Årsrapport til Klima- og forurensningsdirektoratet Snorre A og Snorre B AU-EPN OWE SN-00185

Transkript

1 1 av 91 Årsrapport til Klima- og forurensningsdirektoratet Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato:

2 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato:

3 Innhold 1 Status Generelt Utslippstillatelser Kommentarer fra Klif til årsrapport Overskridelser av utslippstillatelsen Status forbruk Status nullutslippsarbeidet Kjemikalier som skal prioriteres for utfasing Utslipp fra boring Boring med vannbasert borevæske Boring med oljebasert borevæske Boring med syntetisk borevæske Borekaks importert fra andre felt Boreaktiviteter Utslipp av oljeholdig vann Utslipp av oljeholdig vann Utslipp av olje med produsertvann Renseanlegg på Snorre A og Vigdis Renseanlegg på Snorre B Analyse og prøvetaking av produsert vann Usikkerhet i datamaterialet Utslipp av naturlige komponenter i produsert vann Drenasjevann Sandspyling / Jetting Bruk og utslipp av kjemikalier Samlet forbruk og utslipp Bore- og brønnkjemikalier Produksjonskjemikalier Injeksjonskjemikalier Rørledningskjemikalier Gassbehandlingskjemikalier Hjelpekjemikalier Kjemikalier som tilsettes eksportstrømmen Kjemikalier fra andre produksjonssteder Vannsporstoffer Evaluering av kjemikalier Samlet forbruk og utslipp Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 3 av 91

4 5.2 Bore- og brønnkjemikalier Produksjonskjemikalier Injeksjonskjemikalier Rørledningskjemikalier Gassbehandlingskjemikalier Hjelpekjemikalier Kjemikalier som tilsettes eksportstrømmen Kjemikalier fra andre produksjonssteder Vannsporstoffer Rapportering til OSPAR Kjemikalier som inneholder miljøfarlige forbindelser Forbindelser som står på Prioritetslisten, St.melding.nr 25 ( ), som tilsetninger og forurensninger i produkter Utslipp til luft Forbrenningsprosesser Utslipp fra feltet Utslipp ved lagring/lasting av råolje Diffuse utslipp og kaldventilering Bruk av gassporstoffer Akutte utslipp Akutte utslipp av oljer Akutte utslipp av kjemikalier og borevæsker Akutte utslipp til luft Avfall Farlig avfall Ordinært avfall Vedlegg Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 4 av 91

5 Innledning Rapporten dekker utslipp til sjø og luft, samt håndtering av avfall fra Snorre i år 2009, og er bygd opp i henhold til Klifs retningslinjer for årsrapportering fra Petroleumsvirksomheten (Opplysningspliktforskriften). Utslipp fra Vigdis som skjer fra Snorre er også inkludert i rapporten. Det vil, som i årene fra og med 2003, lages egen årsrapport til Klima- og forurensningsdirektoratet for Vigdis, ref dok. nr AU-EPN OWE SN-00188, som dekker utslipp i forbindelse med boreaktiviteter på feltet, samt utslipp av hydraulikkvæske. Denne tilsettes fra Snorre A-plattformen, men går til utslipp på bunnrammen ved operasjon av ventiler. Alle utslipp knyttet til prosessering av olje og gass fra Vigdis som finner sted på Snorre A, inngår i rapporten for Snorre. Rapporten ble utarbeidet av Drift Vest sin HMS-enhet i Undersøkelse og produksjon Norge (EPN OWE HSE) og registrert i EW (Environmental Web) til 1. mars. Kontaktperson hos operatørselskapet er Anne Aasland Bøyum, telefon , e- postadresse anab@statoil.com. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 5 av 91

6 1 Status 1.1 Generelt Snorre omfatter blokkene 34/4 og 34/7 i Tampen-området og har produsert olje og gass siden august Snorrefeltet ble utviklet og operert av Saga Petroleum fram til Norsk Hydro overtok 1. januar Statoil overtok operatørskapet for Snorrefeltet fra 1. januar Feltene Tordis, Vigdis og Borg i PL089 hører inn under Snorre organisasjonsmessig i tillegg til Snorre A og Snorre B (Figur 1-1). Det er produsert olje og gass fra Snorrefeltet siden august Reservoaret er krevende og sammensatt med mange store forkastninger. Sandsteinslagene, som ligger på meters dyp, har oljebelter med varierende utvinningsgrad. For å opprettholde trykket i reservoaret nyttes både vann-, gass- og alternerende vann- og gassinjeksjon (VAG). I deler av reservoaret har det er også vært nyttet skumassistert injeksjon (FAWAG). Feltet ble først bygget ut med stålplattformen Snorre A. Denne integrerte bore-, produksjons- og boligplattformen er forankret til havbunnen med strekkstag. Snorre A er utbygd med to prosessanlegg, et for egenprosessering og et som tar imot produksjonsstrømmen fra Vigdis. Et undervanns produksjonssystem er plassert på havbunnen rundt seks kilometer nordøst for plattformen (Snorre A UPA). Vanndypet i området er meter. Delvis stabilisert olje og gass fra Snorre A transporteres i rørledning til Statfjord A-plattformen for endelig prosessering. Gassen fra Vigdis injiseres på Snorre A og brukes til drift av kompressor turbiner for Snorre A og Vigdis. Stabilisert olje fra Vigdis går til Gullfaks A for lasting og lagring. Oljen føres om bord i tankskip, mens gassen sendes videre til kontinentet via rørsystemet Statpipe. I juni 2001 ble Snorre B-plattformen satt i produksjon. Den halvt nedsenkbare bore-, produksjons- og boligplattformen ligger rundt sju kilometer nord for A-plattformen. Stabilisert olje fra Snorre B sendes gjennom en 45 kilometer lang rørledning til Statfjord B for lagring og utskiping. En del av gassen injiseres i reservoaret, resten transporteres i rørledning via Snorre A til Statpipe-systemet. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 6 av 91

7 Figur 1-1 Snorrefeltets grenseflater mot andre felt (ikke helt oppdatert) Nøkkeldata Snorre A og Snorre B Beliggenhet Snorre B: Blokk 34/4 Snorre A: Blokk 34/7 Rettighetshavere Petoro 30 % Statoil Petroleum AS 33,3 % ExxonMobil Exploration & Production Norway AS 11,58 % Idemitsu Petroleum AS 9,60 % RWE Dea Norge AS 8,28 % Total E&P Norge AS 6,18 % Hess Norge AS 1,04 % Produksjonsstart Snorre A: 1992 Snorre B: 2001 Gjenværende res. 70,8 millioner Sm3 olje (pr , OD fakta) 0,6 milliarder Sm3 gass 0,1 millioner tonn NGL Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 7 av 91

8 Tabell 1-1 Sentrale utslippstall for Snorre Utslippstype Produsert vann til sjø (1000 x m 3 ) Olje fra oljeholdig vann til sjø CO 2 (inkl rigger) (1000 x tonn) Akutte utslipp av olje, mengde (m 3 ) 3,4 66,9 * 1,9 0,1 0,1 0,06 21,18 0,03 0,417 * Akutte utslipp av olje i 2002 er endret fra 38.9 m 3 som rapportert i årsrapport for 2002 til 66,9 m 3 i denne rapporten. Ihht granskingsrapport ble et utslipp fra Snorre A funnet å være 58 m 3 i stedet for 30 m 3 som tidligere rapportert. Snorre A hadde vedlikeholdsstans 23. august til 28. september i Det ble installert online olje i vann målere på Snorre A og Vigdis avgassingstanker. Avgassingstanken på Snorre A ble bygd om i revisjonsstansen i Det var revisjonsstanser også i årene 2007, 2006 og Snorre B har hatt flere opp- og nedkjøringer i forbindelse med arbeidet med utskifting av risere. Det er på plan en lengre stans i Revisjonsstanser ble også gjennomført i årene 2008, 2006 og ble det observert et trykkfall på injeksjonstrykket til kaks/slop injektoren I-1 H, og fra har all injeksjon til overlagringen på Snorre B blitt stanset. Saken er under granskning. Statoil har utarbeidet nye krav og retningslinjer som skal sikre at slike forhold blir oppdaget. Dette kom på plass sommeren 2009, og er nå innarbeidet i vår styrende dokumentasjon. Den 21. til 24. september 2009 hadde Klif kvotetilsyn på Snorre B. 1.2 Utslippstillatelser 2009 Snorre mottok utslippstillatelse 23. desember 2002 basert på de nye forskriftene (jf brev fra Klif av 27. desember 2001). Snorre sendte ny søknad om oppdatering av rammetillatelse 19. juni 2006 (M-TO SN ) og med nye oppdateringer til denne i januar 2008 og mottok endring av utslippstillatelse den 15. april Siste endring av utslippstillatelse boring og produksjon på Snorrefeltet er datert 16. januar 2009, og denne er gitt med utslippsgrense for NOx fra energianlegg og etablering av program for dokumentasjon på utslipp, Deres ref; 2008/ Tabell 1-2 inkluderer også tillatelser for kvotepliktige utslipp. Snorrefeltet har også mottatt endring av tillatelse til kvotepliktige utslipp datert , ref 2007/ Tabell 1-2 Utslippstillatelser i 2009 Klif og SSV Type tillatelse Dato gitt Referanse Opppdatert av rammetillatelse for Snorrefeltet / Endring av utslippstillatelse boring og produksjon på / Snorrefeltet Tillatelse til utslipp av radioaktive tracere /00435/425.1/ITH Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 8 av 91

9 Tillatelse til kvotepliktige utslipp av klimagasser og godkjent program for beregning og måling av utslipp for Snorrefeltet. Vedtak om godkjennelse av rapport om kvotepliktige utslipp i 2008 og pålegg om oppfølging for Snorre / / Kommentarer fra Klif til årsrapport 2008 Klif sendte kommentarer vedrørende årsrapport for 2008 til Statoil 10. juli 2009 (2008/ ), der det ble bedt om en sammenligning av EIF-verdier i 2003 og Statoil besvarte dette brevet 30. november 2009 (AU-EPN OWE SN-00130). 1.4 Overskridelser av utslippstillatelsen Overskridelser på Snorrefeltet i 2009 er gitt i tabell under; Tabell 1-3 Overskridelse av utslippstillatelsen Utslippstillatelsens ramme/ Myndighetskrav Avvik Eventuelt Ihht Aktivitetsforskriften kap. X-II, 55; Innholdet av olje i vann skal ikke overstige 30 mg olje per liter vann som veid gjennomsnitt for en kalendermåned. Drenasjevann Snorre A For januar, august og november oversteg Snorre A snittet for tillatt oljekonsentrasjon i drenasjevann. Oljemengde til sjø disse månedene ble beregnet til henholdsvis 17 kg, 37 kg og 71 kg. Avvik fra disse overskridelsene er behandlet internt i Synergi, ref RUH og RUH Status forbruk Tabell 1-4 og tabell 1-5 oppsummerer forbruks- og produksjonsstatus for feltet for rapporteringsåret. Forbruks- og produksjonsdata er gitt av Oljedirektoratet og omfatter ikke diesel brukt på flyttbare innretninger (dvs. ikke avgiftspliktig diesel). Avvik mellom dieselmengder i kapittel 1 og 7 kan således forekomme. Netto produksjon er leveranser av tørrgass, kondensat og NGL etter prosessering i landanlegg og representerer en ny standard i forhold til årsrapporter før 2003 hvor produksjonsvolum fra feltet ble angitt (det vil si rikgass). Snorre finner ikke overensstemmelse mellom data gitt i Tabell 1-4 og dieseldata innrapportert for CO 2 -avgift. Figur 1-2 viser historiske data for produksjon av olje fra oppstart i 1992, samt prognoser ut feltets levetid. Prognosene er hentet fra innrapportering til revidert nasjonalbudsjett for Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 9 av 91

10 Tabell 1-4 Status forbruk Måned Injisert gass (m3) Injisert sjøvann (m3) Brutto faklet gass (m3) Brutto brenngass (m3) Diesel (l) Januar Februar Mars April Mai Juni Juli August September Oktober November Desember Tabell 1-5 Status produksjon Måned Brutto olje (m3) Netto olje (m3) Brutto kondensat (m3) Netto kondensat (m3) Brutto gass (m3) Netto gass (m3) Vann (m3) Netto NGL (m3) Januar Februar Mars April Mai Juni Juli August September Oktober November Desember Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 10 av 91

11 Olje og vann fra Snorre - Gass fra Snorre inkl. Vigdis Produsert Olje Snorre A & B Produsert Vann Snorre A og B Produsert Gass Snorre inkl Vigdis 3,5 3,0 MSm3 Olje og Vann Figur 1-2 Historiske data for produksjon av olje fra oppstart i 1992, samt prognoser ut feltets levetid (ihht RNB2010). 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 GSm3 Gass Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 11 av 91

12 1.6 Status nullutslippsarbeidet Dokumentasjon og møter med Klif med tilknytning til nullutslippsarbeidet; - Nullutslippsrapport til Klif, 1. juni 2003 (RA-SNORRE-00044) - Status i årsrapportene til Klif for 2003, 2004, 2005, 2006, 2007 og Status i brev til Klif 15. oktober 2004, (M-TO SN /RT) - Gjennomførte og planlagte nullutslippstiltak knyttet til boring på Snorre herunder borerigger den 1. november 2005, (M-TO SN ) - Brev vedrørende utsettelse av C-Tour fra revisjonsstans 2006 til 2007; 4. april 2006 (M-TO SN ) - I forbindelse med stans av PWRI på Snorre B ble det avholdt et informasjonsmøte med Klif vedrørende bakgrunn for stans, på Helsfyr den 20. april 2006, samt oversendt Klif Tiltaksplan for håndtering av produsert vann på Snorre B, (M-TO SN ) den 19. juni Rapportering av kostnadstall og EIF verdier i forbindelse med nullutslippstiltak, 1. juni Nullutslippsrapport Statoil UPN 2006, 10. oktober Kommentarer til årsrapport med redegjørelse vedrørende implementering av C-Tour og H 2 S -fjerneranlegg, (M-TO SN ). - Nullutslippsrapport 2008 Snorre, med kostnader og nytte ifm injeksjon/reinjeksjon av produsert vann samt håndtering av borekaks og borevæsker, 1. september 2008 (AU-EPN OWE SN-00089). - Kommentarer til årsrapport 2007 med redegjørelse for tiltak i Snorre for å hindre akutte utslipp av oljer, kjemikalier og borevæsker samt planer for borekaks- og slophåndtering på Snorre A, 1. oktober 2008 (AU-EPN OWE SN ). - Kommentarer til årsrapport 2008 med sammenligning av EIF-verdier i 2003 og 2008, 30. november 2009 (AU-EPN OWE SN-00130). Status for pågående og planlagte prosjekter i nullutslippsarbeidet på Snorre er rapportert til Klif i henhold til referansene i listen over. Tabell 1-6 viser de viktigste fokusområdene på Snorre med gjennomførte, pågående og planlagte tiltak. Tabell 1-6 Status på nullutslippsarbeidet oljeholdig vann, akutte utslipp og boreavfall Installasjon Teknologibeskrivelse Status Forventet tidsplan for gjennomføring Alle Optimalisering av kjemikaliebruk og utskiftning av kjemikalier Økt gjenbruk av borevæsker og redusert kjemikalieforbruk Pågår kontinuerlig. Ref kap 1.7 for substitusjon av kjemikalier Snorre A/Vigdis Reduksjon av dispergert olje fra utslippsvann - Ny innmat separatorer (2007; skiftet i avg.tank samt nytt skimme arrangement) Gjennomføres ved behov Sist Modifikasjoner på innmat og skimmearrangement på Snorre avgassingtank Gjennomføres ved behov Gj.ført I rev.stans 2008 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 12 av 91

13 Installasjon Teknologibeskrivelse Status Forventet tidsplan for gjennomføring - Nye hydrosyklon linere Gjennomføres ved Besluttet to nye i behov Gjennomgang av produksjonsanleggene på SN A av ekstern ekspertise for å kartlegge effektive muligheter for forbedringer av vannrenseanleggene. Gjennomføres ved behov Sist i 2008 og 2010 (Mator) - Økt ledelsesfokus med konkrete målsetninger og daglig oppfølging. Gjennomført, kontinuerlig - - Installere online oiv-målere på SNA og Vigdis avgassingstanker Gjennomført 2009 Renseanlegg (ved nåværende vannprod.profiler) - Epcon-anlegg for Vigdis 2. trinn (kap Sm3/d) Implementert Nytt Epcon CFU Vigdis 2. trinn Implementert C-Tour Snorre 1.trinn (+ for test sep. HP) Avdekket designfeil på PSV kapasistet (Pressure Saftety Valve), oppstart ytterligere utsatt Installert Oppstart Rev.stans 2007 Sommer 2010 Snorre A Introdusere ny H 2 S-fjerner Implementert 2005 Snorre A/Vigdis IOR Realisering/videreføring av Snorre-Vigdis IOR med økte vannmengder; - Fullstendig gjennomgang av produsert vann systemet på SNA (Snorre Redevelopment) Pågår - C-Tour Vigdis 1. trinn, avhengig av deler av C-Tour systemet på Sn 1.trinn Besluttet 2009/2010 (avh. Sn 1.trinn) - Ny avgassingstank Snorre A Besluttet Nytt rejectsystem Snorre A og Vigdis Besluttet Epcon på Snorre 2.tr. (+ for test sep. LP) Tie-in pkt. rev.stans vår Vurderer nytten (2 % av totalmengde), ikke LP produksjon enda HOLD Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 13 av 91

14 Installasjon Teknologibeskrivelse Status Forventet tidsplan for gjennomføring Snorre A/Vigdis Installere sandfjerningsanlegg Tore syklon Tie-in pkt. rev.stans vår 2006 Sommer Snorre B Reduksjon av dispergert olje fra utslippsvann bl.a. vha Implementert, onlinemåling, drift- og kjemikalieoptimaliering og kontinuerlig automatisk skimmeprosess av avgassingstank oppfølging Snorre B - Gjennomgang av produksjonsanleggene på SNB av Gjennomføres ved Mator har gj.ført flere ekstern ekspertise for å kartlegge effektive muligheter behov turer i 2007 og for forbedringer av vannrenseanleggene. Sist i mars 2009 Snorre B Nye linere i forbedret teknologi i hydrocycloner Implementert Snorre B Snorre B D&W DWS SNDC, SNA & SNB Reduksjon av dispergert olje fra utslippsvann bl.a. vha IOR-modifikasjoner som medfører installering av ny hydrosyklon med mer optimal operasjon av linere, ekstra on-line oiw måler, utvidet/forbedret flokkulant injeksjon, re-routing av overbordlinje for å minske prosessforstyrrelser. Tilrettelegging for og reinjeksjon av vann ved brønnopprensking. Måtte gå fra denne av driftsmessige problemer (rensefilter går tett, pumpene skal ikke kjøres uten at vannet er filtrert) Akutte utslipp: - Etablere tiltaksplan for doble barrierer til sjø og for å redusere akutte utslipp fra boring. Odfjell utførte gjennomgang av teknisk utstyr og operasjonelle forhold i Tiltak vurdert og deler tatt med under modifikasjoner av Snorre A Drilling Facilities. - Tett rigg gjennomgang for Snorre A samt vurdering av om tiltak kan inngå som del av prosjektet Snorre A Drilling Facilities. Besluttet 2010 Implementert > forkastet igjen Systemgj.gang , Ny gjennomgang i Høsten AtA halvår Etablert kameratsjekk-rutine (SNB) og øket bemanning (SNA) i pumperom ved overføring av væsker Implementert Agitering og overløp av slurry holding tanker (SNB) Anbefalt i LAR - Div. modifikasjoner, primært optimalisering av dren rundt rotasjonsbord (SNB) Godkjent PLT-råd Vurderes Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 14 av 91

15 Installasjon Teknologibeskrivelse Status Forventet tidsplan for gjennomføring - BOP -> modifikasjoner utført i 2007 Gjennomført - BOP -> Studie mht bruk av doble barrierer og nye modifikasjoner (SNA + SNB) D&W DWS SNDC, SNA & SNB Redusere avfallsmengder fra boring: - Total Fluid management plan; KPI for gjenbruk av borevæsker. Implementert SNB; - Separat brønn for injeksjon av kaks og slop. Implementert Sommer Kontrollerer borehastighet for å min. skip-bruk (volum kaks til land red. ca 60-90% avh.) Gjennomført 2006 SNA; - Installere kakstørkeanlegg (inkl. bulksystem for transport). I bruk i hele Gått over til å benytte våt kaks ved overføring til båt. Installert Nye tankvasker (redusere volum vaskevann) - For å bedre drenering fra mudpiter i forbindelse med tankvasking skal utløpsarrangementet mot drainmanifolden i hver pit utbedres. En ser her for seg en løsning med ei slags renne som vil ta vaskevannet unna på en bedre måte enn hva tilfellet er i dag. Gjennomført Tatt inn i prosjektet SNA DF Installert 1.Q / Etablere strategi for håndtering av slop - Prosjektet Snorre A Drilling Facilities (SNA DF) har planer om å installere et sloprenseanlegg på Snorre A i forbindelse med oppgraderingen av boreanlegget. Dette krever teknologikvalifisering, og det er ønskelig å gjennomføre testing på SNA vinter/vår Strategi etablert Tatt inn i prosjektet SNA DF 2008/ Med prognosene for økt vannproduksjon de kommende årene, har Snorre fortsatt høy prioritet på arbeidet med å redusere oljeinnholdet i produsert vann. Ekstern ekspertise har vært ute på begge plattformene og foretatt flere gjennomganger av produksjonsanleggene, for å kartlegge effektive muligheter for forbedringer av vannrenseanleggene. Siste gjennomgang på Snorre B ble utført i mars 2009 og på Snorre A i januar Oljekonsentrasjonen for Snorre B ble 1 mg/l høyere enn organisasjonen hadde satt som mål i 2009 (6 mg/l). Lavere total vannproduksjon, utstabile rater og flere opp- og nedkjøringer av anleggene i forbindelse med utskifting av risere i 2009, vanskeliggjorde optimalisering av separasjonsanlegget. Viktigste bidrag til bedre produsert vann kvalitet på Snorre B er Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 15 av 91

16 bedret drift av hydrosykloner, hyppig skimming og riktig nivå på avgassingstank. I tillegg til kjemikalieoptimalisering har Snorre B installert nye linere med forbedret teknologi. On-line måler har vært til god hjelp ettersom man raskt får deteksjon hvor man har problemer i prosessen og tiltak iverksettes raskere. Måleren var for øvrig ute av drift store deler av september 2009, og dette vanskeliggjorde feilsøking denne måneden. Ref Tabell 1-6 for tiltak som skal skje i revisjonsstansen på Snorre B i 2010, med installering av ny hydrosyklon, ekstra on-line oiw måler, utvidet/forbedret flokkulant injeksjon og rerouting av overbordlinje for å minske prosessforstyrrelser. Det refereres til Tabell 1-6 for gjennomførte tiltak på Snorre A og Vigdis. Årsnittet for 2009 pr 31. august lå på 12,5 mg/l for Snorre A (inklusiv Vigdis), men mellom annet noe utstyrsproblemer i prosessanlegget etter revisjonsstansen samt tilbakestrømming av brønner medvirket til at oljekonsentrasjonen endte på 14 mg/l for året. Det ble installert online målere på Snorre A og Vigdis avgassingsstanker i 2009, og det forventes å gi en ytterligere forbedring i I 2010 skal det installeres ny avgassingstank og nytt rejectsystem på Snorre A og Vigdis. Revisjonsstansen skjer på høsten og effekt av tiltakene forventes dermed først etter innkjøring og for resultatene i Tabell 1-7 viser utvikling av rapporterte mengder olje til sjø med tilhørende oljekonsentrasjoner fra Snorre i årene 2001 til og og med Fra år er 2007 er det rapportert oljeindeks i stedet for dispergert olje. Denne metoden måler alifatiske HC fra C7-C40 og gir lavere olje-i-vann verdier for Snorre. Tabell 1-7 Utvikling av olje til sjø fra produsert vann fra Snorre A og Snorre B SNB Vann sjø M3x1000 SNB Olje til sjø SNB Oljekons. mg/l SNA & Vigdis Vann sjø SNA & Vigdis Olje til sjø SNA & Vigdis Oljekons. SN RE Olje til sjø tonn SN RE Oljekons. mg/l År tonn M3x1000 tonn mg/l , ,6 6, ,7 4, ,6 7, * Snorre B-plattformen ble satt i produksjon i juni Snorre B kunne reinjisere produsert vann frem til april Fra år 2007 er det rapportert oljeindeks (alifatiske HC fra C7-C40) i stedet for dispergert olje. Bedret produsertvann kvalitet sammen med at det er tatt i bruk mer miljøvennlige kjemikalier har redusert EIF. Det er foreløpig ikke utført EIF-beregninger for 2009 og det refereres til status på EIF i brev som ble oversendt Klif den 30. november 2009; Kommentarer til årsrapport 2008 med sammenligning av EIF-verdier i 2003 og 2008, (AU-EPN OWE SN ). Snorre B boret en egen brønn for injeksjon av kaks og slop i 2004, og har fokus på kontrollert borehastighet for å minimere skip-bruk. I 2008 ble ca 90 % av kaksen fra boring med oljebasert slam injisert, mens bare ca 30 % ble injisert i På Snorre A prøvde man i 2007 et nytt kakstørkeanlegg for om mulig å redusere mengden farlig avfall. Etter en lang oppstartsfase fungerte anlegget godt ved normale kaksmengder, men det viste seg at anlegget hadde flere svakheter og Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 16 av 91

17 oppsamling i tanker for frakt til land er derfor den primære løsningen i dag. På Snorre A ble da også all kaks fra boring med oljebasert slam transportert til land for håndtering i Ut ifra miljøhensyn og stort potensial for kostnadsbesparelser anses injeksjon å være det beste alternativet, men dessverre viser simuleringer at Utsiraformasjonen under Snorre A er dårlig egnet. Utsiraformasjonen er bare rundt 15 meter tykk i området, og da det heller ikke er noen sandlag over denne formasjonen, vil risikoen for kontakt til havbunn være betydelig. Heller ikke Hordalandformasjonen har egenskaper som gjør at boring av en injeksonsbrønn kan anbefales. Utredningsarbeidet vil likevel fortsette, og det vil blant annet bli undersøkt om en eksisterende brønn i en ferdigprodusert del av reservoaret kan gjøres om til injektor. 1.7 Kjemikalier som skal prioriteres for utfasing Tabell 1.8 viser hvilke kjemikalier som er substituert på Snorre i 2009 og tabell 1-9 viser hvilke kjemikalier som skal prioriteres for substitusjon i henhold til Klifs krav. Halliburton har kontrakten for bore-, sementerings- og kompletteringskjemikalier på Snorre, og har utarbeidet utfasingsplaner for sine produkter. Av røde bore- og brønnkjemikalier som går til utslipp er det bare Polybutene Multigrade (PBM) som ikke er faset ut. Dette smøremiddelet benyttes i lukket system uten utslipp til sjø ved brønnintervensjoner på feltet. Statoil har igangsatt et arbeid for å finne et mer miljøvennlig produkt som kan erstatte dette produktet. To nye kandidater i gul kategori er felttestet, teknisk kvalifisert for bruk og anbefalte for substitusjon. Alle røde produksjonskjemikalier (unntatt hydraulikkvæsker) ble utfaset i 2005, samt stanset bruk av friksjonshemmer til SN UPA og skumdemper i oljeprosess. Rød skumdemper måtte tas i bruk igjen i vanninjeksjon i februar 2006 på grunn av store viskositets problemer i tillegg til injeksjon av skumdemper som måtte starte opp igjen i oljeprosess etter revisjonsstans i Det har pågått en del testing av gule skumdempere på Snorre A og Snorre B de siste årene, og et av produktene fungerte tilfredsstillende. Men basert på en helhetlig vurdering av HMS-egenskaper til kjemikaliene, kom produktet som er rødt med hensyn til ytre miljø bedre ut enn det gule som ikke var akseptabelt mht helse. Driftsproblemer kan gi behov for et lite forbruk og utslipp av rødt stoff i tillegg til vannsporstoff og hydraulikkvæske. Tabell 1-8 Kjemikalier substituert i 2009 Substitusjonskjemikalier Funksjon Klassifisering Nytt kjemikalie Kommentar (m. tidspkt. for utfasing) Oljebasert borevæske Geltone II Viscosifier rød BDF kvartal 2009 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 17 av 91

18 Tabell 1-9 Kjemikalier som prioriteres for substitusjon i 2010 Substitusjonskjemikalier Vilkår stilt Status utfasing Nytt kjemikalie/kommentar Produksjonskjemikalier Dyno DF-522-C Vanninjeksjonskjemikalier DF-550 (SNA) Hjelpekjemikalier Oceanic HW 443 Anti Freeze tatt inn på ny tatt inn på ny februar Det har pågått en del testing av gule skumdempere på Snorre A og Snorre B de siste årene, og et av produktene fungerte tilfredsstillende. Men basert på en helhetlig vurdering av HMS-egenskaper til kjemikaliene, kom produktet som er rødt med hensyn til ytre miljø bedre ut enn det gule som ikke var akseptabelt mht helse. - Det har pågått en del testing av gule skumdempere på Snorre A og Snorre B de siste årene, og et av produktene fungerte tilfredsstillende. Men basert på en helhetlig vurdering av HMS-egenskaper til kjemikaliene, kom produktet som er rødt med hensyn til ytre miljø bedre ut enn det gule som ikke var akseptabelt mht helse. Når nytt produkt ferdig kvalifisert Dato ikke fastsatt Brukes på SNB (og Vigdis) Arbeid med å finne erstatningsprodukt pågår sammen med leverandør (Statoil Norge) Brønnoperasjoner m.m. Gyptron SA Dato ikke Gul kategori og klassifisert som Y1. Fokus internt pga fastsatt innhold av MEG>5%. Lav prioritet. F&U pågår. Gyptron SA Dato ikke Gul kategori og klassifisert som Y1. Fokus internt pga fastsatt innhold av MEG>5%. Lav prioritet. F&U pågår. Gyptron SA Dato ikke Gul kategori og klassifisert som Y1. Fokus internt pga fastsatt innhold av MEG>5%. Lav prioritet. F&U pågår. Polybutene Multigrade (PBM) Benyttes i lukket system uten utslipp til sjø. Testprogrammet for å kvalifisere mer miljøvennlige wirelinegrease ble ferdigstilt i siste kvartal Det er anbefalt to gule produkter, og Statoil har bestemt at PBM skal erstattes med en av disse (Biogrease 160R10 eller V500 wireline Grease). Statoil marine gassolje (diesel)* Dato ikke fastsatt Oljebasert borevæske BDF Dato ikke fastsatt Bentone 38* - Dato ikke fastsatt Diesel har vært klassifisert som gul. Etter gjennomgang med leverandør er produktet reklassifisert til svart fordi det inneholder et lovpålagt fargestoff for å skille produktet fra vanlig avgiftspliktig diesel. Ikke brukt i Gul kategori. Avventer utredning mht om det er klassifisert som Y2 eller Y3. Dersom den blir klassifisert som Y3 vil den være gjenstand for videre substitusjon. Ikke brukt i Mulig erstatningsprodukt identifisert er BDF-460. Invermul NT 2006(1) 4.kvartal 2010 Dette er ikke funnet noen erstatning for dette produktet som bare brukes ved høyt trykk og høy temperatur, men det vil etter all sannsynlighet ikke være behov på Snorre A og Snorre B. Ikke brukt i Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 18 av 91

19 Substitusjonskjemikalier Vilkår stilt Status utfasing Gjengefett OCR 325 AG - Dato ikke fastsatt Beredskapskjemikalie Arctic Foam 201 SF AFFF 1% Dato Ikke fastsatt *Asphaltene Dissolver RX-33/ Dato Ikke fastsatt *DR Dato Ikke fastsatt Lube seal API Mod Dato ikke fastsatt Adapta *MS-200 Intern vurdering Intern vurdering Nytt kjemikalie/kommentar Gjengefett i rød kategori er i utslippstillatelsen til Snorrefeltet, og kan benyttes når tungtveiende årsaker av teknisk og/eller sikkerhetsmessig karakter tilsier dette. Produktet ble brukt i én brønn på Snorre B i Ikke brukt i Erstattet CDR Liquid Power (svart). Har unngått bruken av DR-408 hittil. Ikke brukt i Dato Ikke Ikke brukt i 2008 eller fastsatt Fargestoff, brukes kun v/lekkasje. (1) Kjemikalier med egenskaper som faller innenfor kriterier for substitusjon, men disse er likevel prioritert lavt for substitusjon pga lav miljørisiko (inngår i OBM/beredskapskj., dvs. ingen regulære utslipp). Tatt inn i forbindelse med leverandørskifte. * Ikke brukt i 2009 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 19 av 91

20 2 Utslipp fra boring 2.1 Boring med vannbasert borevæske Tabell 2-1 gir en oversikt over data relatert til forbruk og utslipp av vannbaserte borevæsker på feltet i 2009, mens tabell 2-2 gir en oversikt over tilhørende kaksmengde og disponering av denne. Tabell 2-1 Bruk og utslipp av vannbasert borevæske Brønnbane Forbruk av borevæske Utslipp av borevæske - masse Borevæske injisert Sendt borevæske til land Borevæske etterlatt i hull eller tapt til formasjon Gjenbrukt borevæske Eksportert borevæske Innretning 34/7-P-27 A SNORRE A 34/7-P SNORRE A 34/4-K-5 H SNORRE B Tabell 2-2 Disponering av kaks ved boring med vannbasert borevæske Brønnbane Lengde (m) Teoretisk hullvolum (m3) Total mengde kaks generert Eksportert borekaks til andre felt Utslipp av borekaks til sjø Masse borekaks injisert Sendt borekaks til land Innretning 34/7-P-27 A SNORRE A 34/7-P SNORRE A 34/4-K-5 H SNORRE B Figur 2-1 på neste side gir en sammenligning av tidligere års forbruk og utslipp av vannbasert borevæske på Snorre. Både forbruk og utslipp av vannbasert borevæske var lavere sammelignet med året før. Dette har sammenheng med variasjon i aktiviteten på feltet. I 2008 ble det også boret nye topphull samt en lang 26 seksjon på Snorre B. Mesteparten av generert kaks etter boring med vannbasert borevæske ble sluppet til sjø, kun 8,5 tonn av totalt 880 tonnn ble sendt i land. På brønn P-35 ble vannbasert borevæske brukt til henholdsvis P&A og Re-Entry/Slot recovery, og det ble ikke generert kaks. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 20 av 91

21 Tonn Forbruk Utslipp Figur 2-1 Forbruk og utslipp av vannbasert borevæske i perioden Boring med oljebasert borevæske Tabell 2-3 gir en oversikt over data relatert til oljebasert borevæske i 2009, mens tabell 2-4 gir en oversikt over tilhørende kaksmengde og disponering av denne. Tabell 2-3 Boring med oljebasert borevæske Brønnbane Forbruk av borevæske Utslipp av borevæske - masse Borevæske injisert Sendt borevæske til land Borevæske etterlatt i hull eller tapt til formasjon Gjenbrukt borevæske Eksportert borevæske Innretning 34/7-P-22 A SNORRE A 34/7-P-27 A SNORRE A 34/4-K-4 H SNORRE B 34/4-L-2 H SNORRE B Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 21 av 91

22 Tabell 2-4 Disponering av kaks ved boring med oljebasert borevæske Brønnbane Lengde (m) Teoretisk hullvolum (m3) Total mengde kaks generert Eksportert borekaks til andre felt Utslipp av borekaks til sjø Masse borekaks injisert Sendt borekaks til land Midlere konsentrasjon av basevæske som vedheng på kaks (g/kg) Utslipp av basevæske som vedheng på kaks Innretning 34/7-P-22 A SNORRE A 34/7-P-27 A SNORRE A 34/4-K-4 H SNORRE B 34/4-L-2 H SNORRE B Det største forbruket av oljebasert borevæske i 2009 var på brønn P-22 A (Snorre A) og L-2 H (Snorre B). Totalforbruket var på samme nivå som i 2007 og Oljebasert borekaks generert på Snorre B ble injisert, mens kaks fra Snorre A ble sendt til land for behandling. Halliburton som er borevæskekontraktøren på Snorrefeltet har fokus på gjenbruk av borevæske i hver brønn som bores. Andelen er høy på begge innretningene, og gjenbruksprosenten for oljebasert borevæske er vist i tabell 2.5. Tabell 2-5 Gjenbruksprosent for oljebasert borevæske på Snorre i 2009 Innretning Gjenvinningsprosent oljebasert borevæske Snorre A 68,7 % Snorre B 76,7 % 2.3 Boring med syntetisk borevæske Det ble ikke benyttet syntetisk borevæske på Snorrefeltet i Borekaks importert fra andre felt Det ble ikke importert borekaks fra andre felt i Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 22 av 91

23 2.5 Boreaktiviteter Tabell 2-6 viser en oversikt over boreaktivitetene på Snorre A og B i Tabell 2-6 Oversikt over boreaktiviteter i 2009 Innretning Brønn Type Vannbasert Oljebasert SNA 34/7-P-22 A Boring Komplettering 12 ¼ 8 ½ SNA 34/7-P-27 T2* Boring Re-Entry SNA 34/7-P-27 A Boring Komplettering ¼ 8 ½ SNA 34/7-P-33 Brønnoperasjon Workover SNA 34/7-P-35 Brønnoperasjon P&A Re-Entry SNB 34/4-K-5 H Boring 24 17½ 12 ¼ 8 ½ SNB 34/4-L 2 H Boring 12 ¼ 8 ½ SNB 34/4-L 2 AH** Boring 8 ½ * Er rapportert som 34/7-P-27A i kapittel 2.1 ** Er rapportert som 34/4-L-2 H i kapittel 2.2 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 23 av 91

24 3 Utslipp av oljeholdig vann 3.1 Utslipp av oljeholdig vann Oljeholdig vann fra produksjonsplattformene kommer fra følgende hovedkilder: Produsert vann (formasjonsvann og tilbakeprodusert injeksjonsvann (sjøvann)) Drenert vann (oljeholdig avfallsvann) Oljeforurenset vann i forbindelse med sandspyling (jetting) Tabell 3-1 gir en oversikt over utslipp av oljeholdig vann fra feltet i Tabell 3-1 Utslipp av olje og oljeholdig vann Vanntype Total vannmengde (m3) Disp. oljekons. til sjø (IR freon) (mg/l) Dispergert oljemengde til sjø (IR freon) Oljeindex til sjø (ISO metode) (mg/l) Oljeindex mengde til sjø (ISO metode) Injisert vannmengde (m3) Vannvolum til sjø (m3) Eksp. Vannmengde (m3) Imp. vannmengde (m3) Vann i olje eksp. (m3) Produsert Fortregning Drenasje Jetting Utslipp av olje med produsertvann Fra Snorre kommer 98,4 % av oljeutslippene fra oljeholdig vann fra produsertvann i Høye olje-i-vann verdier oppstår oftest i forbindelse med oppstart etter produksjonsstanser, ustabile forhold i prosessanlegget, forhold rundt kjemikaliedosering og ustabilitet i forbindelse med oppkjøring av nye brønner og etter brønnoperasjoner. Utslipp av produsert vann til sjø fra Snorre A, Vigdis og Snorre B endte på totalt 9,73 mill Sm3 i 2009 og var dermed noe lavere enn i de to foregående årene. Historiske utslipp av produsert vann til og med 2009 og prognoserte tall for kommende år er hentet fra RNB2010 er vist i Figur 3.3. Vigdis er en vesentlig bidragsyter til produsert vann mengdene, der feltets levetid er gitt til 2020, og man ser derfor en kraftig reduksjon i kurven dette året. Det er også vist mengder vann til reinjeksjon på Snorre B i årene 2002 til Det ble produsert mindre vann spesielt i 2005 og til dels i 2004 enn tidligere år, og dette sammen med reinjeksjon på Snorre B plattformen, gir en dump i kurven for produsert vann til sjø disse årene. Historiske utslipp av olje fra produsert vann sammen med tilhørende vannmengder og oljekonsentrasjoner er vist i Figur 3-2. I kapitlene til gis det informasjon om rensing, analyse og utslipp av løste komponenter fra produsertvann. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 24 av 91

25 25,00 Produsert vann til sjø fra Snorre plattformene 20,00 MSm3 Vann Prod.vann og oljekons ,00 10, ,00 0, Produsert Vann til sjø - Snorre & Vigdis Produsert vann reinjisert fra Snorre B Produsert Vann til sjø - eksl Vigdis Figur 3-1 Produserte mengder vann, historikk og prognose (ihht RNB2010) Utslipp av olje fra produsert vann Prod.vann til sjø (m3x ) Oljekons. (mg/l) Olje til sjø olje tonn Figur 3-2 Utslipp av olje fra produsert vann fra Snorre fra 1999 (fra 2007 er det rapportert oljeindeks) Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 25 av 91

26 Renseanlegg på Snorre A og Vigdis Andelen av vann fra Vigdis som slippes ut med produsertvannet fra Snorre A-plattformen øker stadig, og utgjorde ca 35 % i Det er et eget renseanlegg for Snorre A og et eget for Vigdis. Vannrensesystemet på Snorre A plattformen håndteres under ett med krysstilkoblinger i flere ledd, noe som gjør driftsmessig tilpasning og optimalisering mulig, ref Figur 3-3. Rensesystemet for produsert vann fra Snorre A består av hydrosyklonanlegg nedstrøms første trinns- og testseparator. Fra hydrosyklonanlegget går det produserte vannet videre til en avgassingstank, for så å bli sluppet ut til sjø. Produsert vann fra andre trinns separator kommer inn i vannbehandlingsanlegget nedstrøms for hydrosyklonene. Ved større mengder produsert vann fra andre trinns separator er det mulig å kople opp hydrosykloner. Ved tilknytning av Vigdisfeltet ble et nytt renseanlegg installert, som inkluderer et hydrosyklonanlegg nedstrøms andre trinns separator og en avgassingstank. Fra sommeren 2002 er Vigdis produsert vann også renset ytterligere ved hjelp av Epcon CFU-renseanlegg. Nytt Epcon CFU ble implementert på Vigdis 2. trinn separator høsten Snorre A har ellers fått til en mye bedre sandkontroll etter installering av sanddetektorer på alle brønner. Noe som har resultert i mindre sand og dermed økte intervaller for sandspyling/jetting. On-line målere ble installert på Snorre A og Vigdis avgassingstanker i 2009, og disse forventes å gi informasjon som kan bidra til en ytterligere bedring av produsertvann kvaliteten. Referer til Tabell 1-6 for ytterligere planer og utførte tiltak. En del utstyrsproblemer spesielt etter revisjonsstans i september 2009 medførte urolig og ustabile forhold i renseanleggene Renseanlegg på Snorre B Rensesystemet på Snorre B består av hydrosyklonanlegg nedstrøms første trinns- og testseparator. Frem til 1. april 2006 gikk det produserte vannet videre til avgassingstanken for så primært å bli reinjisert sammen med injeksjonsvannet. Viktigste bidrag til bedre produsert vann kvalitet er bedret drift av hydrosykloner, hyppig skimming og riktig nivå på avgassingstank. I tillegg til kjemikalieoptimalisering har Snorre B installert nye linere med forbedret teknologi. On-line måler har vært til god hjelp ettersom man raskt får deteksjon hvor man har problemer i prosessen og tiltak iverksettes raskere. Måleren var ute av drift store deler av september 2009, og dette vanskeliggjorde feilsøking. Lavere total vannproduksjon, utstabile rater og flere opp- og nedkjøringer av anleggene i forbindelse med utskifting av risere i 2009 har vanskeliggjort optimalisering av separasjonsanlegget. Som jetvann på Snorre B brukes produsert vann fra avgassingstank som resirkuleres. Jetvannet går etter jetting gjennom en sandsyklon (med oppsamling) og deretter gjennom en væskesyklon før det ledes til avgassingstanken. Renset vann går til sjø, oljeholdig vann ledes inn i prosessen og sanden vaskes før den reinjiseres sammen med boreavfall eller slippes til sjø. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 26 av 91

27 Figur 3-3 Renseanlegg for Snorre A og Vigdis (test separator inngår ikke i figur) Figur 3-4 Renseanlegg for Snorre B Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 27 av 91

28 Analyse og prøvetaking av produsert vann Prøve for olje i vann analyser samles opp 3 ganger i døgnet på Snorre A og 4 ganger i døgnet på Snorre B til en døgnprøve. Analyser av prøven utføres av laboratorietekniker på plattformlaboratoriet og benyttes til beregning av oljemengde til sjø på døgnbasis. Frem til år 2003 og før ekstraksjon med freon ble forbudt bruktes målestandard NS 4753, med analyse av ekstrakt ved hjelp av IR spektrometri. Den nye standard målemetode i Norge, ISO , er en GC-metode som måler HC fra C10- C40. I 2007 kom det ny versjon av ISO (OSPAR modified). Denne metoden måler alifatiske HC fra C7-C40. Metoden gir lavere olje-i-vann verdier for Snorre. På Snorre B ble det benyttet GC/FID frem til september 2004, før man også her gikk over til å benytte IR flatcelle (Infracal) for å bestemme oljekonsentrasjon. I 2006 ble det installert online-måler på plattformen, som har vært til god hjelp for driftsoptimalisering Usikkerhet i datamaterialet PTC (Product Technology and Customer Service) har på vegne av EPN HMS deltatt i en JIP arrangert av TUV NEL. Formålet med dette prosjektet var å finne ytelse til olje i vann referansemetode (OSPAR ). Resultatet ble at repeterbarhet ble funnet til 15 % og reproduserbarhet ble funnet til 20 %. I forbindelse med akkreditering, har PTC internt funnet repeterbarhet og reproduserbarhet til å være 4 % og 15 %. Deteksjonsgrense for denne analysen er 0,2 mg/l, som er i henhold til referansemetoden. De installasjoner som ikke bruker referansemetoden bruker Infracal for å analysere olje i vann. Fra 2008 begynte Statoil med korrelasjonskurver som beskrevet etter OSPAR Guidline for correlation. Da rapporterte plattformene oljeindeks direkte etter OSPAR Kurven er laget slik at resultatene ligger innfor en konfidensgrense på 95 %. Alle korreleringer mot referansemetode (OSPAR ) er gjort av PTC. Prøvene er opparbeidet og analysert på Infracal offshore og på GC hos PTC, PTC har sendt ut korrelasjonsdata til installasjonene. Usikkerhet ved analyse på Infracal er funnet til 15 % (måleverdier over 5 mg/l) og 50 % (måleverdier under 5 mg/l). Deteksjonsgrense på Infracal er 2 mg/l. Det er vanskelig å dokumentere usikkerhet rundt prøvetaking, så prøvetaking er ikke med i disse usikkerhetsberegningene når det gjelder olje-i-vann. For mer detaljer henvises det til egne måleprogrammer. Årlig uavhengig kontroll av prøvetaking og analyse, er blitt utført på begge plattformene i 2009 (av Intertek WestLab). Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 28 av 91

29 Utslipp av naturlige komponenter i produsert vann Prøver for analyse med hensyn på aromater, fenoler, organiske syrer og metaller ble tatt ut to ganger fra hvert prøvepunkt i 2009 etter avtale med Klif. Gjennomsnittlig konsentrasjon er brukt for beregning av årlig utslipp. Statoil har beregnet usikkerhet i prøvetaking og analyse av naturlige komponenter målt i Beregning av usikkerheter er svært omfattende og det har derfor ikke vært mulig å gjøre nye beregninger med 2009 data innen fristen for denne rapport. Beregningene basert på 2008 resultatene ble presentert i møte med Klif Kort oppsummert kan en si at det var generelt godt samsvar mellom de to måleseriene i 2008 med unntak av to installasjoner. Usikkerhet i måleresultatene ble for følgende komponentgrupper beregnet til: BTEX <4 % Organiske syrer <4 % Total C0-C3 fenoler <15 % 16 EPA-PAH <10 % Statoil har i 2009 fokusert på tiltak for ytterligere å bedre kvaliteten på prøvetakingen og analysene av naturlige komponenter. Det er i prøvetakingsinstruksen ytterligere presisert at prøvetaking skal foregå under normale driftsbetingelser. Når det gjelder analysene, har dette ført til følgende forbedringer hos oppdragslaboratoriet med underleverandører: Matriksspike for alle parametre er innført. Dette går på å tilsette en kjent mengde analytt til en reell prøve, Resultatet dvs. gjenvinningsgraden gir uttrykk for nøyaktighet og presisjon i analysene. Deuterert internstandard er innført for alle komponenter som inngår i PAH/NPD-analyser. Dette gir sikrere identifikasjon og kvantifikasjon. Forbedring i analysemetoder (Olje i vann, BTEX) etter at Statoil gjennomførte audit hos Intertek WestLab Resultatene fra alle kvalitetskontrollprøver er synliggjort ved at disse rapporteres separat. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 29 av 91

30 Laboratorier, metoder, akkreditering og instrumenter som inngår i Miljøanalyser 2009 Komponent- Gruppe Laboratorium Metode Akkreditert Metode Ikke akkreditert Metode Analytisk måleprinsipp/ Instrument Olje i vann (C7-C40) IWL OSPAR x GC/MS PAH/NPD IWL Intern metode x GC/MS M-036 Alkylerte fenoler Battelle Mod EPA 8270 x GC/MS Analysis for PAH and Phenols BTEX IWL Intern metode x GC/FID Headspace M-024 Metanol IWL Intern metode x GC/FID Headspace M-024 Metansyre (C1) ALS Scandinavia NEST-CHO-SEA x Isotacoforese Etansyre (C2) til IWL Intern metode x GC/FID Headspace heksansyre (C6) M-024 Hg ALS Scandinavia Mod EPA x Atomfluorescens 200.7/200.8 As ALS Scandinavia Mod EPA 200.7/200.8 x ICP/SMS (Magnetfelt ICP-MS) Øvrige tungmetaller ALS Mod EPA 200.7/200.8 x ICP/SMS (Magnetfelt ICP-MS) Radioaktivitet er målt hos IFE. Tabell 3-2 viser oljeutslipp målt etter GC/ FID, men er basert på de to tidspunktene da miljøanalysene ble tatt. Tallene skal derfor i utgangspunktet ikke stemme med ISO metode i Tabell 3-1 som er basert på månedlige gjennomsnitt. Tabell 3-3 til Tabell 3-13 gir en oversikt over utslipp av oppløste naturlige stoffer til sjø fra produsert vann fra Snorre B, Snorre A inklusiv Vigdis. Oversikt over alle komponentene i produsert vann er vist i Vedlegg 10 (tabeller 10.7). Forkortelser: BTEX: Alkylerte fenoler: PAH: VOC: SVOC: Benzen, Toluen, Etylbenzen og Xylener Fenoler fra C0 til og med C9 Polysykliske Aromatiske Hydrokarboner Volatile Organic Compounds Flyktige Organiske Stoffer Semi-Volatile Organic Compounds Delvis Flyktige Organiske Stoffer As: Ba: Cd: Cu: Cr: Fe: Ni: Pb: Zn: Arsen Barium Kobber Bly Krom Jern Nikkel Bly Sink Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 30 av 91