Security Classification: Open - Status: Final. Årsrapport 2015 til Miljødirektoratet for Gullfaks AU-GF-00057

Transkript

1 Årsrapport 2015 til Miljødirektoratet for Gullfaks

2 Tittel: Årsrapport 2015 for Gullfaks Dokumentnr.: Kontrakt: Prosjekt: AU-GF Gradering: Open Utløpsdato: Distribusjon: Kan distribueres fritt Status Final Utgivelsesdato: : Eksemplar nr.: Forfatter(e)/Kilde(r): Roald Kåre Nilsen og Elisabeth Westad Myrseth Omhandler (fagområde/emneord): Ytre Miljø. Utslipp til luft og sjø. Kjemikalier, Avfall Merknader: : Ansvarlig for utgivelse: Oppdatering: Myndighet til å godkjenne fravik:

3 Innhold 1 Status Feltstatus Status på nullutslippsarbeidet Teknologi- og kostnytte vurdering for håndtering av produsert vann Status for kjemikalier prioritert for substitusjon Overskridelser av utslippstillatelser/avvik Forbruk og utslipp knyttet til boring Boring med vannbasert borevæske Boring med oljebasert borevæske Boring med syntetisk borevæske Borekaks importert fra andre felt Oversikt over bore- og brønnaktiviteter i rapporteringsåret Oljeholdig vann Olje og oljeholdig vann Utslipp av naturlige komponenter i produsert vann 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 Vannsporstoff Forbruk og utslipp av beredskapskjemikalier Brannskum Bore- og brønnkjemikalier Evaluering av kjemikalier Substitusjon av kjemikalier Usikkerhet i kjemikalierapporteringen Bruk og utslipp av miljøfarlige stoff Kjemikalier som inneholder miljøfarlige stoff Forbindelser som står på Prioritetslisten, St.melding.nr. 25 ( ), som tilsetninger og forurensninger i produkter Brannskum Page 3 of 98

4 7 Forbrenningsprosesser og utslipp til luft Generelt Forbrenningsprosesser NOx Utslipp ved lagring og lasting av olje Diffuse utslipp og kaldventilering Bruk og utslipp av gassporstoff Utilsiktede utslipp Utilsiktete utslipp av olje Utilsiktede utslipp av kjemikalier Utilsiktede utslipp til luft Avfall Farlig avfall Kildesortert avfall Vedlegg Page 4 of 98

5 Innledning Rapporten dekker produksjon, forbruk av kjemikalier, utslipp til sjø og luft og håndtering av avfall fra Gullfaksfeltet i år Rapporten er bygd opp i henhold til Miljødirektoratets veileder for årsrapportering fra Petroleumsvirksomheten (Opplysningsforskriften). Utslipp fra Gimle, Gullfaks satellitter, Tordis og Visund Sør som skjer ved Gullfaksinnretningene er inkludert i rapporten. Det skrives egen årsrapport for Gullfaks Satellitter (ref. AU-TPD D&W MU-00196). 1 Status 1.1 Feltstatus Gullfaks er et olje- og gassproduserende felt lokalisert i Tampen-området i den nordlige delen av Nordsjøen på norsk sokkel. Utbygging ble godkjent , og feltet ble satt i produksjon Rettighetshaverne er Statoil 51 %, Petoro 30 % og OMV 19 %, og Statoil er operatør. Lisensperioden for Gullfaks går ut i 2016, men Statoil har som mål å få forlenget levetiden for feltet og lisensperioden. Gullfaks A sendte inn søknad om levetidsforlengelse i mai Tilsvarende søknader vil bli sent for Gullfaks B og Gullfaks C i hhv og Rapporten omfatter følgende felt og innretninger: - Gullfaks A, B og C (GFA, GFB og GFC) - Gullfaks satellitter (produksjon) - Gimle - Tordis (produksjon) - Visund Sør (produksjon) Gullfaksfeltet er bygget ut med tre betongplattformer; Gullfaks A (GFA), Gullfaks B (GFB) og Gullfaks C (GFC) som alle ligger i blokk 34/10. Olje lagres og lastes på feltet og føres til land med tankskip. Prosessert gass fra Gullfaks overføres via Statpipe rørledningen til Kårstø. Der behandles våtgassen, og tørrgassen transporteres via Ekofisk til Emden i Tyskland. Alternativt overføres prosessert gass til UK (Tampen Link) for behandling. Satellittfeltene på Gullfaksfeltet omfatter følgende: - Gullfaks satellitter: felles betegnelse for feltene Gullfaks Sør, Gullveig, Rimfaks og Skinfaks. Gullfaks Sør og Rimfaks er olje- og gassfelt som ligger henholdsvis 8 km sør og 16 km sør-vest for Gullfaks A. Gullveig er et lite oljefelt som ligger omlag 7 km nord for Rimfaks. Feltene er bygget ut med undervanns produksjonssystemer, og brønnstrømmene blir overført til Gullfaks A og Gullfaks C for prosessering, lagring og lasting av olje. Gullfaks Sør økt Oljeutvinning (GSO) kom i drift i juli 2015 og produksjonsstrømmen prosesseres på GFA. Gullfaks subsea Compression (GSC) på Gullfaks Sør kom i drift i november 2015 og produksjonsstrømmen prosesseres på GFC. - Tordis: Tordisfeltet er bygget ut med frittstående undervannsbrønner knyttet til en sentral manifold. Olje og gass fra Tordisfeltet prosesseres på Gullfaks C, og eksporteres sammen med olje og gass fra Gullfaksfeltet. - Visund Sør: Olje og gass fra undervannsfeltet Visund Sør prosesseres på Gullfaks C og eksporteres sammen med olje og gass fra Gullfaksfeltet. Page 5 of 98

6 Gimle er et mindre reservoar nordøst for Gullfaksfeltet. Feltet er bygget ut med flere horisontale brønner boret fra Gullfaks C, der prosesseringen også foregår. Eksporteres sammen med olje og gass fra Gullfaksfeltet. Fra Vigdis- og Visundfeltet overføres stabilisert olje til Gullfaks A for lagring og eksport. GFA har hatt korte nedstengninger av deler av prosessanlegget i forbindelse med vedlikeholdsoppgaver. Også i 2016 planlegges det kun korte nedstengninger av deler av prosessanlegget i forbindelse med vedlikeholdsoppgaver. Gullfaks-Rimfaksdalen prosjektet (GRD) er i gjennomføringsfasen. Forberedelser til driftsstart inkludert blant annet oppkobling av rørledninger og kontrollkabler til GFA vil bli gjort våren/sommeren 2016, og planlagt produksjonsstart er i 4. kvartal GFB har kun hatt korte nedstengninger av deler av prosessanlegget i forbindelse med vedlikeholdsoppgaver. I 2016 planlegges det også med kun korte nedstengninger av prosessanlegget i forbindelse med vedlikeholdsoppgaver. Boreanlegget på GFB har vært under oppgradering siden mai Oppgraderingen var ferdig i september 2015, og boreaktiviteten startet da opp igjen. GFC hadde revisjonsstans fra 20. august til 4. september. I tillegg har det vært kortere nedstenginger i deler av prosessanlegget i forbindelse med vedlikeholdsoppgaver. I 2016 planlegges det kun korte nedstenginger i forbindelse med vedlikeholdsoppgaver. I forbindelse med at Kårstø skal ha revisjonsstans høsten 2016 vil det bli redusert gasseksport fra Gullfaks. Tabell 1.1 viser utslippstillatelser for Gullfaksfeltet gjeldende for 2015 pr Tabell 1.1 Gjeldende utslippstillatelser for Gullfaks. Utslippstillatelser Dato Mdir referanse 2013/735 Tillatelse til kvotepliktige utslipp av klimagasser for Gullfaks Tillatelsesnr T Versjon /2001 Tillatelse etter forurensningsloven for Boring og produksjon Tillatelsesnr T, på Gullfaksfeltet Statoil Petroleum AS. Endringsnummer 13. Tillatelse til videre felttesting av kjemikalier på Tordis-feltet i /2001 Midlertidig tillatelse til bruk og utslipp av barriereolje på flerfasepumpe på Gullfaks A /2001 Tillatelse til forbruk og utslipp av vokshemmer på Gullfaks A i forbindelse med oppstart av produksjonsbrønner på Gullfaks /2001 Sør og Gullfaks Rimfaksdalen Tillatelse til økt forbruk og utslipp av kjemikalier på Gullfaks C (Tordisfeltet og havbunnskompressorstasjonen på /2001 Gullfaks Sør) Tillatelse til forbruk og injeksjon av vaskekjemikalier for /2001 Page 6 of 98

7 Utslippstillatelser Dato Mdir referanse Gullfaks A Tillatelse til forbruk og utslipp av kjemikalier i forbindelse med installasjon av havbunnskompressorstasjon på /2001 Gullfaksfeltet Endret tillatelse til forbruk og utslipp av kjemikalier i forbindelse med installasjon av havbunnskompressorstasjon /2001 på Gullfaksfeltet Bruk og utslipp av kjemikalier i forbindelse med forberedelse til oppstart av nye havbunnsrammer og rørledning på /2001 Gullfaks Sør Utslipp til sjø i forbindelse med fjerning av pigg loop på Gullfaks Sør /2001 Endret tillatelse til utslipp i forbindelse med forberedelse til oppstart av nye havbunnsrammer og rørledninger på Gullfaks Sør /2001 Tillatelse til brenning over brennerbom på riggen Songa Dee 2013/2001 i forbindelse med operasjoner på brønn 34/10-G-4 på AU-DPN OW GF Gullfaks Sør Tillatelse til forbruk og utslipp av stimuleringskjemikalier på Gullfaksfeltet (brønn 34/10-C-32 A) /2001 Status for midlertidige tillatelser: Felttesting av kjemikalier på Tordis (langsiktig løsning). Den nye korrosjonshemmeren har gitt bedret effekt med hensyn på korrosjon. De nye kjemikalene har også medført vesentlig reduksjon i oljekonsentrasjonen i produsertvannet på GFC, se kap 3 for detaljer. Forbruk og utslipp av kjemikalier har vært innenfor rammene angitt i tillatelsen. Forbruks- og utslippsmengdene inngår i kap. 4 og 5, samt i relevante vedleggstabeller i denne rapporten. Bruk av Shell morlina S2 BL5 (barriereolje) på Gullfaks A. Gullfaks A har en midlertidig tillatelse til bruk av barriereoljen Shell morlina S2 BL5 på flerfasepumpe. Det er sendt inn flere søknader om utvidelse av rammen ( , og ), men disse var ikke ferdigbehandler fra Miljødirektoratet medio mars Både forbruk og utslipp har vært høyere enn innvilget for I den forbindelse viser vi til informasjon sendt i søknadene til Miljødirektoratet samt til orienteringer sendt Følgende overskridelser gjelder hele 2015: Forbruk: 5,9 tonn svarte og 3,86 tonn røde komponenter, utslipp: 0,26 kg svarte og 0,51 kg røde komponenter. Dette er ført i Synergi som Brudd på utslippstillatelse, se kap Forbruks- og utslippsmengdene inngår i kap. 4 og 5, samt i relevante vedleggstabeller i denne rapporten. Bruk og utslipp av vokshemmer på GFA Vokshemmer ble tatt i bruk ved oppstart av GSO i juli Både forbruk og utslipp har vært lavere enn forventet og var godt innenfor rammene i tillatelsen i Tillatelse til økt forbruk og utslipp av kjemikaler på Gullfaks C (Tordis og GSC). Page 7 of 98

8 Både forbruks- og utslippsmengdene er innenfor rammene i tillatelsen. Forbruks- og utslippsmengdene inngår i kap. 4 og 5, samt i relevante vedleggstabeller i denne rapporten. Tillatelse til forbruk og injeksjon av vaskekjemikalier for Gullfaks A Bruk og injeksjon ble foretatt som beskrevet i søknad og tillatelse. Imidlertid ble både forbruk- og injeksjonsmengdene noe mindre enn angitt i tillatelsen. Forbruks- og utslippsmengdene inngår i kap. 4 og 5, samt i relevante vedleggstabeller i denne rapporten. Bruk og utslipp av kjemikalier i forbindelse med forberedelse til oppstart av nye havbunnsrammer og rørledning og fjerning av pigg loop på Gullfaks Sør. Se årsrapporten for Gullfaks Satelitter. Forbruk og utslipp av kjemikalier i forbindelse med installasjon av havbunnskompressorstasjon (GSC) Se årsrapporten for Gullfaks Satelitter. Tillatelse til brenning over brennerbom på riggen Songa Dee i forbindelse med operasjoner på brønn 34/10-G-4 på Gullfaks Sør Se årsrapporten for Gullfaks Satelitter. Tillatelse til forbruk og utslipp av stimuleringskjemikalier på Gullfaksfeltet (brønn 34/10-C-32 A) Omsøkt ramme for ett av kjemikaliene ble overskredet, se mer info i kapittel 1.4. Det ble søkt om tillatelse til utslipp, men det ble ikke sluppet noe til sjø. Forbruk- og produksjonsdata for rapporteringsåret gitt i tabell 1.2 og tabell 1.3 er innhentet fra Oljedirektoratet. For Gullfaks Satellitter, se egen årsrapport. Tabell 1.2 Status forbruk Injisert gass (m3) Måned Injisert sjøvann (m3) Brutto faklet gass (m3) Brutto brenngass (m3) Januar , , , ,00 0,00 Februar , , , ,00 0,00 Mars , , , ,00 0,00 April , , , ,00 0,00 Mai , , , ,00 0,00 Diesel (l) Juni , , , , ,00 Juli , , , ,00 0,00 August , , , ,00 0,00 September , , , ,00 0,00 Oktober , , , ,00 0,00 November , , , ,00 0,00 Desember , , , , ,00 Page 8 of 98

9 Sum Tabell 1.3 Status produksjon Måned Brutto olje (m3) Netto olje (m3) Brutto kond ensat (m3) Netto kond ensat (m3) Brutto gass (m3) Netto gass (m3) Vann (m3) Januar , , ,00 0, ,00 0,00 Februar , , ,00 0, ,00 0,00 Mars , , ,00 0, ,00 0,00 April , , ,00 0, ,00 0,00 Mai , , ,00 0, ,00 0,00 Juni , , ,00 0, ,00 0,00 Juli , , ,00 0, ,00 0,00 August , , ,00 0, ,00 0,00 September , , ,00 0, ,00 0,00 Netto NGL (m3) Oktober , , ,00 0, ,00 0,00 November , , ,00 0, ,00 0,00 Desember , , ,00 0, ,00 0,00 Sum Figurene 1.1 og 1.2 viser historisk prognose på produksjon av olje, gass og vann fra Gullfaksfeltet (inkludert Gullfaks Satellitter). Data til og med 2015 er faktiske tall. Data for prognoser er hentet fra Revidert Nasjonalbudsjett 2016 (Ressursklasse 0 3) som operatørene leverer til Oljedirektoratet hvert år. Page 9 of 98

10 Olje (Mill Sm3) Gass (G Sm3) Årsrapport 2015 for Gullfaks Produksjon av olje Prognose oljeproduksjon Produksjon av gass Prognose gassproduksjon Figur 1.1. Historisk produksjon av olje og gass fra hovedfelt og GF satellitter samt prognoser for kommende år. Produsert vann (M Sm3) Vannproduksjon Prognose vannproduksjon Figur 1.2. Historisk produksjon av prod.vann fra hovedfelt og GF satellitter og prognose for kommende år. 1.2 Status på nullutslippsarbeidet Tabell 1.4. Status på nullutslippsarbeidet ved Gullfaksfeltet. Innretning Teknologibeskrivelse Status aktivitet Tidsplan GULLFAKS DRIFT H 2S-fjerner Gullfaks A/B/C Injeksjon av brukt H 2Sfjerner. Anlegg for re-injeksjon av kondensertvann med ureagert H 2S-fjerner og tilhørende reaksjonsprodukter er bygget, men er ikke tatt i bruk da det hittil ikke har vært brønner klargjort for injisering. På GFA utredes det 2016 Page 10 of 98

11 om brukt H 2S-fjerner kan injiseres i avfallsbrønn. Lykkes dette vil tilsv. bli prøvd ut på GFB og GFC Dispergert olje / vannløselige hydrokarboner Gullfaks B Online olje-i-vann måler Måler brukes daglig til optimalisering av renseprosess og kjemikalieforbruk, med tanke på lavest mulig utslipp til sjø. Ble permanent oppkoblet mot Sentralt kontrollrom i Gullfaks C Online olje-i-vann måler Måler installert midlertidig på ett av oljetogene. Tatt ut av bruk. Permanent installasjon under utredning Environmental impact factor (EIF) For en samlet forståelse av miljøskadelige utslipp fra produsert vann som inkluderer utslipp av dispergert olje, løste organiske komponenter og tungmetaller samt tilsatte kjemikalier, foretas beregning av Environmental Impact Factor (EIF) for Gullfaks-installasjonene. 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 og i hvilken grad komponenter bidrar til miljørisikoen, og som indikerer hvor man bør sette inn tiltak. OSPAR utarbeidet nye retningslinjer gjeldende fra og med 2014 med en omforent liste over grenseverdier for giftighet (PNEC-verdier), og hvor det skal benyttes tidsintegrert EIF (i stedet for maksimum-verdi) samt fjernet vekting av enkeltkomponenter. Resultater fra 2014 viste at overgangen til nye PNEC-verdier ikke gav store utslag for det enkelte felt når vekting tas bort. Heller ikke forskjellen mellom vektet og ikke vektet EIF var særlig stor. Miljødirektoratet ser at tidsintegrert EIF gir et mer realistisk bilde av risikoen og det er denne endringen som utgjør den største forskjellen mellom ny og gammel metode. Det er denne metoden som benyttes videre. For å følge historisk utvikling og trender rapporteres også maksimum EIF. Tabell 1.5 viser historisk utvikling av EIF. Det er i 2015 utført EIF-beregninger for GFA, GFB og GFC basert på 2014-data. Tabell 1.5 Historisk utvikling av EIF på GFA, GFB og GFC 2005* 2006* 2007* 2008* 2009* 2010* 2011* 2012* GFA, maksimum GFA, tidsintegrert GFB, maksimum GFB, tidsintegrert GFC, maksimum GFC, tidsintegrert * I årene før 2013 er det angitt maks EIF beregnet iht. gammel metode (med gamle PNEC-verdier og med vekting). Figur 1.4 gir en oversikt over hvilke komponenter som bidrar til EIF for hhv. GFA, GFB og GFC, basert på utslipp av naturlig forekommende stoffer, dispergert olje/alifater og kjemikalieutslipp i På Gullfaks A var EIF-verdien i 2014 lavere enn i 2013, og dette skyldes reduksjon i utslipp av H 2 S-fjerner og nedgang i oljekonsentrasjonen i produsertvannet. Figur 1.4 viser at H 2 S-fjerner (Kode HS) fortsatt bidrar mest til EIF (74 %), mens dispergert olje og naturlig løste komponenter bidrar noe. Bidraget fra metanol (Kode HI 1) og TEG (Kode GD 1) er stabilt fra år til år. I 2015 har det vært økning i utslipp av H 2 S-fjerner, og dette, sammen med en økning i oljekonsentrasjonen, vil bidra til økning i EIF for Page 11 of 98

12 På Gullfaks B er det en økning i EIF fra 2013 til Økningen skyldes økt utslipp av H2S-fjerner og økt konsentrasjon av olje i produsertvannet. Figur 1.4 viser at utslipp av H 2 S-fjernere (Kode HS) utgjør 31 % av EIF, mens dispergert olje og løste komponenter bidrar mest (til sammen utgjør de 66 % av EIF) i Av andre kjemikalier bidrar SI-4134 (Kode SI 24) med 1 % av EIF-verdien. I 2015 har det vært en liten økning i utslipp av H 2 S-fjerner i forhold til i Dette, i tillegg til økt oljekonsentrasjon, vil muligens bidra til økning i EIF på GFB for På Gullfaks C var EIF-verdien større i 2014 enn i Figur 1.4 viser at utslipp av naturlig løste komponenter bidro med 51 % av EIF-verdien. H 2 S-fjerner (kode HS) var det enkeltkjemikalie som bidro mest, mens kjemikalier brukt på Tordis flowline B bidro noe (kode Bio 5 og Cl 23). Utslippet av H 2 S-fjerner er noe redusert i 2015 sammenlignet med 2014 samtidig som oljekonsentrasjonen i produsertvannet er gått ned. Det forventes på denne bakgrunn en nedgang i EIF-verdien for Figur 1.4 Relativt bidrag til EIF på Gullfaks A, Gullfaks B og Gullfaks C. HS 4 KII 47 % GD 1 KI HI 2 KI 1 % 4 % GFA 2014 EIF ti = 57 Napthalen e Dispersed oil BTEX 3 % 1 % 6 % HS 4 KI 27 % 2-3 ring PAHs 1 % Phenol & C1-C3 alkylphen. 5 % C4 alkylphen. 1 % C5 alkylphen. 1 % C6-C8 alkylphen. 1 % HS 9 KV 16 % HS 9 KIV 9 % C6-C8 alkylfenols 7 % C5 alkylfenols 3 % C4 alkylfenols 1 % GFB 2014 EIF ti = 74 HS 9 KIII 6 % SI 24 KI 1 % Phenol & C1-C3 alkylfenols 2 % Dispersed oil 2 % BTEX 14 % 5 rings PAHs 3 % Napthalen e 16 % 2-3 ring PAHs 11 % 4 rings PAHs 9 % Page 12 of 98

13 GFC 2014 EIF ti = 191 HS 2 KII 25 % HS 2 KI 14 % CI 23 KII Bio 5 KII 1 % 1 % Bio 5 KI 1 % CI 23 KV 1 % BTEX 24 % Dispersed oil 3 % Napfalen 6 % 2-3 ring PAHs 6 % C6-C8 alkylfenols 2 % C5 alkylfenols 1 % C4 alkylfenols 1 % Phenol & C1-C3 alkylfenols 7 % 4 rings PAHs 3 % 5 rings PAHs 1 % Teknologi- og kostnytte vurdering for håndtering av produsert vann I 2014/2015 ble det utarbeidet beste praksis for håndtering av produsert vann på de tre installasjonene. Dokumentet beskriver hvordan produsertvannsanlegget bør opereres for å sikre god miljøprestasjon, og inneholder generelle sjekkpunkter samt en utstyrsgjennomgang. I forbindelse med implementering av OSPARs anbefaling om risikobasert tilnærming til utslipp av produsert vann (RBA) i Norge og videre arbeid med nullutslippsmålet, varslet Miljødirektoratet i brev av 4. juli 2014, ref 2013/5126, krav om å gjennomføre feltvise teknologi- og kost/nyttevurderinger innen utgangen av 2015 for alle installasjoner med EIF større enn 10 eller oljeinnhold i vann som slippes til sjø større enn 30 mg/l. Miljødirektoratet har i etterkant sendt brev til hver enhet med krav om rapportering innen 15. mars Eksisterende anlegg på GFA, GFB og GFC er vurdert opp mot tilgjengelig teknologi, ettersom EIF er større enn 10 på alle tre installasjonene. En faggruppe sentralt bestående av fagleder renseteknologi i tillegg til andre medarbeidere med spisskompetanse innen fagfeltet har hatt en gjennomgang av alle anlegg som skulle gjennomføre teknologi- og kostnyttevurderinger, og sett på mulige forbedringer og tiltak i samarbeid med enheten i Gullfaks (systemansvarlig, driftsingeniør og miljøkoordinator). Det er også sett på mulighet for bruk av teknologi under utvikling, men eventuell implementering må vurderes videre når kvalifisering har kommet til et tilstrekkelig nivå. Estimat av renseeffekt til foreslått utstyr er gjort på bakgrunn av tilgjengelig informasjon og erfaring, men vil være beheftet med usikkerhet. Det er foretatt kostnyttevurderinger av identifiserte aktuelle tiltak. For GFA og GFB anses det ikke å være kost/nytte forenelig å modifisere eksisterende anlegg. Dersom arbeidet med å få injisert kondensert vann med brukt H2S-fjerner i reservoaret via A-15 på GFA vil fungere som forventet, vil dette bidra til at EIF Page 13 of 98

14 reduseres betraktelig på bakgrunn av redusert utslipp av kjemikaliet, men sannsynligvis også noe med hensyn til rensegrad. Effekt av utført arbeid på GFA vil sette premisser for videre arbeid for GFB og GFC vedrørende injeksjon av kondensert vann med brukt H2S-fjerner. Inline desander/sandkule for å fjerne sand oppstrøms separatorer/produsertvann anlegg er installert på GFC. Kvalifiseringsarbeid er foreløpig ikke ferdigstilt, og det foreligger ikke planer om å installere tilsvarende på GFA og GFB. Resultat fra uttesting på GFC må gjennomgås, og evalueres før slike vurderinger gjøres. GFC har det siste året bedret produsertvann utslippstall fra ca 15 mg/l til 8,7 mg/l. Denne bedringen er oppnådd på grunn av skifte til ny korrosjonshemmer på Tordis. Vi ser imidlertid at det kan være muligheter for ytterligere forbedring på GFC. Basert på kost/nytte vurderingene beskrevet i rapporten vil man vurdere å jobbe videre med følgende for GFC: Kartlegging av produsertvann systemet og dråpestørrelse for å få kjennskap til hvor de største problemområdene er. Effekten av hydrosykloner verifiseres og dokumenteres. Ut fra dette kan en se om det er tiltak som må settes inn, og kost/nytte vurderinger gjøres for hvert enkelt tiltak. Slug kontroll er under forbedring/implementering, og kan gi positiv effekt på rensegrad ved roligere strømningsforhold. Overdosering av flokkulant bidrar negativt til produsertvannrensing. Pumpe kan skiftes og gi optimalisert injeksjon samt reduserte utslipp av kjemikalie. Kartlegge hvilken effekt dagens korrosjonshemmer, som inhiberer rørlinjen fra GFB til GFC, har på rensegrad av produsertvann på GFC. Rapporten fra arbeidet oversendes Miljødirektoratet i sin helhet. 1.3 Status for kjemikalier prioritert for substitusjon Kjemikalier som benyttes innenfor Aktivitetsforskriftens rammer og som har svart, rød, gul Y3 og/eller Y2 miljøfare skal inngå i selskapets substitusjonsplaner. Bruk av slike produkter kan forsvares i tilfeller der utslipp til sjø er lite, produktet er kritisk for drift eller integritet til et anlegg og/eller det ut fra en helhetlig vurdering av et anlegg ser at det er en netto miljøgevinst i å ta i bruk disse kjemikaliene. Årlig avholdes substitusjonsmøter mellom Statoil og leverandører/kontraktører. Statoil vil særlig prioritere substitusjonskandidater som følger vannstrømmen til sjø. (Se ellers kap. 5.2.). Tabell 1.6 gir en oversikt over kjemikalier som er prioritert for substitusjon. Tabell 1.6 Oversikt over kjemikalier som i prioriteres for substitusjon Kjemikalie for substitusjon Kategori nummer Status Nytt kjemikalie Operatøres frist Produksjonskjemikalier DF 550 (rød) 8 Benyttes i sjøvannsinjeksjons-systemene. DF-550 forsøkt utfaset i Måtte tas i bruk igjen da erstatningsprodukt førte til bakterievekst; Høsten 2006 kollapset avluftingstårnet på Gullfaks C som en følgje av økt bakterievekst. Det jobbes med kvalifisering av alternativ i rød miljøklasse. Erstatningsprodukt i gul miljøklasse er ikke identifisert. Ikke fastsatt** IC-Dissolve 1 (rød) 8 Bruk av IC Dissolve I forsøkes redusert Ikke identifisert. Ikke fastsatt** Page 14 of 98

15 etter faglige vurderinger, men alternativer fungerer ikke for hard scale. Går ikke til utslipp, men gikk til injeksjon på GFA i WT-1099 (gul Y2)* 102 Skal substitueres pga. yrkeshygiene. WT-1101 Y2 (Rød miljøklasse f.o.m. 2016) Ikke fastsatt** EB-8063 (gul Y2)* 102 Ikke identifisert. Ikke fastsatt** EB-8062 (gul Y2)* 102 Ikke identifisert. Ikke fastsatt** KI-3134 (gul Y2)* 102 Tatt i bruk i november 2014 som del av langsiktig løsning for Tordis flowline B. Dette er et bruksområde med krevende betingelser og kjemikalie er valgt ut fra tekniske kriterier. Overgang til KI-3134 har redusert oljekonsentrasjonen i Ikke identifisert. Ikke fastsatt** produsertvann til sjø på GFC. Oceanic HW443v2 (rød) 102 Substituert i 2015 Oceanic HW443 ND (Gul Y2) Oceanic HW443 ND Ikke identifisert. Ikke fastsatt** (Gul Y2)* Castrol transaqua HT2 6 Substituert med Castrol transaqua HT2-N Castrol (rød) transaqua HT2- N (gul) Arctic Foam 203a AFFF 3% (svart) Shell morlina S2 BL5 (svart) Shell morlina/aeroshell AF12 (95:5) (svart) Bore- og brønnkjemikalier Statoil Marine Gassolje (Svart) 4 Nytt brannskum kvalifisert RE-HEALING RF3 foam concentrate (rød) 3 Tidligere substitusjonsforsøk har ikke vært Ikke identifisert. vellykket 3 Nytt produkt under kvalifisering. Under kvalifisering. 0 Inneholder 15 ppm lovpålagt miljøsvart indikator. Resten er gul. Ikke prioritert for utfasing. Anti Freeze Conc (Svart) 0 Ikke prioritert for substitusjon, brukes i Carbolite G2, all sizes (Rød) lukket system. Additivpakken er svart, utgjør 5 %. Går til injeksjon. 8 Brukt ved fraktureringsjobb på GFC, brønn C-32 A. Vanligvis brukes grønt kjemikalie, men grunnet formasjonens egenhet var det ikke mulig ved denne jobben. Ecotrol HT (Rød) 8 Flere kjemikalier innen funksjonsgruppe tapt sirkulasjonsmateriale er per nå til testing på lab *** Ikke fastsatt** Ingen ** Page 15 of 98

16 Ecotrol RD (Rød) 8 Flere kjemikalier innen funksjonsgruppe tapt sirkulasjonsmateriale er per nå til testing på lab. Jet- Lube Kopr-Kote 7 Ingen erstatter identifisert. Miljøvennlige alternativer velges alltid der (Rød) det lar seg gjøre, benyttes kun i operasjoner som angitt i søknad (våre referanse AU-DPN OW GF-00173). Ingen utslipp til sjø. ONE-TROL HT (Rød) 8 Ingen erstatter identifisert. Testing pågår Polybutene multigrade 6 Ingen erstatter identifisert. Brukes ved oljebasert boring, ingen utslipp til sjø. (PBM) (Rød) SNLT-2 (Rød) 6 Skulle erstatte Polybutene Multigrade, men bruk var ikke vellykket. Vil trolig ikke brukes mer. TerraProp Plus G2-NS 8 Brukt ved fraktureringsjobb på GFC, brønn C-32 A. Vanligvis brukes grønt kjemikalie, men grunnet formasjonens egenhet var det ikke mulig ved denne jobben ** - Ikke fastsatt ** Versatrol M (Rød) 8 Flere produkter er under testing ** VG Supreme (Rød) 8 Erstatningsprodukt for «low yield clay» ikke identifisert Bentone 128 (Gul Y2)* 102 Organo-leire med gul subklasse besto ikke ECF-2083 (Gul Y2)* 102 tekniske tester. Kjemikaliet brukes i oljebasert boring og har ingen utslipp til sjø. Søk etter substitutt fortsetter. Kan mulig bli erstattet med SAFE-SCALE X (med unntak av kalsiumbaserte væsker) ** ** Safe-Scale X (potensielt) ** FRW-16 (Gul Y2)* 102 Ingen erstatter identifisert - Ikke fastsatt JET-LUBE HPHT 102 Ikke prioritert for substitusjon. Bruken N/A N/A erstatter Jet-lube seal guard ECF (gul). THREAD COMPOUND Gjengefettet smører produksjons- og (Gul Y2)* foringsrør i brønner og er teknisk bedre enn Jet-Lube seal guard ECF. Forbruk er generelt lavt. Liqxan (Gul Y2)* 102 Erstatningsprodukt identifisert EMI (grønn) ONE-MUL (Gul Y2)* 102 Testing pågår Ikke identifisert ** ONE-MUL NS (Gul Y2)* 102 Testing pågår Ikke identifisert SI-4130 (Gul Y2)* 102 Ingen erstatningsprodukt identifisert. Stack Magic ECO-F (gul Y2)* WARP OB Concentrate (Gul Y2)* Brukes grunnet effektivitet mot avleiringer. 102 Hovedsakelig grønn og gul. Om lag 5% Y2. Leverandør er oppfordret. Fullstendig miljøvennlige hydraulikkvæsker til alle formål er ikke tilgjengelige Ingen erstatter identifisert. Ikke fastsatt 102 Ingen erstatter identifisert ** Page 16 of 98

17 * Statoil har fokus på gule Y2 kjemikalier og det er av den grunn også tatt med i denne tabellen, til tross for at det ikke er krav om særskilte substitusjonsplaner for denne klassen kjemikalier. ** En del av kjemikaliene som står på substitusjonslistene har vist seg å være vanskelige å bytte ut. De står som substitusjonskandidater og vil bli revurdert årlig. Både operatør og leverandør har klare mål om substitusjon, men en del produkter er påkrevd og det finnes p.t. ikke produkter tilgjengelig med bedre miljøegenskaper for de aktuelle bruksområdene. Substitusjonsplaner gjennomgås årlig der tekniske nyvinninger diskuteres og planlegges innfaset. *** Tekniske utfordringer på GF installasjonene. Vurderinger pågår og kan medføre utsettelse. 1.4 Overskridelser av utslippstillatelser/avvik Kravet om at sand ikke skal slippes til sjø dersom oljevedhenget er mer enn ti gram per kilo tørr masse var ikke tilfredsstilt i store deler av 2015 på GFC. Prøvetakingsfrekvensen har i løpet av året økt fra en gang i måneden til opp til to ganger pr uke. Alle overskridelser av grenseverdien er registrert i synergi og dette framgår av tabell 7.1. Tabell 3.2 i kap. 3 gir ytterligere informasjon. Disse utslippene vurderes å ha neglisjerbar effekt på miljøet. Kravet om at ikke sand skal slippes til sjø dersom oljevedhenget er mer enn ti gram per kilo tørr masse var ikke tilfredsstilt i en månedsprøve på hhv. GFA og GFB i 2015, og disse forholdene er registrert som overskridelse på utslippstillatelsen i Synergi. Dette vurderes å ha neglisjerbar effekt på miljøet. I forbindelse med milling av 17" casing på brønn 34/10-A-10 B på Gullfaks A i september 2015 ble milespon deponert til sjø. I programmet var det beskrevet at dette skulle sendes til land via skipper. Gullfaks har ikke tillatelse til å deponere millespon til sjø, og dette blir dermed klassifisert som brudd på utslippstillatelsen. Estimert utslipp av spon var ca. 500 kg. Frostvæsken Anti Freeze Conc har ikke vært dekket av feltets rammetillatelse. Kjemikaliet brukes i kjølesystem i boring sine områder på Gullfaks A, B og C. Bruk er i lukket system, uten fare for eksponering til ytre miljø. Grunnet injeksjon av kjemikaliet må det være dekket i feltets rammetillatelse. Søknad ble sendt fra Statoil til Miljødirektoratet Miljødirektoratet har gitt tilbakemelding om at bruk og injeksjon av Anti Freeze Conc vil inkluderes i oppdatert rammetillatelse når den foreligger. I forbindelse med fraktureringsjobb på Gullfaks C, brønn 34/10-C-32 A, ble det søkt om bruk og utslipp av røde kjemikalier. Tillatelse ble gitt fra Miljødirektoratet, basert på omsøkte mengder. Det ble søkt om tillatelse til bruk av kg Carbolite G2 (all sizes) og kg TerraProp Plus G2-NS. Da operasjonen ble gjennomført ble det brukt omsøkt mengde Carbolite G2 (all sizes). Forbrukt mengde TerraProp Plus G2-NS oversteg rammen med 545 kg, da det ble brukt kg. Det var ingen utslipp til sjø, da kjemikaliene ble samlet opp ved retur og sendt til land som avfall. Forholdet er ført i Synergi som overskridelse av ramme ( ). Overskridelse av rammen for svarte og røde kjemikaliekomponenter knyttet til Shell morlina S2BL5 på GFA. Både forbruk og utslipp har vært høyere enn innvilget for I den forbindelse viser vi til informasjon sendt i søknader og orientering til Miljødirektoratet, ref. kap Forholdet er ført i Synergi som Brudd på utslippstillatelse. Det ble overskridelse av ramme for forbruk av Shell morlina S2 BL5 på GFC i løpet av Mdir ble informert om dette i e- post og Forholdet er ført i Synergi som Brudd på utslippstillatelse. Rammen ble utvidet i hht. tillatelse datert Årsforbruk og -utslipp var i hht tillatelsen. Page 17 of 98

18 Det ble i mai 2015 oppdaget at Oceanic HW443 v2 (i rød miljøklasse) var brukt i stedt for Oceanic HW443ND (gul miljøklasse) på GFC. På grunn av en misforståelse ble det ikke gjennomført et planlagt skifte fra Oceanic HW443v2 til Oceanic HW443ND. Mdir ble informert I årsrapporten for 2015 er reelt forbruk av de to kjemikaliene rapportert. Bruk av Oceanic HW443 v2 opphørte i juni Forholdet er registrert i Synergi ( ). Tabell 1.7 Overskridelser av utslippstillatelsene/avvik Plattform/Synerginr Tidspunkt Beskrivelse Gullfaks A Synergi nr Januar Oljevedheng på sand 13 g/kg Synergi nr Fra april Overskridelse av midlertidig ramme for forbruk og utslipp av Shell morlina S2BL5 Synergi nr September Deponering av ca 500 kg millspon til sjø (boring) Gullfaks B Synergi nr Mars Oljevedheng på sand over krav Gullfaks C Synergi nr Februar Oljevedheng på sand over krav Synergi nr Mars Oljevedheng på sand over krav Synergi nr April Oljevedheng på sand over krav Synergi nr Mai Oljevedheng på sand over krav Synergi nr Mai-september Overskridelse av ramme for forbruk og utslipp av Shell morlina S2 BL5. Ramme ble utvidet i hht. tillatelse datert Synergi nr Juni Oljevedheng på sand over krav Synergi nr Juli Oljevedheng på sand over krav Synergi nr August Oljevedheng på sand over krav Synergi nr Oktober Oljevedheng på sand over krav Synergi nr Oktober-desember Overskridelse av ramme for forbruk og utslipp av Castrol transaqua HT2. MDir ble informert i e-post Se årsrapport for Gullfaks Satellitter for ytterligere opplysninger. Synergi nr November Oljevedheng på sand over krav Synergi nr Desember Oljevedheng på sand over krav Synergi nr November Overskridelse av ramme for TerraProp Plus G2-NS Gullfaks - Felles Synergi nr Juni Forbruk og injeksjon av Anfti Freeze Conc ikke dekket av rammetillatelsen Page 18 of 98

19 2 Forbruk og utslipp knyttet til boring Kapittel 2 gir en oversikt over borevæsker benyttet under boring samt oversikt over disponering av kaks. I rapporteringsåret 2015 ble det boret i flere brønnbaner, gitt i tabell 2.0 delkapittel 2.5. Her er det også gitt oversikt over brønnaktivitet. Bruk og utslipp av borevæske gjenspeiler boreaktiviteten på feltet. Gjenbruksprosent for vannbasert væske har fordelt seg som følger på Gullfaks Hovedfelt; 81 % på GFA, 58 % på GFB og 68% på GFC. Gjenbruk av oljebasert borevæske fordelte seg som følger; 84 % på GFA, 72 % på GFB og 77 % på GFC. Oppstart av brønner skjer via test separator og prosessanlegget. Det er ikke utslipp til luft knyttet til oppstart av brønner. 2.1 Boring med vannbasert borevæske Tabellene 2.1 og 2.2, samt figur 2.1 gir en oversikt over forbruket og utslippet av vannbasert borevæske (VBM) og kaks på Gullfaksfeltet. Gullfaks A Det har blitt benyttet VBM på fem brønner på Gullfaks A i rapporteringsåret. På fire av brønnene har det ikke blitt boret, men borevæsken har blitt benyttet i forbindelse med re-entry og komplettering. På brønn A-10 B ble VBM benyttet til å bore 17 ½ seksjonen og i forbindelse med komplettering. Gullfaks B Det har ikke vært boret med VBM på Gullfaks B i rapporteringsåret, men det har blitt benyttet VBM i forbindelse med reentry i brønn B-16. Gullfaks C Det har blitt benyttet VBM på tre brønner på Gullfaks C i rapporteringsåret. På to av brønnene ble det ikke boret, men borevæsken ble benyttet i forbindelse med P&A. På brønn C-38 A ble VBM benyttet til å bore 17 ½ seksjonen. Tabell 2.1: Bruk og utslipp av borevæske ved boring med vannbasert borevæske Brønnbane Utslipp av borevæske til sjø Borevæske injisert Borevæske til land som avfall Borevæske etterlatt i hull eller tapt i formasjon Totalt forbruk av borevæske 34/10-A-10 A 5,23 36,49 0,00 4,75 46,47 34/10-A-10 B 417,20 21,00 0,00 136,50 574,70 34/10-A-14 0,00 76,94 0,00 0,00 76,94 34/10-A-23 13,04 130,35 0,00 0,00 143,39 34/10-A-37 73,08 189,66 0,00 0,00 262,74 34/10-B-16 17,50 474,53 0,00 48,75 540,78 Page 19 of 98

20 34/10-C ,38 0,00 0,00 265, ,43 34/10-C-38 A 903,24 67,08 0,00 257, ,72 34/10-C-40 0,00 37,72 0,00 4,95 42,67 SUM 2 522, ,77 0,00 717, ,83 Tabell 2.2: Disponering av kaks ved boring med vannbasert borevæske Total mengde Brønnbane Lengde [m] Teoretisk hullvolum [m3] kaks generert Utslipp av kaks til sjø Kaks injisert Kaks sendt til land Importert kaks fra annet felt Eksportert kaks til annet felt 34/10-A-10 A 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 34/10-A-10 B 872,00 135,32 369,41 369,41 0,00 0,00 0,00 34/10-A-14 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 34/10-A-23 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 34/10-A-37 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 34/10-B-16 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 34/10-C-12 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 34/10-C-38 A 1 696,00 263,18 718,49 718,49 0,00 0,00 0,00 34/10-C-40 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 SUM 2 568,00 398, , ,91 0,00 0,00 0,00 Figur 2.1 gir en oversikt over historisk forbruk og utslipp av vannbasert borevæske på Gullfaks Hovedfelt. Fram til 2002 ble borevæsker fra Gullfaks Hovedfelt rapportert sammen med Gullfaks Satellitter og tabeller var frem til 2003 gitt i m3, og ikke tonn, disse årene er derfor ikke tatt med i oversikten. Vannbaserte borevæsker Forbruk Utslipp Figur 2.1 Forbruk og utslipp av vannbaserte borevæsker. Page 20 of 98

21 2.2 Boring med oljebasert borevæske Tabell 2.3 gir en oversikt over bruk av borevæske ved boring med oljebasert borevæske på Gullfaks Hovedfelt. Tabell 2.4 viser kaks generert og disponering av denne. Figur 2.2 gir en oversikt over historisk forbruk av oljebasert borevæske på Gullfaks Hovedfelt. Fram til 2002 ble borevæsker fra Gullfaks Hovedfelt rapportert sammen med Gullfaks Satellitter og tabeller var frem til 2003 gitt i m 3, og ikke tonn, disse årene er derfor ikke tatt med i oversikten. Tabell 2.3: Bruk og utslipp av borevæske ved boring med oljebasert borevæske Brønnbane Utslipp av borevæske til sjø Borevæske injisert Borevæske til land som avfall Borevæske etterlatt i hull eller tapt i formasjon Totalt forbruk av borevæske 34/10-A-10 B 0,00 347,99 65,00 267,61 680,60 34/10-A-14 A 0,00 116,09 0,00 5,60 121,68 34/10-B-33 0,00 90,69 0,00 26,56 117,25 34/10-B-33 A 0,00 306,54 0,00 325,86 632,39 34/10-C-32 A 0,00 133,66 0,00 101,06 234,72 34/10-C-38 A 0,00 235,02 0,00 20,16 255,18 34/10-C-38 B 0,00 276,98 108,54 81,53 467,05 34/10-C-8 A 0,00 178,69 0,00 90,18 268,87 SUM 0, ,65 173,54 918, ,74 Figur 2.2 gir en oversikt over forbruk av oljebaserte borevæsker de siste årene. Forbruk av borevæsker gjenspeiler aktiviteten på feltet. I 2015 har det blitt boret omlag halve lengden med OMB sammenlignet med det som ble boret i Forbruk Forbruk Figur 2.2 Forbruk av oljebaserte borevæsker. Page 21 of 98

22 Tabell 2.4: Disponering av kaks ved boring med oljebasert borevæske Total Brønnbane Lengde [m] Teoretisk hullvolum [m3] mengde kaks generert Utslipp av kaks til sjø Kaks injisert Kaks sendt til land Importert kaks fra annet felt Eksportert kaks til annet felt 34/10-A-10 B 1 200,00 57,94 158,17 0,00 158,17 0,00 0,00 34/10-A-14 A 1 205,00 21,98 60,00 0,00 60,00 0,00 0,00 34/10-B-33 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 34/10-B-33 A 2184,00 88,00 240,24 0,00 240,24 0,00 0,00 34/10-C-32 A 692,00 12,10 33,04 0,00 33,04 0,00 0,00 34/10-C-38 A 419,00 15,34 41,88 0,00 41,88 0,00 0,00 34/10-C-38 B 931,00 59,95 163,67 0,00 158,18 5,50 0,00 34/10-C-8 A 818,00 14,31 39,06 0,00 39,06 0,00 0,00 SUM 7449,00 269,62 736,06 0,00 730,56 5,50 0, Boring med syntetisk borevæske Det er ikke benyttet syntetisk borevæske ved boring på Gullfaksfeltet i rapporteringsåret. Tabell 2.5 og 2.6 er derfor ikke aktuell. 2.4 Borekaks importert fra andre felt Ikke aktuelt for Gullfaksfeltet. Tabell 2.7 er derfor ikke aktuell. Page 22 of 98

23 2.5 Oversikt over bore- og brønnaktiviteter i rapporteringsåret Tabell 2.0 under viser en samlet oversikt over bore- og brønnaktiviteter på Gullfaks Hovedfelt på de ulike brønnbanene. Tabell 2.0 Bore og brønnaktiviteter i rapporteringsåret på Gullfaks Hovedfelt. GULLFAKS A Brønn 34/10-A-06 B 34/10-A-07 B 34/10-A-08 34/10-A-10 A 34/10-A-10 B 34/10-A-14 34/10-A-14 A 34/10-A-15 A 34/10-A-16 A 34/10-A-20 C 34/10-A-23 34/10-A-24 B 34/10-A-27 A 34/10-A-28 A 34/10-A-33 34/10-A-34 A 34/10-A-36 C 34/10-A-37 34/10-A-38 A 34/10-A-40 34/10-A-41 B 34/10-A-42 34/10-A-44 34/10-A-45 A 34/10-A-48 C Operasjon Brønnbehandling Brønnbehandling (2 stk) Brønnbehandling (5 stk) Re-entry, brønnbehandling 17 ½, 12 ¼, 8 ½ og 6'', komplettering, brønnbehandling P&A, Re-Entry, forberede sidesteg, brønnbehandling 6'', komplettering, brønnbehandling Brønnbehandling (2 stk) Brønnbehandling Brønnbehandling Re-Komplettering, Brønnbehandling (2 stk) Brønnbehandling (2 stk) Brønnbehandling Brønnbehandling (3 stk) Brønnbehandling (3 stk) Brønnbehandling (2 stk) Brønnbehandling Trekke komplettering, temp. P&A, komplettering, brønnbehandling (4 stk) Brønnbehandling (3 stk) Brønnbehandling (2 stk) Brønnbehandling Brønnbehandling (3 stk) Brønnbehandling Brønnbehandling Brønnbehandling (3 stk) Page 23 of 98

24 GULLFAKS B Brønn Operasjon 34/10-B-16 P&A 34/10-B-33 P&A 34/10-B-33 A Boring av 8 1/2" x 9 1/2" og 6 34/10-B-8 Brønnbehandling (3 stk) 34/10-B-19 A Brønnbehandling 34/10-B-6 Brønnbehandling 34/10-B-9 A Brønnbehandling 34/10-B-28 Brønnbehandling 34/10-B-21 B Brønnbehandling 34/10-B-33 Brønnbehandling 34/10-B-11 Brønnbehandling (3 stk) 34/10-B-12 A Brønnbehandling 34/10-B-20 A Brønnbehandling 34/10-B-3 A Brønnbehandling (3 stk) 34/10-B-35 B Brønnbehandling 34/10-B-25 Brønnbehandling 34/10-B-37 Brønnbehandling Page 24 of 98

25 GULLFAKS C Brønn 34/10-C-03 34/10-C-05 B 34/10-C-08 34/10-C-08 A 34/10-C-09 A 34/10-C-10 34/10-C-12 34/10-C-13 34/10-C-14 34/10-C-15 C 34/10-C-18 B 34/10-C-22 34/10-C-24 34/10-C-27 34/10-C-28 34/10-C-29 34/10-C-32 34/10-C-32 A 34/10-C-34 A 34/10-C-36 A 34/10-C-38 34/10-C-38 A 34/10-C-38 B 34/10-C-40 34/10-C-41 A 34/10-C-43 34/10-C-44 A 34/10-C-45 34/10-C-46 34/10-C-47 Operasjon Brønnbehandling Brønnbehandling Forberede sidesteg, brønnbehandling (2 stk) 5 7/8, komplettering, brønnbehandling Brønnbehandling (3 stk) Brønnbehandling P&A Brønnbehandling Brønnbehandling (2 stk) Brønnbehandling (3 stk) Brønnbehandling (3 stk) Trekke komplettering, brønnbehandling (4 stk) Brønnbehandling (3 stk) Brønnbehandling (8 stk) Brønnbehandling (2 stk) Brønnbehandling Forberede sidesteg, brønnbehandling (3 stk) 5 7/8, brønnbehnadling (3 stk) Brønnbehandling (3 stk) Brønnbehandling (2 stk) Re-entry, forberede sidesteg 17 ½, 8 ½ 12 ¼, 8 ½, Temp. P&A, Re-entry, 6, brønnbehandling P&A, forberede sidesteg, brønnbehandling Brønnbehandling Brønnbehandling Brønnbehandling Brønnbehandling (3 stk) Brønnbehandling Brønnbehandling Page 25 of 98

26 3 Oljeholdig vann Utslipp av oljeholdig vann til sjø fra Gullfaksfeltet kommer fra følgende kilder: Produsert vann fra Gullfaks A, B og C Spillvann fra Gullfaks B Ballastvann fra lagertankene for olje fra Gullfaks A og C På Gullfaks A, B og C samles det inn prøver for olje i vann analyser tre ganger i døgnet til én døgnprøve. På Gullfaks A og C tas prøver av produsert vann og ballastvann, på Gullfaks B av produsert vann og spillvann. Analyseresultatene danner grunnlag for beregning av utslipp av oljeholdig vann. For dispergert olje er det usikkerhet knyttet til analysemetoden som dominerer den totale usikkerheten i rapporterte data, mens usikkerheten knyttet til vannmengdemåling, prøvetaking og antall prøver bidrar lite. Usikkerheten i rapportert konsentrasjon av OIW vil være +/- 25 % for GFA og GFC som bruker GC-metoden (i hht. Ospar ). Måleusikkerheten knyttet til vannmengdemålingen vil bidra noe til usikkerheten i beregnet mengde olje til sjø, og den totale usikkerheten i oljemengdene vil være i overkant av +/- 25 % for GFA og GFC. På GFB benyttes Infracal-metoden. Måleusikkerheten til Infracal er +/- 30 % ved konsentrasjon > 5 mg/l, og +/- 50 % ved konsentrasjon < 5 mg/l. Det vurderes at usikkerhet i måling av oljekonsentrasjonen ligger i området %. Den totale usikkerheten i oljemengdene vil dermed være opp mot 50 % på GFB. Det har vært gjennomført en internrevisjon av prøvetaking og analyse for laboratoriene på GFA, GFB og GFC, samt en tredjeparts revisjon utført av Sintef Molab AS av kvalitetsregime for oppfølging av utslippsvann til sjø. Avvik som er funnet både på internrevisjon og tredjepartsrevisjonen følges opp i Synergi. Statoil har i 2015 gjennomført en ringtest for laboratoriene som analyserer olje i vann med GC-metoden. Ringtesten ble arrangert av CP-lab, som er akkreditert for GC-metoden. CP-lab har produsert prøvene, kvalitetssikret prøvematerialet og stått for forsendelsen av prøvene til deltakerne samt evaluering/rapportering av resultatene. Både GFA og GFC oppnådde tilfredsstillende resultater. GFB benytter alternativ metodikk til referansemetoden (Infracal). Instrumentet blir kalibrert med feltspesifikk olje og korreleres mot referansemetoden etter Ospar På grunn av at kalibreringen utføres med feltspesifikk olje vil det ikke være mulig å gjennomføre en ringtest. For analyse av oljevedheng på sand har Gullfaksinstallasjonene brukt eksternt laboratorium (Intertek West Lab) som er akkreditert for denne analysen. 3.1 Olje og oljeholdig vann På Gullfaks A var gjennomsnittlig oljekonsentrasjon i produsertvannet 5,1 mg/l, på Gullfaks B 6,5 mg/l og på Gullfaks C 8,7 mg/l i I forhold til 2014 er oljekonsentrasjonen økt noe på GFA, men er samtidig redusert litt på GFB og kraftig redusert på GFC. Økningen på GFA skyldes operasjonelle forhold, mens reduksjonen på GFC skyldes et vellykket skifte av korrosjonshemmer på Tordis i november Oljekonsentrasjonen for hele Gullfaksfeltet ble redusert fra 10,6 mg/l i 2014 til 7.1 mg/l Det har imidlertid vært en økning i mengde produsertvann til sjø fra 2014 til 2015 på 14,5 %. Sett under ett medførte dette en nedgang i mengde olje til sjø fra produsertvann på 50,5 tonn. En forventer at mengde produsertvann til sjø vil øke svakt i 2015, mens en forventer Page 26 of 98

27 stabil oljekonsentrasjonen i produsertvannet. Dette forutsetter imidlertid at lagercellene fortsatt kan brukes som rensetrinn for produsertvann ved prosessutfordringer. Mengde olje til sjø fra fortrengningsvann/ballastvann og drenasjevann er redusert i forhold til i 2014, og dette skyldes lavere oljekonsentrasjon i utslippsvannet og mindre mengde vann til sjø. Mengde olje fra jettevann er noe redusert i forhold til i Midlere oljevedheng på sand viser også en nedgang i forhold til i Samlet utslipp av olje til sjø er redusert fra 254 tonn i 2014 til 197 tonn i Tabell 3.1.a gir en oversikt over utslipp av olje og oljeholdig vann på Gullfaksfeltet med unntak av jettevann. Tabell 3.1.b angir utslipp av olje fra jetting samt oljevedheng på sand. Tabell 3.1.c angir totalmengde utslipp av olje til sjø. Tabell 3.1.a Olje og oljeholdig vann Vanntype Totalt vannvolum (m3) Midlere oljeinnhold (mg/l) Olje til sjø (tonn) Injisert vann (m3) Vann til sjø (m3) Eksportert prod. vann (m3) Importert prod. vann (m3) Produsert ,07 167, Fortregning ,36 16, Drenasje ,53 0, Annet Sum ,10 184, Tabell 3.1.b Utslipp av olje fra jetting Olje på sand, tørr masse [g/kg] Olje til sjø 7,41 11,77 Tabell 3.1.c Utslipp av olje Kilde Olje til sjø Produsert 167,44 Fortrengning 16,88 Drenasje 0,51 Annet Jetting 11,77 Sum 196,60 Figurene gir grafiske fremstillinger av utviklingen av vannproduksjonen og tilhørende oljeutslipp. Page 27 of 98

28 mg/l M Sm3 Årsrapport 2015 for Gullfaks Produsert vann til sjø på Gullfaksfeltet Figur Historisk oversikt over produsertvann til sjø Oljekonsentrasjonen i produsert vann på Gullfaksfeltet Figur Historisk oversikt over oljekonsentrasjon i produsertvann til sjø (OiV). Page 28 of 98

29 Historiske mengder olje til sjø på Gullfaksfeltet (tonn) Figur Historisk oversikt over mengde olje til sjø fra produsert vann. GFA renseanlegg 1. Trinn separator A/B Test separator A/B syklon Hydrosyklon Hydro- B Produsert separator vann A Flotasjonscelle Til sjø Figur Prinsippskisse av renseanlegg for oljeholdig vann på Gullfaks A. Produsertvann fra Gullfaks A er rutet til produsertvannseparatorer gjennom nivå kontroll ventiler nedstrøms hydrosykloner. Hydrosyklonene er tatt ut av bruk fordi de totalt sett ikke bidro til økt renseeffekt, og drift krever mye vedlikehold. Vannet renses i produsertvannseparatorer og flotasjonsceller før utslipp til sjø. Ballastvannet renses ved gravimetrisk separasjon i lagertanker og i slamceller på Gullfaks A. Spillvannet renses sammen med ballastvann før utslipp til sjø. Page 29 of 98

30 1. T r i n n s e p a r a t o r A G F B P r i n s i p p s k i s s e a v r e n s e a n l e g g 1. T r i n n s e p a r a t o r B T e s t s e p a r a t o r A P r o d u s e r t v a n n s e p a r a t o r B A F l o t a s j o n s c e l l e r B T i l s j ø Figur Prinsippskisse av renseanlegg for oljeholdig vann på Gullfaks B. Produsert vann fra Gullfaks B renses gjennom to produsertvann separatorer og to flotasjonsceller, se figur Spillvannet blir renset i en spillvannseparator før utslipp til sjø. GFC renseanlegg 1. Trinn separator Tordis A/B Test separator A/B 2. Trinn separator Hydro-sykloner Produsert vann separator Flotasjonsceller Til sjø Figur Prinsippskisse av renseanlegg for oljeholdig vann på Gullfaks C. Page 30 of 98

31 Produsertvann fra 1. trinn separatorer og Tordis separatorer rutes til separatorer gjennom nivå kontroll ventiler nedstrøms hydrosykloner. Hydrosyklonene ble tatt ut av bruk i 2014 fordi de totalt sett ikke bidro til økt renseeffekt, og drift krever mye vedlikehold. Se også Teknologi- og kost/nytte vurderingen i kap Nivåkontrollventil A er rutet mot produsertvann separator A og nivåkontrollventil B er rutet mot produsertvann separator B. Vann fra testseparatorer kan ledes til produsertvann separator A eller B. Produsertvann fra 2. trinn separatorer kan ledes til begge produsertvann separatorene. Vannet renses i produsertvannseparatorer og flotasjonsceller før utslipp til sjø. Ballastvannet renses ved gravimetrisk separasjon i lagertanker og i slamceller. Spillvannet går til slamcellen og blandes med ballastvann før utslipp til sjø. Bruk av lagerceller ved driftsforstyrrelser i prosessanleggene På Gullfaks er det i hovedsak ett forhold som gjør det nødvendig å føre produsert vann til lagerceller for råolje: Unormale driftsforhold kan gjøre det nødvendig å la prosesstrømmen gå direkte fra separator og ned på lagerceller for råolje. Slike forhold er kortvarige og omfatter blant annet: Brønnopprenskninger Oppstart av prosessanlegg etter en produksjonsstans Separasjonsproblemer i separatorer Hensikten med dette er å oppnå best mulig separasjon av suspendert olje, og erfaringene er meget gode. Lagercellene fungerer som ett eget rensetrinn og gir lang oppholdstid for vannet (flere dager), som sikrer god gravitasjonsseparasjon av suspendert olje. Det er ikke mulig å påvise økt oljeinnhold i ballastvann som følge av tilførsel av produsert vann til lagercellene. Miljødirektoratet ga ved tilsynet på GFC i juni 2015 avvik på denne praksisen. Gullfaks vil, etter oppfordring fra Miljødirektoratet, søke om tillatelse til bruk av lagercellene ved prosessutfordringer. Etablert beste praksis på GF-feltet vedr. brønnopprenskninger er å rute brønnstrømmen via testseparator og videre ned i produsertvannsanlegget (vannutløp på testsep. åpen). Gullfaks søker å optimalisere separasjonsforholdene på lagercellene ved følgende tiltak Føre vannholdig olje til en cellegruppe som er så tom som mulig Kortest mulig varighet på overføring av oljeholdig vann La berørt cellegruppe få lengst mulig lagringstid (flere dager) etter driftsforstyrrelsen, slik at god gravitasjonsseparasjon oppnås. "Slamcellene" er utvalgte lagerceller som ikke brukes til lagring av råolje, men som er øremerket separasjon av oljeholdig vann fra lukket og evt. åpent dren på GFA og GFC. Dette er således et eget rensetrinn med høy separasjonseffektivitet for suspendert olje. Slamcellene er store i forhold til tilført væskerate og har dermed lang separasjonstid. Via ballastvannsfasen står slamcellene i forbindelse med lagercellene for råolje, og ballastvann som slippes ut fra GFA og GFC reflekterer således kvalitet på ballastvann både fra slamceller og råoljeceller. Oljevedheng på sand Gjennomsnittlig månedskonsentrasjon for flotasjonstankene på de 3 installasjonene framgår av vedleggstabell 10.1i-k. Måneder der enkeltprøver har hatt oljevedheng på mer enn 1 vekt % er registrert som avvik i Synergi, se kap Gjennomsnittlig oljevedheng på sand for hele feltet samlet var på 0,74 vekt%, som er en nedgang i forhold til i Generelt vil det lave antall prøver samt usikkerhet i selve prøvetakingen bidra vesentlig i forhold til usikkerheten i rapportert oljevedheng. I tillegg kommer usikkerheten i analysemetoden på +/-20 %. Page 31 of 98

32 Etter juni og fram til nyttår 2015 ble prøvetakingsfrekvensen på GFC økt fra en gang i måneden og opp til to ganger pr. uke. Resultatene for oljevedheng på sand målt på flotasjonstank A og B på GFC i 2015 framgår av tabell 3.1d, og viser at resultatene varierer mye og at oljevedhenget jevnlig er over kravet. En arbeidsgruppe er etablert for å kartlegge mulige tekniske løsninger inkludert en kost/nytte vurdering på utfordringen med oljevedheng på sand. Ut fra tallmateriale i tabell 3.1d er det ikke mulig å konkludere i forhold til hvilken prøvetakingsfrevens som vil kunne gi representative analyseresultater. GFC vil derfor utover i 2016 fortsette med hyppig prøvetaking inntil et godt nok statistisk grunnlag for etablering av annen prøvetakingsfrekvens foreligger. Tabell 3.1d Fullstendig oversikt over oljevedheng på sand på GFC i 2015 Prøvetakings- dato Prod.vann sep. A (g/kg tørr sand) Prod.vann sep. B (g/kg tørr sand) Snitt sep. A og B. (g/kg tørr sand) ,9 3,9 5,4 5,4 Månedssnitt Synergi nr. Uke 5 7, ,6 11, , ,8 12, , ,0 27, , ,1 11, (juni) 15 5,3 10,0 10, ,6 8,5 7, ,0 7,5 7, , Knust v/mottak lab ,0 3,4 2, , , , ,9 3,5 6, ,5 10 9, ,0 6,4 3, ,5 8,3 16,9 3,7 7, , ,5 6,3 7, , , , , ,2 7,1 6, , ,5 18, ,9 12 8, , Page 32 of 98

33 ,4 11 8, ,9 7,3 5, ,1 7,9 6, ,1 4,0 3, ,7 2,8 2,3 7, 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 som var i drift i 2015 etter avtale med Miljødirektoratet. Gjennomsnittlig konsentrasjon er brukt for beregning av årlig utslipp, og der konsentrasjon ligger under deteksjonsnivå benyttes halve konsentrasjonen av deteksjonsgrensen. Tabell 3.2a oppgir oversikt over metoder og laboratorier benyttet for miljøanalyser i Tabell 3.2a Oversikt over metoder og laboratorier benyttet for miljøanalyser 2015 Oversikt over metoder og laboratorier benyttet for miljøanalyser 2015 Komponent: Akkreditert Komponent / tekninkk: Metode Laboratorie Fenoler /alkylfenoler (C1-C9) Ja Fenoler/alkylfenoler i vann, GC/MS Intern metode Sintef - MoLab AS PAH/NPD Ja PAH/NPD i vann, GC/MS Intern metode Sintef - MoLab AS Olje i vann Ja Olje i vann, (C7-C40), GC/FID Mod. NS-EN ISO / OSPAR Sintef - MoLab AS BTEX Ja BTEX i avløps- og sjøvann, HS/GC/MS ISO Sintef - MoLab AS Organiske syrer (C1- C6)* Ja** Organiske syrer i avløps- og sjøvann, HS/GC/MS Intern metode Sintef - MoLab AS Kvikksølv Ja Kvikksølv i vann, atomfluorescens (AFS) EPA 200.7/200.8 Sintef - MoLab AS Elementer Ja Elementer i vann, ICP/MS, ICP- OES EPA 200.7/200.8 Sintef - MoLab AS * Naftensyre skal analyseres og rapporteres for de felt hvor heksansyre ligger over kvantifiseringsgrensen. ** Akkreditert for samtlige analyse unntatt pentansyre og heksansyre. Miljødirektoratet har gitt Statoil UPN tillatelse til å benytte samme laboratorium for analyse av heksansyre og pentansyre i 2016, ref mail av 18. desember 2015, samtidig som laboratoriet jobber med å få analysene akkreditert. Oversikt over alle komponentene i produsert vann er vist i vedlegg, tabellene 10.3a-r. Tabell 3.2 angir konsentrasjon og utslipp av tungmetaller i produsertvannet i Page 33 of 98

34 Tabell 3.2 Utslipp av tungmetaller med produsertvann Forbindelse Konsentrasjon (g/m3) Utslipp (kg) Arsen 0 7,67 Barium 11, ,46 Jern 2, ,17 Bly 0 1,88 Kadmium 0 0,3 Kobber 0 10,85 Krom 0 18,02 Kvikksølv 0 0,63 Nikkel 0 8,41 Zink 0 82,21 Sum , Metaller uten Ba/Fe (kg) Ba/Fe (Tonn) Figur 3.2 Historisk oversikt over utslipp av metaller. Figur 3.3 viser at det er en økning i mengde av barium og jern til sjø fra Gullfaksplattformene i forhold til i 2014, og trenden de siste årene forsterkes utterligere. Konsentrasjonen av de to metallene ligger imidlertid på samme nivå som i 2014 og i enkelte prøver litt lavere. Mengde produsertvann til sjø har i samme periode økt med nærmere 15 prosent, og dette forklarer økningen i mengdene til sjø. Det er reduksjon i samlet mengde av de øvrige metallene. Tabellene 3.3.a-d gir en oversikt over utslipp av organiske forbindelser til sjø fra produsertvann. Figur 3.3 gir historisk oversikt over de samme utslippene. Page 34 of 98

35 Tabell 3.3.a Utslipp av BTEX-forbindelser i produsert vann. Forbindelse Konsentrasjon [g/m3] Utslipp [kg] Benzen 6, ,16 Toluen 6, ,85 Etylbenzen 0, ,52 Xylen 2, ,50 Sum ,02 Tabell 3.3.b Utslipp av PAH-forbindelser i produsert vann. Konsentrasjon Forbindelse [g/m3] Utslipp [kg] NPD [kg] EPA-PAH 14 [kg] Naftalen 0, ,36 JA JA C1-naftalen 0, ,06 JA C2-naftalen 0, ,67 JA C3-naftalen 0, ,18 JA Fenantren 0,01 217,17 JA JA C1-Fenantren 0,01 217,10 JA C2-Fenantren 0,01 220,66 JA C3-Fenantren 0,00 94,57 JA Dibenzotiofen 0,00 82,07 JA C1-dibenzotiofen 0,00 91,27 JA C2-dibenzotiofen 0,00 117,20 JA C3-dibenzotiofen 0,00 78,12 JA Acenaftylen 0,00 20,06 JA JA Acenaften 0,00 25,78 JA JA Antrasen 0,00 5,73 JA JA Fluoren 0,01 200,12 JA JA Fluoranten 0,00 3,59 JA JA Pyren 0,00 3,01 JA JA Krysen 0,00 5,84 JA JA Benzo(a)antrasen 0,00 1,05 JA JA Benzo(a)pyren 0,00 0,21 JA JA Benzo(g,h,i)perylen 0,00 0,39 JA JA Benzo(b)fluoranten 0,00 0,92 JA JA Benzo(k)fluoranten 0,00 0,22 JA JA Indeno(1,2,3-c,d)pyren 0,00 0,15 JA JA Dibenz(a,h)antrasen 0,00 0,24 JA JA EPA-PAH 16 [kg] Sum , ,43 267, ,86 Page 35 of 98

36 Tabell 3.3.c Utslipp av fenoler i produsertvann Forbindelse Konsentrasjon [g/m3] Utslipp [kg] Fenol 1, ,02 C1-Alkylfenoler 1, ,03 C2-Alkylfenoler 0, ,19 C3-Alkylfenoler 0, ,75 C4-Alkylfenoler 0, ,91 C5-Alkylfenoler 0,02 490,67 C6-Alkylfenoler 0,00 8,95 C7-Alkylfenoler 0,00 10,11 C8-Alkylfenoler 0,00 2,46 C9-Alkylfenoler 0,00 0,59 Sum ,68 Tabell 3.3.d Utslipp av organiske syrer i produsertvann Forbindelse Konsentrasjon (g/m3) Utslipp (kg) Maursyre 1, ,97 Eddiksyre 58, ,79 Propionsyre 6, ,79 Butansyre 1, ,83 Pentansyre 1, ,54 Naftensyrer - - Sum ,91 Page 36 of 98

37 kg Årsrapport 2015 for Gullfaks BTEX PAH Fenol Alkylfenol C1-C9 Org.syrer NPD Figur 3.3 Utviklingen i utslipp av organiske forbindelser med produsert vann på Gullfaks (logaritmisk skala på y-aksen). Figur 3.3 viser en liten økning i mengden av BTEX og alkylfenoler fra 2014 til 2015, og dette følger trenden fra de siste årene. For de øvrige organiske forbindelsene er det en nedgang i forhold til 2014, spesielt for fenol. Samlet usikkerhet er relativt høy for enkelte av komponentene, og dette kan forklare variasjon i resultatene fra år til år. Page 37 of 98

38 4 Bruk og utslipp av kjemikalier 4.1 Samlet forbruk og utslipp Kjemikalier benyttes på alle tre Gullfaksplattformene. Kjemikalier til Tordis og Visund Sør som doseres fra og slippes ut på Gullfaks C er også inkludert i denne rapporten. I tillegg er kjemikalier brukt i produksjonen fra Gullfaks Satellitter og Gimle med. Øvrige kjemikalier som har vært benyttet/sluppet ut på Gullfaks Satellitter rapporteres i egen rapport, dette inkluderer også forbruk og utslipp av kjemikalier knyttet til RFO-aktiviteter på GSO- og GSC-prosjektene samt installasjon og trekking av subsea kompressorstasjoner på GSC-prosjektet. Kjemikalier i bruksområde C injeksjonskjemikalier rapporteres med utslippsfaktor basert på injeksjonsanleggets funksjonalitet. Dette gir en balanse mellom mengde til sjø og injisert. Kjemikalier til brannvannsystemene er fra og med 2014 inkludert i oversiktene over forbruk og utslipp av kjemikalier som angitt i kapittel 4, 5, 6, samt vedlegg. Kjemikalier til drikkevannsbehandling inngår ikke i oversiktene over forbruk og utslipp av kjemikalier. Brønnbehandlingskjemikalier benyttet av intervensjonsfartøy på felt koblet til Gullfaks A og Gullfaks C vil ved oppstart av brønner gå til utslipp på Gullfaks, men både utslippet og forbruket er registrert der forbruket finner sted. Ved oppstart av nye brønner på felt som er koblet opp til Gullfaks A og Gullfaks C, vil det være utslipp av vannløselige kjemikalier på Gullfaks. Utslippet rapporteres på den installasjonen utslippet skjer. I vedleggstabellene 10.2a-q finnes oversikt over enkeltkjemikalier brukt på Gullfaksfeltet. Tabell Samlet forbruk og utslipp av kjemikalier Gruppe Bruksområde Forbruk (tonn) Utslipp (tonn) Injisert (tonn) A Bore- og brønnkjemikalier , , ,09 B Produksjonskjemikalier 1 815, ,11 0,00 C Injeksjonsvannkjemikalier 4 284,78 204, ,44 D Rørledningskjemikalier 0,47 0,00 0,00 E Gassbehandlingskjemikalier , ,43 0,00 F Hjelpekjemikalier 156,57 81,47 35,79 G H Kjemikalier som tilsettes eksportstrømmen Kjemikalier fra andre produksjonssteder K Reservoarstyring 1,38 1,16 0,00 Sum , , ,32 Page 38 of 98

39 Tonn Årsrapport 2015 for Gullfaks Figur 4.1 viser den historiske utviklingen over samlet forbruk og utslipp av kjemikalier ved Gullfaksfeltet Forbruk Utslipp Figur 4.1 Historisk utvikling over forbruk og utslipp av kjemikalier. 4.2 Bore- og brønnkjemikalier Samlet forbruk og utslipp av kjemikalier som er benyttet i bore- og brønnoperasjoner på Gullfaks hovedfelt er gitt i figur 4.2. Alle verdiene er oppgitt i tonn. En fullstendig oversikt over forbruk og utslipp av enkeltkjemikalier er gitt i tabeller Forbruk og utslipp av borekjemikalier og sementkjemikalier er basert på miljøregnskapet etter ferdigstilling av hver seksjon eller sementjobb. Kjemikalier som benyttes ved komplettering er også basert på rapportert forbruk for hver enkeltjobb. Utslipp av kjemikalier er beregnet på bakgrunn av massebalanser av borevæsker og mengder kaks som er sluppet ut. For Gullfaksfeltet har M-I Swaco vært leverandør og kontraktør for borevæskekjemikalier, brønnkjemikalier og kompletteringskjemikalier. Halliburton har vært leverandør for sementkjemikalier. Halliburton har vært kontraktør for brønnoperasjoner og har bruk både egne kjemikalier og kjemikalier levert fra M-I Swaco. Registrering av kjemikalier brukt i forbindelse med brønnjobber registreres i miljøregnskapet pr brønn etter endt jobb. Når kjemikalier pumpes ned i brønn vil de følge produksjonsstrømmen når brønnen settes i produksjon igjen. Vannløselige kjemikalier vil da følge vannfasen, mens oljeløselige kjemikalier vil følge oljestrømmen. Ved brønnjobber utført i injeksjonsbrønner registreres kjemikaliene som «etterlatt i brønn», da disse brønnene ikke produseres. Figur 4.2 viser den historiske utviklingen over forbruk og utslipp av bore- og brønnkjemikalier på Gullfaksfeltet. Page 39 of 98

40 Tonn Årsrapport 2015 for Gullfaks Forbruk og utslipp av vannbasert borevæske har økt sammenlignet med fjoråret, mens forbruk av oljebaserte borevæsker er redusert. Totalt forbruk av borekjemikalier har ikke endret seg stort fra 2014 til 2015, men utslippet har økt grunnet mer bruk av vannbaserte borevæsker. Det har ikke vært benyttet beredskapskjemikalier på Gullfaks i rapporteringsåret. Bore- og brønnkjemikalier Forbruk Utslipp Figur 4.2 Historisk utvikling over forbruk og utslipp av bore- og brønnkjemikalier. 4.3 Produksjonskjemikalier Historisk forbruk og utslipp av produksjonskjemikalier er gitt i figur 4.3. En oversikt over forbruk og utslipp av enkeltkjemikaliene for rapporteringsåret er gitt i vedleggstabell 10.2d-f. Kjemikalieforbruket i produksjon følges kontinuerlig opp av prosessteknikere. Forbruket registreres månedlig i miljøregnskapet til Gullfaks. Det er en økning i forbruk og utslipp fra 2014 til 2015 på GFA og GFB, og dette skyldes generelt økt mengde produsertvann gjennom prosessanleggene. På GFA var det også økt forbruk av avleiringshemmer på grunn av økende avleiringsproblemer i prosessanlegget, og økt forbruk av barriererolje som følge av problemer med flerfasepumpen. På GFB har det vært en økning i bruk av avleiringshemmer som også skyldes at en har startet med nedihullsinjeksjon. Økning i forbruket av emulsjonsbryter skyldes delvis også nytt produkt som ble tatt i bruk i 2014 har lavere konsentrasjon av aktive komponenter og derfor krever noe høyere dosering. Det er en liten nedgang i forbruk/utslipp på GFC som skyldes redusert mengde produsertvann gjennom anlegget. Page 40 of 98

41 Tonn Årsrapport 2015 for Gullfaks 2500 Produksjonskjemikalier Forbruk Utslipp Figur 4.3 Forbruk og utslipp av produksjonskjemikalier. Beregning av utslipp av produksjonskjemikalier er gjort ved hjelp av Statoils Kjemikaliemassebalansemodell (forkortet KIV, versjon 1.20). Denne er beskrevet i årsrapport for 2008 og tidligere. KIV-verdiene revurderes rutinemessig og ved behov, og revurderes alltid i forbindelse med utarbeidelsen av årsrapport. Gullfaks har bare benyttet produksjonskjemikalier som er klassifisert som gule og grønne i rapporteringsåret, bortsett fra barriereoljene Shell morlina S2 BL5 på GFA/GFC og Shell morlina/aeroshell AF12 på GFC (begge svarte) samt vokshemmer PI-7192 (rød) på GFA, knyttet til drift av Gullfaks Sør økt oljeutvinning (GSO). Forbruk og utslipp av Shell morlina S2 BL5 på flerfasepumpen på GFA var ikke i hht. midlertidig tillatelse datert , ref. kap På GFC er forbruk/utslipp av Shell morlina S2 BL5 og Shell morlina/aeroshell AF12 innenfor midlertidig tillatelse datert Hele årsforbruket inngår i tabell 4.1 og figur 4.1/4.3. Shell morlina/aeroshell fluid miks består av 95 % Shell morlina S2 BL5 og 5 % Aeroshell fluid 12. Forbruk av Aeroshell fluid 12 (100 % svart) var 68 kg i 2015, og utslippet var på 0,04 kg. Bakgrunnen for at forbruket var mindre enn søkt inn var at Gullfaks sjøbunnskompressjonanlegget ble satt ut av drift da lekkasje av barriereolje ble oppdaget i begynnelsen av november Injeksjonskjemikalier Det er også i 2015 injisert sjøvann for å opprettholde trykket i reservoaret på Gullfaksfeltet. Gullfaks C leverer også injeksjonsvann til Tordis. Historisk forbruk og utslipp av injeksjonsvannkjemikalier på Gullfaksfeltet er gitt i figur 4.4. På alle tre installasjonene brukes skumdemperen DF-550, som er i rød miljøkategori. Forbruket av alle injeksjonsvannkjemikaliene var i 2015 noe høyere enn foregående år og skyldes hovedsakelig økning i injiserte vannvolumer på GFA og GFB. Problemer med overdosering av skumdemper på GFA og GFC har også gitt økning i forbruket. En oversikt over forbruk og utslipp av enkeltkjemikaliene for rapporteringsåret er gitt i vedleggstabell 10.2g-i. Page 41 of 98

42 Tonn Årsrapport 2015 for Gullfaks Under planlagte og uforutsette nedstengninger av injeksjonsvannsystemene vil det av prosessmessige årsaker være nødvendig å slippe noe injeksjonsvann med kjemikalier til sjø. Mengdene framgår av vedleggstabellene, og er minimale på GFB og GFC. Utslipp av DF-550 er redusert i forhold til i 2014, og skyldes at mindre injeksjonsvann er sluppet til sjø på GFA i 2015 kontra de to foregående årene. Utslippsmengden for hele feltet framgår av tabell 4.1 og figur Injeksjonskjemikalier Forbruk Utslipp Figur 4.4 Historisk utvikling i forbruk av injeksjonskjemikalier. 4.5 Rørledningskjemikalier Forbruk og utslipp av rørledningskjemikalier gjelder utslipp av kjemikalier i forbindelse med oppkobling av nye lastebøyer ved GFA. Mengdene framgår av vedleggstabell 10.2j. Page 42 of 98

43 Tonn Årsrapport 2015 for Gullfaks 250 Rørledningskjemikalier Forbruk Utslipp Figur 4.5 Historisk utvikling i forbruk av rørledningskjemikalier. 4.6 Gassbehandlingskjemikalier Gullfaks har bare benyttet gassbehandlingskjemikalier som er klassifisert som gule og grønne i rapporteringsåret. Trietylenglykol (TEG) brukes i gasstørkeanleggene. MEG har blitt brukt som hydrathemmer i forbindelse med oljetransporten mellom Tordis og Gullfaks C og mellom Gullfaks Sør og Gullfaks C. Metanol har blitt brukt som hydrathemmer mellom Gullfaks Sør og Gullfaks A, og på Gullfaks B. Gullfaks har betydelig H 2 S produksjon. H 2 S-fjerner doseres derfor i gassen ut fra sikkerhetshensyn og for å sikre at kravet til maksimum mengde H 2 S i salgsgassen blir overholdt. Scrubberne på Gullfaks installasjonene er installert slik at det kan tas ut tre faser; gass, kondensat og vann. Brukt H 2 S-fjerner skilles ut i vannfasen i scrubberne. Det er installert reinjeksjonsanlegg på alle plattformene. Det har vært problemer med idriftsettelse av anleggene på grunn av manglende injeksjonsforutsetninger i de valgte brønnene. Se pkt. 1.3 for status på uttesting av dette. Historisk forbruk og utslipp av gassbehandlingskjemikalier på Gullfaksfeltet er gitt i figur 4.6. Det er en liten økning i forbruk/utslipp. Dette skyldes økte utfordringer med H 2 S i gassen, hovedsakelig på GFA, som medførte økt forbruk av H 2 S- fjerner. En oversikt over forbruk og utslipp av enkeltkjemikaliene for rapporteringsåret er gitt i vedleggstabell 10.2k-m. Page 43 of 98

44 Tonn Årsrapport 2015 for Gullfaks Gassbehandlingskjemikalier Forbruk Utslipp Figur 4.6 Forbruk og utslipp av gassbehandlingskjemikalier. 4.7 Hjelpekjemikalier I figur 4.7 er det gitt en oversikt over historisk forbruk og utslipp av kjemikalier som brukes i hjelpeprosessene på feltet. Reduksjon i forbruk og utslipp fra 2014 til 2015 skyldes i hovedsak at forbruk/utslipp av MEG er redusert. I 2014 ble det sluppet ut mye MEG i forbindelse med revisjonsstansen på GFA. En oversikt over forbruk og utslipp av enkeltkjemikaliene for rapporteringsåret er gitt i vedleggstabell 10.2n-p. Det har vært benyttet svarte hydraulikkoljer som går i lukkete system, og dette er inkludert i forbrukstallene. Forbruk av disse er noe redusert i forhold til i De brukte hydraulikkoljene sendes til land som spilloljer eller blandes inn i eksportstrømmen. Det er ingen utslipp til ytre miljø fra disse. I tillegg bruker alle tre Gullfaksplattformene brannskum i svart miljøkategori, se kap Boring har brukt kjølevæske i svart miljøkategori. Denne går til injeksjon på alle tre plattformene. Det har vært benyttet to røde hjelpekjemikalier på Gullfaks C i 2015; IC-Dissolve 1 brukes til rengjøring av prosessutstyr og fjerner avsetninger (hard scale) som reduserer effektiviteten av utstyr. Dette CIP-kjemikalie ble, sammen med IC-clean, injisert i deponibrønn på GFA i 2015, i hht. tillatelse (ref. tabell. 1.1). I tillegg var det i 1. halvår 2015 forbruk av hydraulikkvæske i rød miljøkategori knyttet til drift av Tordis. Se pkt. 1.5 for forklaring. Page 44 of 98

45 Tonn Årsrapport 2015 for Gullfaks Hjelpekjemikalier Forbruk Utslipp Figur 4.7 Forbruk og utslipp av hjelpekjemikalier. 4.8 Kjemikalier som tilsettes eksportstrømmen Det tilsettes ikke kjemikalier til eksportstrømmen fra Gullfaks. 4.9 Kjemikalier fra andre produksjonssteder Gullfaks mottar olje fra Visund og Vigdis. Da oljen ikke prosesseres på feltet, men bare lagres og lastes er det antatt at kjemikaliene som følger med oljen ikke går til utslipp på Gullfaks Vannsporstoff Det har vært tilsatt vannsporstoff på Gullfaks Hovedfelt i rapporteringsåret i hhv gul og rød miljøklasse. Oljeløselige sporstoff følger oljefasen i produksjonsstrømmen, mens 80 % av forbrukt vannløselige sporstoff er vurdert til å bli tilbakeprodusert og går til utslipp over en ti-årsperiode. I denne rapporten er hele utslippet registrert på forbruksåret. Figur 4.8 viser en historisk oversikt av vannsporstoff benyttet på feltet. Page 45 of 98

46 Mengde tørrstoff (kg) Årsrapport 2015 for Gullfaks Vannsporstoff Forbruk Utslipp Figur 4.8 Historisk oversikt over forbruk og utslipp av vannsporstoff Forbruk og utslipp av beredskapskjemikalier Brannskum Fra og med 2011 har Miljødirektoratet bedt om at bruk og utslipp av brannskum inkluderes i rapporteringen. Fra og med 2014 er bruk og utslipp av brannskum inkludert i bruksområdegruppe F (Hjelpekjemikalier) og forbruk/utslipp framgår av vedleggstabell 10.2n-p, og inngår i figur 4.7 fra og med Bore- og brønnkjemikalier Det har ikke blitt benyttet beredskapskjemikalier ved bore- og brønnoperasjoner i rapporteringsåret. Page 46 of 98

47 5 Evaluering av kjemikalier 5.1 Substitusjon av kjemikalier Klassifiseringen av kjemikalier og stoff i kjemikalier er gjort i henhold til gjeldende forskrifter og dokumentert i datasystemet NEMS Chemicals (heretter kalt NEMS). I NEMS finnes HOCNF-datablad for de enkelte kjemikalier der komponentene er klassifisert ut fra følgende egenskaper: Bionedbrytning Bioakkumulering Akutt giftighet Kombinasjoner av punktene over Basert på stoffenes iboende egenskaper er de gruppert som følger: Svarte: Kjemikalier som det kun unntaksvis gis utslippstillatelse for (gruppe 1-4) Røde: Kjemikalier som skal prioriteres spesielt for substitusjon (gruppe 5-8) Gule: Kjemikalier som har akseptable miljøegenskaper ("Andre kjemikalier") Grønne: PLONOR-kjemikalier og vann De ulike bruksområdene for kjemikaliene er oppsummert med hensyn til mengder av miljøklassene gule, røde og svarte stoffgrupper (ref. Aktivitetsforskriften). Kjemikalier som benyttes innenfor Aktivitetsforskriftens rammer skal miljøklassifiseres i henhold til HOCNF og vurderes for substitusjon etter iboende fare og risiko ved bruk. Kjemikalier som har svart, rød, gul Y3 og/eller Y2 miljøfare skal identifiseres og inngå i selskapets substitusjonsplaner. Bruk av slike produkter kan forsvares i tilfeller der utslipp til sjø er lite, produktet er kritisk for drift eller integritet til et anlegg og/eller det ut fra en helhetlig vurdering av et anlegg ser at det er en netto miljøgevinst i å ta i bruk disse kjemikaliene. Årlig avholdes substitusjonsmøter mellom Statoil og leverandører/kontraktører. Her presenteres produktporteføljen og bruksområder der HMS-egenskapene er synliggjort. På møtene diskuteres behovet for de enkelte kjemikaliene og muligheten for substitusjon. Aksjoner for substitusjon vedtas og følges opp på kontraktsmøter gjennom året. Statoil vil særlig prioritere substitusjonskandidater som følger vannstrømmen til sjø. Substitusjonsplanene er lett tilgjengelige for lokal miljøkoordinator samt andre relevante som er knyttet til drift eller kontrakter. Kjemikalier i lukkede systemer slippes ikke ut og vil være unntatt fra substitusjonsplanene grunnet lav risiko for miljøpåvirkning og få/ingen reelle erstatningsprodukter til de enkelte bruksområder. Unntak fra vurdering er i henhold til Produktkontrolloven 1 og 3a. Fra og med rapporteringsåret 2015 blir stoff dekket av REACH Annex IV og V rapportert i hhv. kategori 204 og 205 (grønne kjemikalier). For tidligere rapporteringsår ble disse stoffene rapportert under kategori 99, gule kjemikalier. Stoffkategori 99 er fremdeles aktiv i NEMS og omfatter nå et begrenset antall stoffer som karakteriseres som uorganiske baser/syrer. Kategori 99 er formelt tatt ut av rapporteringsveilederen, men det forventes at SKIM (Samarbeidsforum offshorekjemikalier, industri og myndigheter) vil kunne komme opp med en omforent anbefaling for fremtidig kategorisering av uorganiske baser/syrer. Inntil videre vil Statoil rapportere stoffene på kategori 99 for å opprettholde konsistens med NEMS-databasen og andre operatørers rapportering. Ihht Aktivitetsforskriften 62 siste ledd er disse uorganiske syrene og basene fritatt fra testing. Under nøytrale ph-betingelser vil de i praksis foreligge som Plonorkjemikalier. Natriumhypokloritt er nylig bestemt omklassifisert fra gul til rød miljøkategori etter en nærmere oppgang av praksis ved angivelse av giftighet i HOCNF-databladene til alle relevante leverandører. Natriumhypokloritt er en uorganisk forbindelse Page 47 of 98

48 som i konsentrert form er giftig for planktonorganismer og faller dermed inn under rød miljøfareklasse ihht OSPARkriteriene. I følge brev fra Miljødirektoratet vil omklassifiseringen bli gjeldende fra 1.januar 2016 for alle leverandører, men en leverandør har allerede innført omklassifisering som er gjeldende for Hypokloritt kan dermed finnes både som gult og rødt kjemikalie i årsrapporter for Tilsatt og rapporteringspliktig natriumhypokloritt benyttes hovedsaklig som et biocid i sjøvannssystemer for å hindre begroing av biologiske organismer. Hypokloritt er et middel som forbrukes i kontakt med oksyderbart materiale og full effekt oppnås når det er restklor i utløpet. Forbruket fra dosering til utløp vil variere avhengig av hvor rene systemene er, men typisk er det anbefalt dosering på 2 mg/l og restmengde klor i utløpsstrømmen på 0,3-0,7 mg/l. For rapporteringsformål estimeres det en utslippsfaktor på 40% av tilsatt mengde på generell basis. Eventuell hypokloritt tilsatt drikkevann eller hypokloritt produsert in-situ (v/elektroklorinering) er ikke rapporteringspliktig og er ikke inkludert i denne årsrapporten. Tabell 5.1 viser oversikt over Gullfaksfeltets totale kjemikalieutslipp i rapporteringsåret fordelt etter kjemikalienes miljøegenskaper. Tabell 5.1 Forbruk og utslipp av stoff fordelt etter deres miljøegenskaper. Utslipp Kategori Miljødirektoratets fargekategori Mengde brukt (tonn) Mengde sluppet ut (tonn) Vann 200 Grønn 7 461, ,44 Stoff på PLONOR listen 201 Grønn , ,69 REACH Annex IV 204 Grønn 15,177 14,8763 REACH Annex V 205 Grønn Mangler test data 0 Svart 0,9939 0,0002 Stoff som er antatt å være eller er arvestoffskadelige eller reproduksjonsskadelige Liste over prioriterte kjemikalier som omfattes av resultatmål 1 (prioritetslisten) St.meld.nr.25 ( ) 1,1 Svart 2 Svart Bionedbrytbarhet < 20% og log Pow 5 3 Svart 31,9609 0,0039 Bionedbrytbarhet <20 % og giftighet EC50 eller LC50 10 mg/l To av tre kategorier: Bionedbrytbarhet <60%, logpow 3, EC50 eller LC50 10 mg/l 4 Svart 0,8178 0, Rød 31,8276 0,0039 Uorganisk og EC50 eller LC50 1 mg/l 7 Rød 0, Bionedbrytbarhet <20% 8 Rød 35,4301 0,2595 Kjemikalier som er fritatt økotoksikologisk testing, inkludert REACH Annex IV og V 99 Gul 32, ,3766 Andre kjemikalier 100 Gul 7 448, ,40 Gul underkategori 1 forventes å biodegradere fullstendig 101 Gul 1 196, ,67 Gul underkategori 2 forventes å biodegradere til stoff som ikke er miljøfarlige 102 Gul 138, ,4489 Gul underkategori 3 forventes å biodegradere til stoff som kan være miljøfarlige 103 Gul , ,98 Page 48 of 98

49 Tonn Årsrapport 2015 for Gullfaks Fordeling av kjemikaliekomponenter i de ulike miljøfareklassene var prosentvis slik i rapporteringsåret: Komponenter Grønne Gule Røde Svarte Forbruk 69,9 % 29,8 % 0,2 % 0,1 % Utslipp 79,3% 20,6 % 0,002 % 0,005 % Tabell over viser at det var, som i 2014, en veldig liten andel av kjemikaliemengdene som var i svart og rød miljøfareklasse. Forbruk av svart stoff skriver seg fra hydraulikkoljer i lukkete system, brannskum, fargestoff i diesel og kjølevæske på alle tre installasjonene, samt Shell morlina S2 BL5 på GFA og GFC og Shell morlina/aeroshell fluid miks på GFC. Utslipp av stoff i svart kategori er beregnet til 822 kilo, og dette skriver seg fra utslipp brannskum fra alle tre plattformene samt Shell morlina S2 BL5 på GFA og GFC, og Shell morlina/aeroshell AF12 på GFC. Utslipp av stoff i rød kategori var på 263 kg, og dette skriver seg fra injeksjonsvannkjemikalie DF-550 som hovedsakelig er sluppet ut på GFA, brannskum, vokshemmer PI-7192, Shell morlina S2 BL5 og Shell morlina/aeroshell AF12. Det har også vært utslipp av rødt vannsporstoff i Historisk utvikling i utslipp av kjemikalier i de fire fargekategoriene er vist i figuren , og inkluderer brannskum fra og med Figur 5.1: Historisk utvikling i utslipp av grønn kjemikaliekomponenter Page 49 of 98

50 Tonn Tonn Årsrapport 2015 for Gullfaks Figur 5.2: Historisk utvikling i utslipp av gule kjemikaliekomponenter 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0 Figur 5.3: Historisk utvikling i utslipp av røde kjemikaliekomponenter. Page 50 of 98

51 Tonn Årsrapport 2015 for Gullfaks 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 Figur 5.4: Historisk utvikling i utslipp av svarte kjemikaliekomponenter. 5.2 Usikkerhet i kjemikalierapporteringen Basert på undersøkelser er det fremkommet at usikkerhet i kjemikalierapportering hovedsakelig kan knyttes til to faktorer usikkerhet i produktsammensetning og volumusikkerhet. Størst usikkerhet i kjemikalierapporteringen er knyttet til HOCNF hvor to forhold er identifisert. Kjemiske produkter rapporteres på komponentnivå og HOCNF er kilden til disse data der produktenes sammensetning oppgis i intervaller. Rapporterte mengder beregnes ut fra intervallenes gjennomsnitt, mens faktisk innhold i produktene kan være forskjellig fra midten i intervallet. Dette er et resultat av organiseringen av miljødokumentasjonen, og operatør kan ikke påvirke dette usikkerhetsmomentet i henhold til dagens regelverk. Det andre forholdet er at komponenter i enkelte tilfeller har blitt oppgitt med vanninnhold i HOCNF, noe som medførte overestimering av aktiv kjemikaliemengde i forhold til vann når totalforbruket ble rapportert. SKIM (Samarbeidsforum offshorekjemikalier, industri og myndigheter) anbefalte på sitt møte den 9. september 2010 at stoffer oppføres i seksjon 1.6 i HOCNF uten vann, og at giftighetsresultatene justeres for å vise giftigheten til stoffet uten vann. Denne presiseringen har Statoil formidlet til sine leverandører og implementert praksis med rapportering av produkter der stoffene rapporteres som konsentrater og vannandelen i stoffene slås sammen med resten av vannet i produktet. Mengdeusikkerheten for komponentdata i HOCNF anslås til ± 10 %. Volumusikkerhet relatert til de totale mengdene av kjemikalier som overføres mellom base og båt, båt og offshoreinstallasjon, samt målenøyaktighet på transport- og lagertanker er normalt i størrelsesorden ± 3 %. Page 51 of 98