjent HOCNF. Det er i brev datert (deres referanse 2013/10850) innvilget dispensasjon frem til årsskiftet for bruk av brannskum uten godkjent HOCNF. På grunn av de relativt små mengdene som slippes ut ved og den høye fortynningen i vannmassene er det ikke forventet noen målbare negative miljøeffekter fra noen av de riggspesifikke kjemikaliene som slippes ut. Oversikt over riggkjemikalier er vist i Vedlegg Sporstoffer MONAS har gode erfaringer med bruken av sporstoffsystemer fra Resman. Bruken av sporstoffer er begrunnet med et ønske om bedre kontroll under oppstarten av oljeproduksjonen. På denne måten kan oljen spores og kartlegges fra hvilken sone oljen har sitt opphav. I tillegg kan det også benyttes som et system for å overvåke vannproduksjonen fra de ulike brønnene og dermed optimalisere olje- og vann-produksjon fra ulike brønner og soner. Systemet som Resman har utviklet er et trådløst nedihulls brønnmonitorering system, basert på kjemisk frigivelse av sporstoffer fra en polymermatriks som gir operatøren en mulighet til å avgjøre fra hvilken sone olje- og vannproduksjonen kommer fra ved produksjonsoppstart, og under normal drift av brønnen. Ved å 24

25 bestemme konsentrasjoner av frigitte sporstoffer får en økt kunnskap om strømningsprofiler for de enkelte væsketyper. Denne kunnskapen er grunnleggende for å evaluere brønnens dreneringsevne. Informasjonen man får fra monitoreringssystemene kan brukes til å foreta tiltak for å optimalisere brønnens funksjon (via fjernopererte enheter eller intervensjoner), eller man kan bruke kunnskapen til å optimalisere brønner neste gang man borer i området. Det er rimelig å anta at en god innstrømningsmonitor, i grensesjiktet mellom brønn og reservoar, vil gi gevinster i størrelsesorden minst 5 prosent (både på aksellerert produksjon og total utvinningsgrad). En slik antagelse støttes ved at bedre monitorerte plattformbrønner (oftere produksjonslogging ved tørre brønnhoder) gjennomsnittlig har over 10 prosent bedre utvinningsgrad enn undervannsbrønner. Når en betrakter produksjonsprosessen isolert vil ethvert tiltak som øker utvinningsgraden av hydrokarbonfelter være en miljøgevinst da mengde produsert olje i forhold til den totale miljøbelastning ved utbyggingen øker. I tillegg vil intervensjon i form av å stenge av en vannproduserende sone/brønn basert på innstrømningsinformasjonen man får fra systemene, gi miljøgevinster i forhold til å redusere mengden produsert vann. Også i fremtidige produksjonsbrønner kan det bli installert ulike sporstoffsystemer for å overvåke oljeoppstart og for å følge vannproduksjonen. Sporstoffene blir innkapslet i en inert matriks. Alle Resmans sporstoff er basert på at kjemikaliet lekker ut ved diffusjon, og stoffene blir tilpasset den enkelte brønns strømmingsegenskaper. Matriksen er stabil og vil etterlates i brønnen. Levetiden for det oljemonitorerende systemet er normal satt fra komplettering og ett år frem i tid, mens det vannmonitorerende systemet kan ha en levetid på opptil 10 år. Forbruket av oljesporstoff og vannsporstoff vil ligge på totalt ca. 27 kg basert på inntil 4 årlige brønner. Utslippsandelen til sjø av vannsporstoffene er antatt til 10 % basert på et konservativt estimat for regularitet på rodusertvanninjeksjonssystemet for Bøyla og Volund og vanndeponeringen på Alvheim. Sporstoffsystemet er integrert i en matrix og består av et såkalt intelligent materiale, som blir fremsilt på en slik måte at det endrer oppførsel etter hvordan dets omliggende medium vil være. På denne måten kan sporstoffene diffundere ut i ønsket medium (olje eller vann). Matriksen i seg selv er inert og sporstoffene vil lekke ut i henholdvis vann eller oljen. Matriksen vil etterlates i brønnen. Matriksen består av kjente polymerer som stammer fra et bredt anvendelsesområde. Ingen av polymerene er klassifisert som miljøskadelige, og de er ikke løselige i vann. Dette sporstoffsystemet blir betraktet å ligge i et område mellom et kjemikalie og et utstyr. Sporstoffene integreres i sandskjermene i kompletteringen til brønnene. MONAS har som målsetning å unngå bruk og utslipp av sorte kjemikalier, men siden sporstoffsystemet med sorte kjemikalier går i et lukket system, og i tillegg gir store sikkerhetsmessige og tekniske fordeler, ønsker vi å få tillatelse til å benytte sorte kjemikalier. Oversikt over sporstoffer er vist i Vedlegg 1 25

26 4.8.8 Kjemikalier i lukkede system Det er ikke identifisert kjemikalier i lukkede systemer utover smøremidler med årlig forbruk over 3000 kg i bruk på Alvheim FPSO eller Transocean Winner. 26

27 5 Utslipp til luft Alvheim FPSO er utstyrt med 2 dual fuel lav NO X turbiner av typen LM2500 DF DLE. Som back-up brukes det originale maskineriet på skipet som er 4 MAN dieselmotorer. Utslippsfaktorer på NO X for turbiner og motorer på dieseldrift er målt av henholdsvis Marintek og Ecoxy. PEMS-systemet på turbinene er benyttet for beregning av NO X -utslipp. For utslipp fra mobil rigg er det beregnet med 365 dager årlig utslipp fra Transocean Winner som benyttes på feltet i dag. For riggen er det benyttet standard utslippsfaktorer fra Norsk Olje og Gass retningslinje 044 i beregningene med unntak av NO X -utslippsfaktoren som på Transocean Winner er målt til kg/kg.(standardfaktor er 0.07 kg/kg). For svovelinnhold i diesel er det benyttet 0.05 % tilsvarende lavsvovelholdig marin diesel fra Statoil. En oppsummering av prognose for årlige av utslipp til luft er oppgitt i Tabell 5.1. Tabell 5.1 Årlig forventet utslipp til luft inkludert borerigg. Utslippsgass År CO 2 [tonn] NO X [tonn] NMVOC [tonn] CH 4 [tonn] SO X [tonn] MONAS jobber for å redusere utslipp til luft ved: Å drifte fasiliteten med fokus på energieffektivitet ved stabilitet i operasjonene på fasiliteten Å basere teknologien på Best Available Technology (BAT) Å benytte BAT for å redusere NOx utslipp. Alvheim FPSO er utstyrt med det med dual fual lav NO X -turbiner. 27

28 Å benytte brennstoff med lavt innhold av svovel for å redusere utslippene av SO X Historiske forbruks- og utslippstall for CO 2 og NO X på Alvheimfeltet siden 2009 er vist i Figur 5.1 og Figur 5.2. Figur5.1: Utvikling i forbruk avbrenngass,dieselog fakkelvolum. Figur5.2: Utslipp av CO 2 og NO X på AlvheimFPSOog boreriggpå Alvheimfeltet medsatelitter. 5.1 Kraft generering og fakling Kraftproduksjonen foregår ved bruk av 2 stk energieffektive LM2500 DLE dual fuel turbiner (23 MW hver), med spillvarmeutnyttelse (44 MW totalt). Normalt vil turbinene bli kjørt på gass, men det er tilrettelagt for dieseldrift som reserveløsning. I tillegg vil de fire marine-dieselmotorene (8 MW hver) fungere som reserveløsning for energiproduksjon. I tillegg finnes en strømgenerator (1 MW) samt en nødgeneratør (1 MW) som begge er dieseldrevne. Andre 28

29 dieseldrevne enheter er brannpumper, inertgassgenerator og dampkjelen. Varmebehov ved prosess fra gjenvinning systemet er ca. 30 MW, mot en systemkapasitet på over 40 MW. Det finnes således en effektreserve for eventuelle innfasinger eller andre typer prossesmodifikasjoner. Fakkelgasssystemet på Alheim FPSO er normalt lukket, og et gassgjenvinningssystem er operasjonelt til daglig. Fakling vil normalt kun skje ved prosessforstyrrelser og behov for trykkavlastning CO 2 Forventet utslipp av CO 2 fra kraftgenerering, fakling, diesel og mobil rigg fra 2014 og ut feltenes levetid er vist i Figur 7. De totale utslippene av CO 2 være i området til tonn årlig i perioden frem til Figur5.3: CO 2 utslipp fra Alvheiminkludert Vilje, Volund og Bøyla. CO 2 -utslipp per produsert enhet vil i inneværende år være ca 45 kg/sm 3 oljeekvivalent (oe) og øke gradvis ca. 200 kg/sm 3 mot slutten av feltets levetid. På slutten av feltets levetid vil produksjonen hovedsakelig bestå av gass (nedblåsning av gasskappe), noe som fører til økning av utslipp per produsert. Innfasing av eventuelt nye funn til Alvheim FPSO vil kunne endre dette NO X NO X - utslippene fra Alvheim FPSO og borerigg vil variere mellom ca. 450 tonn og i overkant av 500 tonn årlig. Som beskrevet over er det forutsatt 365 riggdager per år og dette utgjør en stor usikkerhet i beregningene på lengre sikt. Utslipp av NOX er dominert av turbindrift og dieselmotorer på Alheim FPSO og på flyttbar rigg. 29

30 Stabil operasjon gjennom lav fakling og lavt dieselforbruk på Alvheim FPSO vil således også ha betydelig positiv innflytelse på forventede NO X -utslipp. Fordeling av NO X utslipp på kilde for Alvheimfeltet i 2013 er vist i Figur 5.4. Forventede utslipp per år er vist i Figur 5.5. Figur5.4: FordelingavNO X -utslipp på kilde for Alvheimfeltet i

31 Figur5.5. NO X -utslipp fra Alvheimfeltet inkludert Volund, Vilje og Bøyla SO X SO X -utslippene er estimert til inntil 12 tonn årlig. Den vesentligste bidragsyter er bruk diesel på rigg og Alvheim FPSO. Det brukes lavsvovelholdig diesel på Alvheim FPSO og borerigg. 5.2 Lagring, lasting og kaldventilering, utslipp av NMVOC og CH 4 I forbindelse med lagring og lasting av råolje vil det slippes ut hydrokarboner. Alvheim FPSO er designet med resirkulering av hydrokarbon teppegass på råoljelager og andre lavtrykks hydrokarbonstrømmer. Det er forventet 95 % regularitet på anlegget i normal drift. Virkningsgraden er 100 %. I forbindelse med tankinspeksjoner og i vedlikeholdsperioder vil det bli utslipp av hydrokarboner når gass fra lagertanker frigjøres. NMVOC utslipp fra skytteltankerne inngår i VOC industrisamarbeidet. Krav til maksimal utslippsfaktor er 0.45 kg NMVOC/Sm 3 olje lastet. Utslippene fra kaldventilering er høye i 2014 og det er også tatt høyde for høye utslipp i 2015 på grunn av problemer med korrosjon i brønner fra oksygen i VOCgjenvinningsanlegg. Det er nå installert O2-måler på gassløftelinje og gjennomført prosedyreendringer for å overvåke/hindre oksygeninntrengning i VOCgjenvinningsanlegget. Det tas likevel høyde for et høyere utslipp i 2015 hvis tiltakene ikke skulle ha ønsket effekt. Figur5.6: Utslipp av NMVOCfra lagringog lastingav råolje. 31

32 Figur5.7: Utslipp avch 4 fra lagringog lastingav olje. Figur5.8: Utslipp av NMVOCog CH 4 fra kaldventileringog diffuseutslipp. 32

33 6 Avfall Avfallshåndtering vil følge retningslinjer og prinsipper for avfallshåndtering beskrevet i Norsk Olje og Gass retningslinjer for avfallsstyring i offshorevirksomheten. Retningslinjen er inkorporert i MONAS plan for avfallhåndtering. Selskapets styringsstrategi er basert på en tilnærmning hvor fokus ligger på å unngå fremtidig avfall allerede fra designfasen. Avfallshierarkiet vil bli fulgt, i prioritert rekkefølge blir reduksjon av avfallsmengde, gjenbruk, resirkulering, energigjenvinning og deponering strategien. Et system for avfallsbehandling er implementert slik at maksimal gjenbruk og gjenvinning oppnås. Dette oppnås ved god planlegning av arbeidet ombord, ved reduksjon av innpakningsmateriale, ved god planlegging av kjemikaliebruk og ved å returnere overflødig materiale/kjemikalier til leverandøren. Eventuelle utslipp av biologisk nedbrytbart husholdningsavfall blir kvernet før det blir sluppet til sjø. Vann fra sanitæranlegg blir behandlet i egne systemer og sluppet til sjø med jevne mellomrom. For øvrig næringsavfall er det tilrettelagt for kildesortering ved utplassering av forskjellige containere om bord i Alvheim FPSO og rigg. Norsea er ansvarlig for logistikk og basetjenester som innebære håndtering av avfall fra offshore til land. Maritime Waste er underleverandør til Norsea på land for mottak og håndtering av avfall. Farlig avfall håndteres i henhold til gjeldende regler av godkjent mottaker. Alt avfall som blir sendt til land loggføres i miljøregnskapet. Slopvann fra boreoperasjonene samt borekaks vil bli håndtert av MI Swaco, mens alt øvrig avfall blir håndtert av Maritime Waste. 7 Behandling og kontroll av utslipp MONAS har etablert krav og retningslinjer til måling og rapportering av utslipp, samt avviksbehandling når kravene ikke er oppfylt. Nedenfor følger en generell oppsummering av krav til oppfølging, måling og rapportering i forbindelse med planlagte utslipp og avfall fra Alvheim FPSO. Krav til måling og uavhengig kontroll omfatter: Måling av oljeholdig vann Kontroll og kalibrering av utslippsmåling og analyse Krav til registrering og rapportering av planlagte utslipp omfatter Månedlig registrering av forbruk, utslipp og aktivitetsdata i miljøregnskapet Årlig rapportering til Miljødirektoratet, Statens Strålevern og Oljedirektoratet Daglig intern rapportering av fakling, brenngassforbruk, dieselforbruk og produsert vann. 33

34 Avfallsrapportering Avviksbehandling Krav til avfallshåndtering og transport av farlig gods omfatter: Avfallsortering av spesialavfall og farlig gods Avviksbehandling 7.1 Usikkerhet Utslipp fra bore- og brønnaktiviteter er delvis basert på estimater av faktisk hullvolum og er beheftet med høy usikkerhet, det benyttes imidlertid en konservativ tilnærming. Alle utslipp relatert til produsert vannutslipp er målt med elektromagnetisk volumstrømsmåler type Krohne Altoflux IFM 4080 K. (Tag. Nr: 44FT0139). Typisk usikkerhet er 0.5 % og maksimal usikkerhet 1.7 %. Forbruk av produksjonskjemikalier blir avlest daglig på tanker i se-glass. Utslipp beregnes utfra olje/vann fordeling av hvert produkt og andel av produsert vann til utslipp. Samlet usikkerhet anslås til +/- 5 % Forbruk og utslipp av øvrige kjemikalier er basert uttak fra lager og kan anses som relativt nøyaktige. Usikkerhet i prosent vil variere med produktet og mengden som brukes men kan i store trekk anslås til +/- 10 % Estimering av kjemikalieutslipp i fargekategorier er basert på sammensetnings-intervaller oppgitt i HOCNF. Typisk oppgis konsentrasjoner av enkeltkomponenter i intervaller som 0-1 %, 5-10 %, % og %. Med mange produkter utjevnes noe av usikkerheten på enkeltkomponentnivå. En samlet relativ usikkerhet på +/- 15% er anslått. Alle utslipp til luft er basert på målte volum. Målere er underlagt usikkerhetskrav i henhold til måleforskriften og klimakvoteforskriften. Beregning av utslipp til luft: o CO 2 er som er omfattet av klimakvotereguleringen o NO X er basert på volum brenngass/fakkelgass/diesel muliplisert med standard utslippsfaktor for fakkel, målte utslippsfaktorer for dieselmotorene, og faktorer fra simuleringssystemet PEMS for lav- NOX turbinene disse må forventes å ha en usikkerhet. NO X - utslippene forventes å ha en usikkerhet i størrelsesorden +/- 10 %. o SO X utslipp er basert på S-innhold i levert diesel og H 2 S innhold i brenngass. Usikkerhet S-utslipp er anslått til +/- 10 %. o Øvrige utslipp til luft er basert på standardfaktorer og vil ha høyere usikkerhet. Avfallstall er veide mengder og vil typisk ha usikkerheter i størrelsesorden +/- 10 %. 34

35 8 Utslippsreduserende tiltak 8.1 Alvheim FPSO Tiltak for reduksjon av utslipp til sjø Gjennom flere års substitusjonsarbeid har det lyktes å fase ut mesteparten av de røde kjemikaliene som tidligere var i bruk på Alvheim FPSO. Arbeidet vil fortsette med fokus på å redusere EIF-belastning (EIF er beskrevet i 4.2). Det er valgt korrosjonsbestandige materialer i overflateanlegget topside på Alvheim FPSO som som medfører at det ikke er behov for å benytte kjemikalier til korrosjonskontroll på overflatesystemene. Produsertvann blir reinjisert for trykkstøtte på Volund og Bøyla når feltet starter opp. I tillegg til eget produsertvann vil også vann fra Alvheim bli reinjisert for nødvendig trykkstøtte til Volund og Bøyla. Resterende vann fra Alvheim blir injisert gjennom to vanndeponerings-brønner til Utsiraformasjonen. Det er beregnet en regularitet på reinjeksjonen og vanndeponeringen på Alvheim på 95 %. Produsertvann som slippes til sjø, vil renses i produsertvannsbehandlingsanlegget til lavest mulig miljøskade. Kjemikaliebruk og oljeinnhold optimaliseres. Det bores brønner med lange horisontalseksjoner på Alvheim og nabofeltene. Flere av brønnene er også flergrensbrønner som kan erstatte flere tradisjonelle brønner. Boring av horisontal- og flergrensbrønner bidrar til reduserte utslipp til sjø (kaks og borevæske) i forhold til tradisjonelle brønner. Bruk av sporstoff for reservoarovervåkning vil potensielt kunne optimalisere reservoardreneringen og dermed utslipp per produsert enhet til både sjø og luft Tiltak for reduksjon av utslipp til luft Energieffektivitet og reduksjon i utslipp til luft er sentrale elementer i MONAS sin miljøpolicy. Prinsipper for energiledelse er intregrert i styringssystemet og er i ferd med å bli tilpasset ISO 50001:2012. Kraftproduksjonen foregår primært ved bruk av lav NO X GE LM2500 DLE dual fuel turbiner med spillvarmeutnyttelse. Alvheims originale dieselmotorer er reserveløsning for kraftproduksjonen. Dual fuel turbiner som kan fyres på både gass og diesel ble valgt på Alvheim da disse gir en betydelige bedre regularitet enn rene gassturbiner, som vil stoppe opp ved produksjonsstans. Det er videre valgt kompressorer som drives elektrisk, noe som gir en reduksjon i CO 2 -utslippene i forhold til dersom direkte drevne kompressorer hadde vært benyttet. Turbinene kan levere over 40 MW, mens Alvheims isolerte behov vil være i størrelsesorden 30 MW (inkludert energibehovet for prosessering av tredjepart produksjon). Det finnes således en effektreserve for eventuell innfasing av ytterligere produksjon, eller dersom kraftkrevende modifikasjoner blir utført. 35

36 Forøvrig er følgende tiltak inkludert i designet for reduksjon av utslipp til luft: Et lukket faklingsystem med normal gjenvinning av lav strømningsrate til fakkelsystemet Bruk av hydrokarbon gass som teppegass til laste- & slop tankene for å redusere bruken av et marint inertgassystem. Gjenvinning av damp fra lager- & sloptanker reduserer utslippene av CH 4 og NMVOC. Gjenvinning av lavtrykks hydrokarbongasstrømmene (inkludert gass fra glykolregenereringsanlegget) og fra andre kilder via VOCgjenvinningssystemet Vanninjeksjonspumpene har variabel hastighet, hvilket gir lavere gjennomsnittlig energiforbruk Deling av kompressorutstyret til 2 x 50% konfigurasjon vil gi mulighet til å bytte et av togene ved tilstander med lave avslag, og på denne måten redusere energiforbruket Bruk av diesel med lavt svovelinnhold 8.2 Rigg Kjemikalieutvelgelse og substitusjon: Det kun planlagt brukt mindre mengder røde kjemikalier som hovedsaklig ikke vil gå til utslipp. Røde kjemikalier benyttes kun i mindre mengder i oljebasert borevæske som ikke går til utslipp samt som smøremidler for sikkerhetskritisk utstyr. Videre er den vannbaserte borevæsken, sementeringskjemikaliene og riggkjemikaliene utelukkende bestående av grønne og gule kjemikalier. Utslipp til luft: Det benyttes lavsvovelholdig diesel. Dieselen som skal leveres til Transocean Winner vil ha et svovelinnhold på inntil 0.05 % mot standard marin diesel som har 0.14 %. Spesifikke NO X utslipp fra hovedmotorene på Transocean Winner er målt og dokumentert ca. 38 % lavere enn standard. Det planlegges ikke med brønnopprenskning over brennerbom. Hindre uønskede utslipp 1. Riggen har plugger i alle åpne dreneringspunkt og det kreves arbeidstillatelse for å åpne disse. 36