Årsrapport til SFT Snorre A og Snorre B AU-EPN OWE SN-00130

Transkript

1 Gradering: Internal Sta tus: Final Utløpsda to : Side 1 av 97

2 Tittel: Årsrapport til SFT Snorre A og Dokumentnr.: Kontrakt: Prosjekt: Gradering: Internal Distribusjon: Fritt i StatoilHydrokonsernet Utløpsdato: Status Final Utgivelsesdato: : Eksemplar nr.: Forfatter(e)/Kilde(r): Bøyum, Anne Aasland, Eivind Andreas Stubø Omhandler (fagområde/emneord): Utslipp, Snorre A og, Ytre miljø, 2008 Merknader: : Oppdatering: A nsvarlig for utgivelse: Myndighet til å godkjenne fravik: Gradering: Internal Sta tus: Final Utløpsda to : Side 2 av 97

3 Innhold 1 Status Generelt Utslippstillatelser Kommentarer fra SFT 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 olje med produsert vann Utslippskilder og renseanlegg Snorre A og Vigdis Utslipp av olje med vann Analyse og prøvetaking av oljeholdig vann Utslipp av løste komponenter i produsert vann Sandspyling / Jetting Bruk og utslipp av kjemikalier Samlet forbruk og utslipp Borekjemikalier Produksjonskjemikalier Injeksjonskjemikalier Rørledningskjemikalier Gassbehandlingskjemikalier Hjelpekjemikalier Kjemikalier som tilsettes eksportstrømmen Kjemikalier fra andre produksjonssteder Vannsporstoffer Evaluering av kjemikalier Samlet forbruk og utslipp Bore- og brønnkjemikalier Produksjonskjemikalier...55 Gradering: Internal Sta tus: Final Utløpsda to : Side 3 av 97

4 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...78 Gradering: Internal Sta tus: Final Utløpsda to : Side 4 av 97

5 Innledning Rapporten dekker utslipp til sjø og luft, samt håndtering av avfall fra Snorre i år 2008, og er bygd opp i henhold til SFTs 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 Statens forurensningstilsyn for Vigdis, ref dok. nr AU-EPN OWE SN-00131, 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 Sta tus: Final Utløpsda to : Side 5 av 97

6 1 Status 1.1 Generelt 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 (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 -plattformen satt i produksjon. Den halvt nedsenkbare bore-, produksjons- og boligplattformen ligger rundt sju kilometer nord for A-plattformen. Stabilisert olje fra 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 Sta tus: Final Utløpsda to : Side 6 av 97

7 Figur 1-1 Snorrefeltets grenseflater mot andre felt (ikke helt oppdatert) Nøkkeldata Snorre A og Beliggenhet : Blokk 34/4 Snorre A: Blokk 34/7 Rettighetshavere Petoro 30 % StatoilHydro Petroleum AS 17,77 % StatoilHydro ASA 15,55 % 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 : 2001 Gjenværende res. 70,8 millioner Sm3 olje (pr ) 0,6 milliarder Sm3 gass 0,1 millioner tonn NGL Gradering: Internal Sta tus: Final Utløpsda to : Side 7 av 97

8 Tabell 1-1 Sentrale utslippstall for Snorre Utslippstype Produsert vann til sjø (m 3 ) Olje fra oljeholdig vann til sjø CO 2 (inkl rigger) Akutte utslipp av olje, mengde (m 3 ) 3,4 66,9 * 1,9 0,1 0,1 0,06 21,18 0,03 * A kutte 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 høsten 2004 og i hele april Det var også en to ukers stans ca 23. oktober 2006, og under den ble det foretatt en maursyrebehandling og annet korrektivt arbeid. I 2007 var det revisjonsstans i hele august, for bygging av ny boligmodul, nytt kontrollrom samt installering av nullutslippstiltak for rensing av produsert vann. I 2008 ble mellom annet avgassingstanken på Snorre A bygd om i revisjonsstansen, som pågikk i ca en mnd fra midten av august. var nedstengt i forbindelse med en revisjonsstans i juni 2005, og fra 6. til 16. april Det er på plan en lengre stans i Det ble utført ISO-revisjon av DNV på Snorre A i 2005 og på i Intern ytre miljøverifikasjon ble utført på begge innretninger i I tillegg utførte Ernst & Young en revisjon av HMS-regnskapet til Snorre i november I 2007 ble det gjennomført en intern verifikasjon av Snorre landorganisasjon. SFT hadde tilsyn på Snorre A våren 2008, og det ble utført intern ytre miljøverifikasjon på både Snorre A og i desember samme år. 1.2 Utslippstillatelser 2008 Snorre mottok utslippstillatelse 23. desember 2002 basert på de nye forskriftene (jf brev fra SFT av 27. desember 2001). Snorre sendte ny søknad om oppdatering av rammetillatelse 19. juni 2006 (M-TO SN ) med nye oppdateringer 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, med utslippsgrense for NOx fra energianlegg og etablering av program for dokumentasjon på utslipp, Deres ref; 2008/ Tabell 1-2 Utslippstillatelser SFT Type tillatelse Dato gitt Varighet Rammetillatelse (02/ ) / (Vår ref M-TO SN ) / Gradering: Internal Sta tus: Final Utløpsda to : Side 8 av 97

9 1.3 Kommentarer fra SFT til årsrapport 2007 SFT sendte kommentarer vedrørende årsrapport for 2007 til StatoilHydro 20. august 2008 (2008/ ). StatoilHydro besvarte dette brevet 1. oktober 2008 (AU-EPN OWE SN-00097). 1.4 Overskridelser av utslippstillatelsen Overskridelser på Snorrefeltet i 2008 er gitt i tabell under; Tabell 1-3 Overskridelse av utslippstillatelsen Utslippstillatelsens ramme/ Myndighetskrav 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. Ihht Aktivitetsforskriften kap. X-II, 55. Avvik Produsert vann Snorre A OIV-tallet for august endte på 30,6 mg/l. Oljemengder til sjø denne måned lå på vanlig nivå, 12,1 tonn, men pga rev.stans var vannmengder mindre enn vanlig. Jetting medførte et varslingspliktig forhold til myndigheter samme mnd. Drenasjevann Snorre A For september oversteg Snorre A snittet for tillatt oljekonsentrasjon i drenasjevann. Oljemengde til sjø denne måned ble beregnet til 23 kg. Drenasjevann Da det var problemer med å få injisert drenasjevann til sjø i 1. kvartal, gikk drenasjevann til sjø, og OIV-tallet endte på henholdsvis 35,7 og 45,9 mg/l i februar og april. Det gikk til sammen ut 28 kg olje disse månedene. Eventuelt Snorre A var nedstengt ifm revisjonsstans fra midten av august til ca 20. september. Avvik er behandlet internt i Synergi, ref RUH og R UH 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 overenstemmelse 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 Sta tus: Final Utløpsda to : Side 9 av 97

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 Sta tus: Final Utløpsda to : Side 10 av 97

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 3,0 2,5 MSm3 Olje og Vann Figur 1-2 Historiske data for produksjon av olje fra oppstart i 1992, samt prognoser ut feltets levetid (ihht RNB2009). 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 GSm3 Gass Gradering: Internal Sta tus: Final Utløpsda to : Side 11 av 97

12 1.6 Status nullutslippsarbeidet Dokumentasjon og møter med SFT med tilknytning til nullutslippsarbeidet; - Nullutslippsrapport til SFT, 1. juni 2003 (RA-SNORRE-00044) - Status i årsrapportene til SFT for 2003, 2004, 2005, 2006 og Status i brev til SFT 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 ble det avholdt et informasjonsmøte med SFT vedrørende bakgrunn for stans, på Helsfyr den 20. april 2006, samt oversendt SFT Tiltaksplan for håndtering av produsert vann på, (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 håndte ring av borekaks og bo revæsker, 1. september 2008 (AU-EPN OWE SN ). - Kommentarer til årsrapport 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-00097). Med prognosene for økt vannproduksjon de kommende årene, har Snorre fortsatt høy prioritet på arbeidet med å redusere oljeinnholdet i produsert vann. Kvaliteten på produsert vann på Snorre A og er betydelig bedret i løpet av de siste årene og oljemengde til sjø har vært tilnærmet likt de 4 siste årene og halvert i forhold til 2001, ref Tabell 1-6. Årssnittet av oljekonsentrasjonen er redusert fra et nivå på 30 mg/l til ca 15 mg/l for Snorre A og fra 30 mg/l til ca 5 mg/l på. Tabell 1-6 Utvikling av olje til sjø fra produsert vann fra Snorre A og 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, * S norre B-plattformen satt i produksjon i juni 2001 Gradering: Internal Sta tus: Final Utløpsda to : Side 12 av 97

13 Felles for Snorre A og viser at økt fokus og økte ressurser med daglig oppfølging, har resultert i bedret drift- og kjemikalieoptimalisering. På har online måler vært til stor hjelp ved overvåking av vannrensingen, slik at man raskt har kunnet detektere og sette i verk tiltak ved eventuelle problemer i prosessen. EIF for Snorre er funnet å være 50 % lavere enn det som ble lovet i nullutslippsarbeidet. Utslipp av rødt stoff er redusert fra 131 tonn i 2001 til 0,05 tonn i Null utslipp av svart stoff de siste årene. Vi refererer til Tabell 1-7 for gjennomførte og planlagte tiltak og kapittel 1.7 for kjemikalier. Environmental Impact Factor (EIF) er en miljøindeks som kvantifiserer risikoen for miljøskade ved utslipp av produsert vann. EIF verdien beregnes ut fra sammensetning og mengde produsert vann som slippes ut. I tillegg til et kvantitativt tall på miljørisikoen får man en oversikt over hvilke komponenter som bidrar til miljørisikoen. Tilsatte kjemikalier og naturlig forekommende komponenter inngår i verdien. EIF er spesielt godt egnet som et prioriteringsverktøy for å vurdere ulike tiltak med hensyn til produsert vann. I 2008 ble det utført EIF-beregninger på utslipp fra 2007 for Snorre A og. Resultatene fra beregningene er vist i Figur 1.3 og 1.4. Produsertvann kvaliteten er betydelig bedret på Snorre A i løpet av de 4-5 siste årene, og oljekonsentrasjonen er blitt redusert fra et snitt på ca 30 mg/l til 17 mg/l i Dette sammen med at det er tatt i bruk mer miljøvennlige kjemikalier har redusert EIF til 90 for (Nullutslippsrapport 2003 angir EIF nærmere 400 med tiltak i 2006). Gjenstående tiltak på Snorre A plattformen forventes å gi et betydelig bedre OIV-tall og dermed lavere EIF-verdi. CTour er gitt å skulle redusere løste hydrokarboner i tillegg til dispergert olje. Alifater gir det største bidraget med 29 % av total EIF, mens utslipp av korrosjonshemmer bidrar med 25 %. På er også produsertvann kvaliteten er betydelig bedret i løpet av de 5 siste årene, og oljekonsentrasjonen er blitt redusert fra et snitt på ca 30 mg/l til < 5 mg/l i fikk økte utslipp av produsert vann ved stans av PWRI i april Stans av PWRI har forøvrig medført; Stanset bruk av biosid, avleiringshemmer og korrosjonshemmer i injeksjonsvann (Injeksjonskjemikalier brukt i 2005; 62 tonn biosid, 82 tonn SI og 67 tonn av KI). Redusert forsuring av reservoaret og lavere H2S-produksjon og ved dette stor reduksjon av fremtidig bruk av H2S-fjerner (eks prognoser for 2011; bruk av 454 tonn H2S-fjerner uten reinjeksjon mot 9077 tonn ved injeksjon) Nitratinjeksjon kan tas i bruk (mer effektiv mot korrosjon enn biosid, reduserer vekst av sulfatreduserende bakterier og H2S-dannelse) EIF for SNB ble beregnet til 19 for 2007 (nullutslippsrapport 2003 angir EIF til 0 med tiltak i 2006). Kjemikalier bidrar lite i EIF verdien. Gradering: Internal Sta tus: Final Utløpsda to : Side 13 av 97

14 Snorre A 2007 EIF = 90 KI % Methanol 1 % BTEX 6 % Naphthalenes 7 % 2-3 ring PAH 14 % HR % 4-ring+ PAH 1 % Phenol C0-C3 4 % Phenol C4-C5 3 % Alifater 29 % Phenol C6-C9 1 % Figur 1.3 EIF for Snorre A 2007 EIF = 19 TEG 1 % Ni 1 % SI-4573 Methanol 2 % 5 % BTEX 18 % Alifater 20 % Phenol C4-C5 5 % Naphthalenes 18 % Phenol C0-C3 7 % 4-ring+ PAH 1 % 2-3 ring PAH 20 % Figur 1.4 EIF for Gradering: Internal Sta tus: Final Utløpsda to : Side 14 av 97

15 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. På Snorre A prøvde man i 2007 et nytt kakstørkeanlegg for å redusere mengden farlig avfall. Etter en lang oppstartsfase fungerte anlegget godt ved normale kaksmengder, men som beskrevet i fjorårets årsrapport viste det seg at anlegget hadde flere svakheter, og oppsamling i tanker for frakt til land er derfor den primære løsningen i dag. Utfra 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. Gradering: Internal Sta tus: Final Utløpsda to : Side 15 av 97

16 Tabell 1-7 Status på nullutslippsarbeidet oljeholdig vann, akutte utslipp og boreavfall Installasjon Teknologibeskrivelse Status Forventet tidsplan for gjennomføring Alle Snorre A/Vigdis Optimalise ring a v kjemika lie bruk og utskiftning av kjemikalier Økt gjenbruk av borevæsker o g redusert kjemikalieforbruk Re duksjon av dispergert olje fra uts lippsvann Pågår kontinuerlig. Ref kap 1.7 fo r substitusjon av kjemika lier - Ny innmat separatorer (2007; skiftet i avg.tank sa mt nytt skimme a rrangement) Gjennomføres ved behov Sist Mo difikasjo ner på innma t og skimmearra nge ment på Snorre a vgassingtank Gjennomføres ved behov Gj.fø rt I re v.stans Nye hydrosyklon line re Gjennomføres ved behov Besluttet to nye i Gjenno mgang av produksjonsanleggene på SN A a v ekstern ekspertise for å kartlegge effe ktive muligheter for forbe dringer av vannre nseanle ggene. Gjennomføres ved behov Sist i 2008 (Mator) - Økt ledelsesfo kus med konkre te målsetninger og da glig oppfø lging. Gjennomført, kontinuerlig - - Insta llere onlinemåle r på SNA/Vigdis a vgassingtank (SNOREV) Forbe re delser startet 2010 Re nseanlegg (ve d nå værende va nnpro d.profile r) - Epco n-anle gg for Vigdis 2. trinn (kap Sm3/d) Imple mente rt Nytt Epcon CFU Vigdis 2. trinn Imple mente rt C-To ur Snorre 1.trinn (+ for test sep. HP) (gjenstå r fortsatt litt a rbeid før oppsta rt) Installert Oppstart Rev.stans 2007 Vår/Sommer 2009 Snorre A Introduse re ny H 2S-fjerne r Imple mente rt 2005 Snorre A/Vigdis IOR Realisering/videreføring av Snorre -Vigdis IOR med ø kte vannmengder; - Fullstendig gjennomgang a v produse rt vann systemet Pågå r Gradering: Internal Sta tus: Final Utløpsda to : Side 16 av 97

17 Installasjon Teknologibeskrivelse Status Forventet tidsplan for gjennomføring på SNA gjøres av SNOREV (Snorre Rede velo pment) - C-To ur Vigdis 1. trinn Bes lutte t Oppstart 2009/ Ny a vgassingstank Snorre A Bes lutte t nytt re jectsystem Snorre A og vigdis Bes lutte t Epco n på Snorre 2.tr. (+ for test sep. LP ) Tie-in pkt. re v.stans vår Vurde re r nytten på ny (fo rtsa tt ikke vann) Vann ved LP produks jo n. HOLD Snorre A/Vigdis Installere sandfjerningsanlegg Tore syklon Tie-in pkt. re v.stans vår 2006 Sommer Reduksjon a v disperge rt o lje fra utslippsvann bl.a. vha onlinemåling, drift- og kjemikalieo ptima lie ring og auto matisk skimmeprosess av a vgassingstank Imple mente rt, kontinuerlig oppfølging Nye linere i forbedre t teknologi i hydrocyclone r Imple mente rt Snorre RESU Reduksjon a v disperge rt o lje fra utslippsvann bl.a. vha IOR-modifikasjone r so m medfører installering av ny hydros yklo n med mer optimal ope rasjon a v linere, ekstra on-line oiw måler, utvidet/forbedret flokkulant injeksjon, re -routing a v overbordlinje for å mins ke prosessforstyrrelser. Tilre ttelegging for og reinjeksjon a v vann ved brønnopprensking Akutte utslipp: - Etablere tilta ksplan for doble barrierer til s jø og for å reduse re akutte utslipp fra boring. O dfje ll utfø rte gjenno mgang av teknisk uts tyr og ope rasjonelle forhold i Bes lutte t 2010 Imple mente rt 2007 Sys te mgj.gang , Ny gjennomgang i Etablert ka meratsjekk-rutine (SNB) og ø ke t be manning (SNA) i pumpe ro m ved overføring av væske r Imple mente rt Gradering: Internal Sta tus: Final Utløpsda to : Side 17 av 97

18 Installasjon Teknologibeskrivelse Status Forventet tidsplan for gjennomføring - Agite ring og overløp av slurry ho lding ta nker (SNB) Anbefalt i LAR -Div. mo difikasjoner, primært optimalisering a v dren rundt rotasjonsbord (SNB) Godkjent PLT-råd Vurderes - BOP -> mo difikasjoner utført i 2007 Gjennomført - BOP -> Studie mht bruk av do ble ba rrierer o g nye modifikasjoner (SNA + SNB) Snorre RESU Re dusere a vfalls mengder fra boring: SNB; - Sepa ra t brønn fo r injeksjon av kaks og s lop Imple mente rt Sommer Kontro lle re r bo re hastighet fo r å min. skip-bruk (volum kaks til land red. ca 60-90% a vh.) SNA; Gjennomført Insta llere kakstø rkea nlegg (inkl. bulks yste m for tra nsport) Installert 2006 Testet på brønn P - 32A Vurderes og evalue res vide re - Nye tankvaske r (gitt red. volum av vaskevann 80%) Installert 1.Q Etablere strate gi fo r håndtering av ilandført og tørket ka ks -> Inngå r i TFM-plan Gjennomført - Etablere strate gi fo r håndtering av slop (Installering av renseenhet presentert av leverandør, me n midlertidig stoppet pga hø y aktivitet på øvrige modifikasjoner på installas jo nen) Stra tegi e tablert Evalueres videre Gradering: Internal Sta tus: Final Utløpsda to : Side 18 av 97

19 1.7 Kjemikalier som skal prioriteres for utfasing Tabell 1-8 viser hvilke kjemikalier som er substituert på Snorre i 2008 og tabell 1-9 viser hvilke kjemikalier som skal prioriteres for substitusjon i henhold til SFTs krav. Halliburton har kontrakten for bore- og kompletteringskjemikalier på Snorre, og har utarbeidet utfasingsplaner for sine produkter. Av røde bore- og brønnkjemikalier som går til utslipp er det bare Biogrease LTV som ikke er faset ut. Dette smøremiddelet har i år vært brukt av fartøyet Island Froniter som har utført brønnintervensjoner på Snorre UPA. StatoilHydro har igangsatt et arbeid for å finne et mer miljøvennlig produkt som kan erstatte dette produktet. En ny kandidat i antatt gul kategori er identifisert, men det gjenstår enda å feltteste produktet før det eventuelt blir kvalifisert for bruk. 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 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. Store voksproblemer i eksportrørledning fra til Statfjord B i 2005, resulterte også i at man gikk tilbake til rødt kjemikalie for en periode. Gul vokshemmer ble tatt i bruk igjen januar Driftsproblemer kan gi behov for et lite forbruk og utslipp av rødt stoff i tillegg til vannsporstoff og hydraulikkvæske. Kjemikalie for substitusjon Tabell 1-8 Kjemikalier substituert i 2008 Funksjon Klassifisering Nytt kjemikalie Kommentar (m. tidspkt. for utfasing) Hjelpekjemikalier Spylervæske Spylervæske rød Erstattet av spylervæske uten fargestoff Brukt på SNB i 2008 Ferdigblandet Oljebasert borevæske EZ MUL 2F (NS) Emulgeringsmiddel rød EZ MUL NS (gul)/ BDF-364 Ikke brukt i 2008 (gul) *EZ MUL NT (NS) Emulgeringsmiddel rød EZ MUL NS (gul)/ BDF-364 Ikke brukt i 2008 (gul) *Invermul 2F (NS) Emulgeringsmiddel rød BDF-364 (gul) / Invermul NT ved høy Ikke brukt i 2008 temperatur og høyt trykk (rød) Komple ttering *Baracor 100 Korrosjonsinhibitor rød Ikke erstattet av annet produkt Ikke brukt i 2008 Gradering: Internal Sta tus: Final Utløpsda to : Side 19 av 97

20 Tabell 1-9 Kjemikalier som prioriteres for substitusjon i 2009 Substitusjonskjemikalier Produksjonskjemikalier Dyno DF-522-C Vanninjeksjonskjemikalier DF-550 (SNA) Hjelpekjemikalier Oceanic HW 443 Anti Freeze Brønnoperasjoner m.m. Vilkår stilt Status utfasing tatt inn på ny tatt inn på ny februar 2006 Biogrease LTLV Nytt kjemikalie/kommentar - Det har pågått en del testing av gule skumdempere på Snorre A og 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 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 Dato ikke fastsatt Polybutene Multigrade Dato ikke fastsatt Statoil marine gassolje (diesel) Dato ikke fastsatt Brukes på SNB (og Vigdis) Arbeid med å finne erstatningsprodukt er startet. Ikke brukt i Nytt produkt i antatt gul kategori er identifisert. StatoilHydro jobber med å få til felttesting. Benyttes i lukket system uten utslipp til sjø. 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. Oljebasert borevæske Geltone II 2006(1) Det tas sikte på å erstatte produktet med BDF-460 (gult). Invermul NT 2006(1) Dato ikke fastsatt Beredskapskjemikalie Arctic Foam 201 SF AFFF 1% *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 Dato Ikke fastsatt 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. Erstattet CDR Liquid Power (svart). Har unngått bruken av DR-408 hittil. Ikke brukt i Ikke brukt i 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 2008 Gradering: Internal Sta tus: Final Utløpsda to : Side 20 av 97

21 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 2008, 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 SNORRE A 34/7-P-29 A SNORRE A 34/4-C-4 H SNORRE B 34/4-K-8 H SNORRE B 34/4-L-1 H SNORRE B 34/4-L-2 H SNORRE B 34/4-L-3 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 SNORRE A 34/7-P-29 A SNORRE A 34/4-C-4 H SNORRE B 34/4-K-8 H SNORRE B 34/4-L-1 H SNORRE B 34/4-L-2 H SNORRE B 34/4-L-3 H SNORRE B Gradering: Internal Sta tus: Final Utløpsda to : Side 21 av 97

22 Forbruket av vannbasert borevæske var omtrent på samme nivå som året før. Andelen som gikk til utslipp var derimot høyere. Dette har sammenheng med at forbruket i 2008 har blitt benyttet til boring av nye topphull og en lang 26 seksjon på (K-8-H), mens det i 2007 var en relativt større andel som ble brukt til brønnoperasjoner og ikke ble sluppet til sjø. All kaks etter boring med vannbasert borevæske ble sluppet til sjø. På C-4 H og P-29 A ble vannbasert borevæske brukt til henholdsvis dreping av brønn og forberedende arbeid før boring av 16 seksjon, og det ble ikke generert kaks. Figur 2-1 gir en sammenligning av tidligere års forbruk og utslipp av vannbasert borevæske på Snorre. M Forbruk Utslipp Figur 2-1 Forbruk og utslipp av vannbasert borevæske Gradering: Internal Sta tus: Final Utløpsda to : Side 22 av 97

23 2.2 Boring med oljebasert borevæske Tabell 2-3 gir en oversikt over data relatert til oljebasert borevæske i 2008, 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 SNORRE A 34/7-P-10 A 34/7-P-22 A 34/7-P-29 A SNORRE A SNORRE A SNORRE A 34/4-C-1 H SNORRE B 34/4-K-8 H SNORRE B 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 SNORRE A 34/7-P-10 A 34/7-P-22 A 34/7-P-29 A SNORRE A SNORRE A SNORRE A 34/4-C-1 H SNORRE B 34/4-K-8 H SNORRE B (På K-8 H er det en liten ubalanse i kaksdisponeringen grunnet beregningsfeil i EW når det er registrert flere seskjoner med ulik hullfaktor, ref. avsnitt i OLFs veiledning til opplysningspliktforskriften) Gradering: Internal Sta tus: Final Utløpsda to : Side 23 av 97

24 Det største forbruket av oljebasert borevæske i 2008 var på brønn P-29 A (Snorre A) og K-8 H (Snorre B). Totalforbruket var på samme nivå som i Oljebasert borekaks generert på ble for det meste injisert, mens kaks fra Snorre A ble sendt til land for behandling. 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 Boreaktiviteter Tabell 2-5 viser en oversikt over boreaktivitetene på Snorre A og B i I tillegg har fartøyet Island Frontier utført to lette brønnintervensjoner på Snorre UPA, brønn 34/7-A-5 AH og 34/7-A-10 H. Tabell 2-5. Oversikt over boreaktiviteter Innretning Brønn Type Vannbasert Oljebasert SNA 34/7-P-29 A Boring ¼ - 8 ½ - 6 SNA 34/7-P-10 Brønnoperasjon Slot recovery SNA 34/7-P-10 A Boring 12 ¼ - 8 ½ SNA 34/7-P-22 Brønnoperasjon Slot recovery SNA 34/7-P-22 A Boring ¼ SNB 34/4-C-1 HT2 Boring 8 ½ SNB 34/4-C-4 HT2 Brønnoperasjon Workover SNB 34/4-K-8 H Boring 26 17½ - 12 ¼ - 8 ½ - 6 SNB 34/4-L-1 H Boring 36 SNB 34/4-L 3 H Boring 36 SNB 34/4-L 2 H Boring Gradering: Internal Sta tus: Final Utløpsda to : Side 24 av 97

25 3 Utslipp av oljeholdig vann 3.1 Utslipp av olje med produsert vann Oljeholdig vann fra produksjonsplattformene kommer fra følgende hovedkilder: Produsert vann (formasjonsvann og sjøvann med oljeforurenset vann i forbindelse med jetting) Drenert vann (oljeholdig avfallsvann) Mengde produsert vann til sjø fra Snorre plattformene er nærmest doblet fra 2005 til 2008 (fra 6 til 11 Mill Sm3), men på grunn av bedret vannkvalitet ligger mengde olje til sjø på samme nivå (ca 153 tonn). Olje i vann rapporteres som oljeindeks i henhold til OSPAR-modifisert utgave av ISO , som måler oljehydrokarbonindeks C7-C40. Felles for både Snorre A og viser at økt ledelsesfokus, økte ressurser med daglig oppfølging, har resultert i bedret drift- og kjemikalieoptimalisering. Fra har man fått økte utslipp av produsert vann ved stans av PWRI (Produced Water Re- Injection) og økte mengder vann. Basert på prognoser for H 2 S-produksjon på, ble det gjennomført en studie for å utrede konsekvenser ved reinjeksjon av produsert vann. Anbefalingen fra dette arbeidet var å avslutte reinjeksjon av produsert vann på, ref RA-SNORRE Snorre LED sluttet seg til konklusjonene og anbefalingene i rapporten. Videre ble det bekreftet korrosjon av svært alvorlig grad i vanninjeksjonssystemet. Årssnittet av oljeinnhold i produsert vann er redusert fra et nivå på ca 30 mg/l til under 5 mg/l i Også på Snorre A er det utført tiltak som har bedret kvaliteten på produsert vann, og årssnittet er gått ned fra et område på 30 mg olje per liter før 2006 til et nivå på ca 15 mg/l. Det har vært store utfordringer med prosessanleggene i 2008, noe som medførte en økning på 2 mg/l fra 2007 til 2008, og årssnittet endte på 17 mg/l. Gradering: Internal Sta tus: Final Utløpsda to : Side 25 av 97

26 3.1.1 Utslippskilder og renseanlegg Snorre A og Vigdis Andelen av vann fra Vigdis som slippes ut med produsertvannet fra Snorre A-plattformen øker stadig, og utgjorde ca 30 % 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 3-1. Rensesystemet for produsert vann fra Snorre A består av hydrosyklonanlegg nedstrøms første trinnsog 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. C-Tour ble installert på Snorre 1. trinn separator høsten 2007 og planlegges installert våren/sommeren 2009, ref Tabell 1-7 Status på nullutslippsarbeidet for øvrige planer. 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 Rensesystemet på 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 installert nye linere med forbedret teknologi. On-line målere har vært til god hjelp ettersom man raskt får deteksjon hvor man har problemer i prosessen og tiltak iverksettes raskere. Som jetvann på 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 Sta tus: Final Utløpsda to : Side 26 av 97

27 Figur 3-1 Renseanlegg for Snorre A og Vigdis (test separator inngår ikke i figur) Figur 3-2 Renseanlegg for Gradering: Internal Sta tus: Final Utløpsda to : Side 27 av 97

28 3.1.2 Utslipp av olje med vann Produsert vannmengder til sjø fra Snorre A, Vigdis og har ligget på samme nivå de 3 siste årene og var nærmere 11 mill Sm3 for Tabell 3-1 gir en oversikt over utslipp av oljeholdig vann fra feltet i Oljemengde til sjø i 2008 er redusert med 21 % fra år 2000 og med 53 % fra år 2001, se Figur 3-4. Figur 3.3 viser historiske utslipp av produsert vann til og med 2008 og videre prognoser. 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 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, gir en dump i kurven for produsert vann til sjø disse årene. Tabell 3-1 Utslipp av olje og oljeholdig vann Vanntype (m3) Disp. oljekons. til sjø (IR freon) (mg/l) Disp. oljem. til sjø (IR freon) Oljeindex til sjø (ISO metode) (mg/l) Oljeindex mengde til sjø (ISO metode) Vannvolum til sjø (m3) Total vannmengde Injisert vannmengd e (m3) Eksportert vannmengde (m3) Imp. vannm engde (m3) Vann i olje eksp. (m3) Produsert Fortregning Drenasje Jetting Gradering: Internal Sta tus: Final Utløpsda to : Side 28 av 97

29 30,00 Produsert vann til sjø fra Snorre plattformene MSm3 Vann 25,00 20,00 15,00 10,00 Tonn 5,00 0,00 Produsert Vann til sjø - Snorre & Vigdis Produsert vann reinjisert fra Produsert V ann til sjø - eksl Vigdis Figur 3-3 Produserte mengder vann, historikk og prognose (ihht RNB2009) Figur 3-4 Utslipp av olje med produsert vann fra Snorre fra 1999 Gradering: Internal Sta tus: Final Utløpsda to : Side 29 av 97

30 3.1.3 Analyse og prøvetaking av oljeholdig vann Prøve for olje i vann analyser samles opp 3 ganger i døgnet på Snorre A og 4 ganger i døgnet på til en døgnprøve. Analyser av prøven utføres av laboratorietekniker på plattformlaboratoriet og benyttes til beregning av oljemengde til sjø på døgnbasis. Prøvene ekstraheres med pentan, og ekstraktet blir kromatografert gjennom florisil før analyse på IR flatcelle (Infracal). Infracal analyseresultater korreleres mot standard metode: OSPAR (modifisert utgave av ISO ) som måler oljeindeks C7-C40. Prinsippene for korrelering av infracal mot standardmetoden baserer seg på OSPAR ref.nr ( OIL IN PRODUCED WATER ANALYSIS GUIDELINE ON CRITERIA FOR ALTERNATIVE METHOD ACCEPTANCE AND GENERAL GUIDELINES ON SAMPLE TAKING AND HANDLING). Usikkerhet knyttet til olje i vann analyse med infracal er + 15 % ved måleverdier over 5 mg/l og + 50% for måleverdier under 5 mg/l. Deteksjonsgrensen er 2 mg/l. Usikkerhet knyttet til prøvetaking er ikke med i disse usikkerhetene. På 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. Årlig uavhengig kontroll av prøvetaking og analyse, er blitt utført på begge plattformene i 2008 (av West-Lab). For mer detaljer henvises til egne måleprogrammer. 3.2 Utslipp av løste komponenter i produsert vann Prøver for analyse med hensyn på aromater, fenoler, organiske syrer og metaller ble tatt ut to ganger i 2008 etter avtale med SFT. Gjennomsnittlig konsentrasjon er brukt for beregning av årlig utslipp. Tungmetaller ble analysert hos ALS ved hjelp av ICP/MS, modifisert EPA og Prøvene blir ikke filtrert, men fortynnes 1/10 og tilsettes syre. For kvikksølv er prøvene oppsluttet i mikrobølgeovn for å unngå interferens fra olje. For kvantifisering er det benyttet atomfluorescens. I regi av Forskningssenteret i Porsgrunn ble det i 2008 gjennomført et interferensstudium samt en sammenligning mellom konsentrasjon i produsert vann og nivåer i sertifisert sjøvann. Kvantifiseringsgrensene for tungmetaller er påvirket av stoffer som interfererer i den instrumentelle analysen slik at de blir høyere enn kvantifiseringsgrensene basert på blank prøver (saltløsning). Dette er vist i tabellen under. Kvantifiseringsgrensene for produsert vann varierer fra felt til felt, da innhold av interfererende stoffer varierer. Figuren under viser at kvantifiseringsgrensene i rapporteringen for produsert vann er høyere enn for bakgrunnskonsentrasjon i sjøvann. Dette betyr at det i mange tilfeller ikke er mulig å bestemme tungmetaller i produsert vann ned til et bakgrunnsnivå sjøvann. Gradering: Internal Sta tus: Final Utløpsda to : Side 30 av 97

31 Kvantifiseringsgrenser for produsert vann prøver sammenlignet med kvantifiseringsgrense for blankprøve. Metal Variasjonsområde fpr kvantifiseringsgrense for produsert vann Kvantifiseringsgrense for blank prøver As 0,5-5 5 Cd 0,3-0,5 0,05 Cr 0,1-0,2 0,1 Cu 0,5-3 0,5 Pb 0,3-2 0,3 Zn Hg 0,002-0,08 0,002 Ni 0,5-3 0, µg/l As Cd Cr Cu Pb Zn Hg Ni Høyeste kvantifiseringsgrense prod.vann Kvantifiseringsgrense for blank Sjøvannsnivå Høyeste kvantifiseringsgrense for produsert vann, for blankprøver sammenlignet med nivåer i sjøvann (sertifisert referansemateriale) Gradering: Internal Sta tus: Final Utløpsda to : Side 31 av 97

32 Radioaktivitet er målt hos IFE. SFT påpekte i de generelle kommentarene til fjorårets rapporter at det er store svingninger i utslipp av løste komponenter. Hvis en imidlertid sammenligner konsentrasjonene i produsert vann fra år til år og ikke de beregnede utslipp blir forskjellene mindre. Dette gjelder både organiske komponenter og innholdet av tungmetaller. StatoilHydros Forskningssenter i Porsgrunn har jobbet med denne problemstillingen og i tabellen under er det listet de faktorer som forventes å påvirke konsentrasjonene i det produserte vannet. Dette er det gjort rede for i rapport fra OLF til SFT, november (DISPERGERT OLJE OG LØSTE KOMPONENTER I PRODUSERT VANN, OLFs arbeidsgruppe mainov. 2008). I en rapport som nylig er utkommet er det konkludert med at utslippene fra offshore-virksomheten er relativt små sammenlignet med de nasjonale utslippene. Videre er det konkludert med at utslipp av produsert vann ikke har gitt påvisbare effekter på miljøet (fra Oljedirektoratet, SFT og Statens Strålevern, desember 2008). Derfor vurderes en prøvetakingsfrekvens på 2 ganger å være tilstrekkelig også i Faktorer som bidrag til variasjon i konsentrasjon i produsert vann til sjø Måleparameter Oljeinnhold BTEX Alkylerte fenoler og PAH-er Organiske syrer Tungmetaller Faktorer som bidrag til variasjon i konsentrasjon i produsert vann til sjø Type og drift av separasjonssystemer oppstrøms renseanlegg & bruk av kjemikalier Type og drift av renseanlegg Fra formasjonene, lite BTEX fra tunge oljer Det kan bli en økning i BTEX dersom kondensat brukes som i C-tour Det kan bli en økning i BTEX dersom naturgass brukes som trykkstøtte Prøvetaking kritisk for partikkelbundne komponenter (noen PAH-er) Oljekvalitet dvs. fra reservoaret. Type og drift av separasjonssystemer oppstrøms renseanlegg & bruk av kjemikalier Type og drift av renseanlegg Oljekvalitet dvs. fra reservoaret. Hyppig bruk av biocid kan gi mye syrer. Renseanleggene renser ikke ut organiske syrer Fra bergartene i reservoaret. Sulfider i reservoarbergartene kan gi Zn og Pb Kan også komme fra materialbruk som korrosjonsprodukter. Rustfritt stål består av 5 % Ni, 22 % Cr, 2-3 % Mo, resten ca. 70 % Fe. Hvis vi har Ni, men ikke Cr så kommer det antagelig fra reservoaret. Prøvetaking kritisk for partikkelbundne komponenter (noen elementer) Gradering: Internal Sta tus: Final Utløpsda to : Side 32 av 97

33 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 Sandspyling / Jetting StatoilHydro har installert flere sandmålere på produksjonsrørledninger. Disse målerne brukes i forbindelse med tilstandsovervåkning og produksjonsoptimalisering. De ulike teknologiene er i hovedsak basert på erosjonsprober og akustiske sensorer. StatoilHydro sin erfaring over flere år, tilsier at disse teknologiene ikke anbefales ved myndighetsrapportering for å angi nøyaktig sandmengde. Den sanden som kommer med brønnstrømmen vil fordele seg videre i produksjonsanlegget. En andel av sanden vil følge med produsert vann til sjø; både gjennom produsert vanns renseanlegg og gjennom jettesystemer. På Snorre A blir det estimert totale oljeutslipp ved jetting av enkelttanker basert på en serie målinger, som jevnlig oppdateres. Oljevedheng på sand måles for å verifisere vedhengsprosenten i henhold til krav (Aktivitetsforskriften 59). Sand-prøver sendes til laboratorie på land for analyse. Mens på Snorre B blir oljeinnhold fra produsert vann analysert ved hver jetting, og oljemengde til sjø beregnes ut fra oljekonsentrasjon og vannmengde. På blir sanden injisert i en kaksinjektor. Dersom sanden ikke injiseres blir den vasket i en sandvasker. Før sanden dumpes til sjø blir det tatt sandprøver som analyseres for å verifisere olje mengden i henhold til myndighetskrav. Sand-prøver sendes til laboratorie på land for analyse minst en gang årlig. Total oljemengde som går til sjø ved jetting fremkommer i EW rapportering, ref. Tabell 3.1. 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 A inklusiv Vigdis. Oversikt over alle komponentene i produsert vann er vist i Vedlegg10 (tabeller 10.7). Gradering: Internal Sta tus: Final Utløpsda to : Side 33 av 97