Årsrapport 2015 Utslipp fra Åsgard AU-ASG-00054

Transkript

1 Security Classification: Open - Status: Final Page 1 of 70

2 Security Classification: Open - Status: Final Page 2 of 70

3 Innhold 1 Status Oppfølging av utslippstillatelsene Overskridelse av utslippstillatelsen / avvik Kjemikalierammer Olje-, gass- og vannproduksjon i Status nullutslippsarbeidet EIF-beregninger Teknologi- og kostnyttevurdering for håndtering av produsert vann Utfasing av kjemikalier Utslipp fra boring Boring med vannbasert borevæske Boring med oljebasert borevæske Oljeholdig vann Olje og oljeholdig vann Organiske forbindelser og tungmetaller Bruk og utslipp av kjemikalier Usikkerhet i kjemikalierapporteringen Evaluering av kjemikaliene Oppsummering av kjemikaliene Miljøvurdering av kjemikalier på Åsgardfeltet Substitusjon av kjemikalier Kjemikalier i lukkede systemer Bruk og utslipp av miljøfarlige stoff Kjemikalier som inneholder miljøfarlige stoff Stoff som står på Prioritetslisten, Prop. 1S ( ), som tilsetninger og forurensninger i produkter Brannskum Forbrenningsprosesser og utslipp til luft Generelt Brønnopprenskning Opprenskning av 6506/12-PB-1 Y1H/Y2H til Åsgard A, september NOx CO SOx og aminanlegg Forbrenningsprosesser Utslipp ved lagring og lasting av olje Diffuse utslipp og kaldventilering Bruk og utslipp av gassporstoff Utilsiktede utslipp Utilsiktede utslipp av olje Security Classification: Open - Status: Final Page 3 of 70

4 8.2 Utilsiktede utslipp av kjemikalier og borevæsker Utilsiktede utslipp til luft Utilsiktede utslipp fordelt på installasjoner og prosjekter Avfall Vedlegg Security Classification: Open - Status: Final Page 4 of 70

5 Denne rapporten er utarbeidet i henhold til Miljødirektoratets retningslinjer for årsrapportering for petroleumsvirksomheten. Rapporten dekker utslipp til sjø og til luft, samt håndtering av avfall fra Åsgardfeltet i Kontaktperson: Kari Mette Murvoll, mob (e-post: hnom@statoil.com) Fra øverst til venstre: Åsgard B, Åsgard A og Åsgard C. 1 Status Tabell 1.1 Oversikt over feltet Blokk og Blokk 6407/2 utvinningstillatelse 074. Tildelt 1982 utvinningstillatelse Blokk 6407/3 utvinningstillatelse 237. Tildelt 1998 Blokk 6506/11 utvinningstillatelse 134. Tildelt 1987 Blokk 6506/12 utvinningstillatelse 094. Tildelt 1984 Blokk 6507/11 utvinningstillatelse 062. Tildelt 1981 Blokk 6406/3 utvinningstillatelse 094b. Tildelt 2002 Fremdrift Godkjent utbygd av Stortinget: Juni 1996 Produksjonsstart: Mai 1999 Operatør Statoil Petroleum AS Nedstengning Ingen revisjonsstans i 2015 Innretninger Åsgard A (produksjons- og lager-skip for olje), Åsgard B (gassplattform) og Åsgard C (lagerskip) Milepæler Oljeproduksjonen fra Åsgard A startet 19.mai oktober 2000 kom gassplattformen Åsgard B i drift. Mikkel ble satt i produksjon over Åsgard 1.august Kondensat-produksjon Security Classification: Open - Status: Final Page 5 of 70

6 Hvor/Hvordan olje/gass blir levert fra Kristin-feltet startet opp i november 2005, og denne går inn til Åsgard C. Fra 1.oktober 2006 ble olje/kondensat fra Åsgardfeltet solgt som væskeproduktet Åsgard Blend. Produksjonen fra Yttergryta startet opp i 2009, og pågikk fram til sommeren Fra 1.august 2010 kom produksjon på Morvinfeltet i gang (produserer via Åsgard B). Den 16.september 2015 startet første tog på havbunnen knyttet til Åsgard Subseakompresjonssprosjektet, og vil gi økt produksjon for feltet. Tog 2 startet 28.januar Produksjonsanleggene under vann består av 56 produksjons- og injeksjonsbrønner. Mot Åsgard A er det tilknyttet til 8 brønnrammer fra Smørbukk og Smørbukk sør. Mot Åsgard B er det tilknyttet til sammen 14 brønnrammer; - 7 stk fra Smørbukk - 3 fra Midgard - 2 fra Mikkel - 2 fra Morvin (startet opp høsten 2010) Brønnene er knyttet sammen med 300 km rør, som er koblet til produksjonsskipet for olje (Åsgard A), gassplattformen Åsgard B og lagerskipet Åsgard C. Det produseres olje, gass og kondensat på feltet. Råoljen pumpes fra lagertankene på Åsgard A og over i tankskip som går i skytteltrafikk mellom feltet og raffinerier på land. Kondensatet fra Åsgard B, Kristin og Tyrihans lagres på Åsgard C sendes med tankskip til kunder i petrokjemisk industri og til raffinerier. Kondensat fra Åsgard B lagres også på Åsgard A. Gass fra Åsgardfeltet sendes gjennom rørledningen Åsgard Transport til gassbehandlingsanleggene på Kårstø og videre til Dornum i Tyskland. Gass fra Åsgard B brukes også som trykkstøtte i Tyrihans. 1.1 Oppfølging av utslippstillatelsene Oppdatert rammesøknad for Åsgard ble sendt , og ny rammetillatelse ble gitt fra Miljødirektoratet Tillatelsen ble ytterligere oppdatert , i forbindelse med søknad om bruk av gassporstoff våren 2015 og på grunn av behov for klargjøring av responstid for mekanisk bekjempelse i beredskapssammenheng. Senere har tillatelsen blitt oppdatert flere ganger, for å inkludere endrede krav til utslipp av flyktige organiske forbindelser ved lasting av råolje til skip offshore ( ), økte rammer for svart og rødt stoff samt unntak for HOCNF for Uniway LI 62 ( ) og tillatt bruk bruk av svarte oljesporstoff ( ). Forlenget midlertidig tillatelse til bruk av Uniway LI 62 samt forlenget unntak for HOCNF, ble gitt Det ble utført nok en brønnopprenskning mot Åsgard A i I forbindelse med planlegging av denne opprenskningen, og basert på erfaring fra 2014 da brønnen Q-3 ble rensket opp, søkte Statoil om unntak fra aktivitetsforskriften 68 om maksimalt oljevedheng. I vedtak av 19.juni 2015 ble Åsgard gitt unntak fra maksimalt oljevedheng (1 vektprosent) i forbindelse med gjennomføring av brønnopprenskning av PB-1 og PB-4. Brønnopprenskningen av PB-1 er kommentert i kapittel Det ble i forbindelse med rørledningsaktiviteter gitt tillatelse til utslipp av 7 kg hydraulikkvæske i «Tillatelse til utslipp av hydraulikkvæske fra rørledningsjobb på Åsgardfeltet». Aktiviteten fant sted i august Hydraulikkvæsken er rapportert som rørledningskjemikalier. Øvrige RFO-aktiviteter i 2015 har vært stigerørsbytter, definert som en del av rammetillatelsen. Security Classification: Open - Status: Final Page 6 of 70

7 Tillatelser på Åsgardfeltet pr er beskrevet i tabell Tabell Gjeldende utslippstillatelser for 2015 Boring og produksjon på Åsgard-feltet inkludert Yttergryta, Mikkel og Morvin (AU-DPN ON ASG ) Tillatelse til utslipp av hydraulikkvæske fra rørledningsjobb ved Åsgardfeltet (AU-ASG-00013) Utslipp ved brønnopprensking av 2 brønner via Åsgard A Vedtak om unntak fra aktivitetsforskriften 68 (AU- ASG-00020) Tillatelse til kvotepliktige utslipp av klimagasser for Statoil ASA, Åsgard (AU-DPN ON ASG-00107) , oppdatert 2013/ (gassporstoff), (VOCIC), (økte rammer for svart og rødt stoff samt unntak for HOCNF for Uniway LI 62), (svarte oljesporstoff), (forlenget midlertidig tillatelse for Uniway inkl unntak fra HOCNF) / / , oppdatert 2013/ (for ) og Overskridelse av utslippstillatelsen / avvik I løpet av 2015 ble det funnet sannsynlig at også Åsgard A har utslipp til ringrom av Uniway LI 62 (smørefett), lik som på Norne. Statoil har ikke vært klar over at smørefettet kan gå til sjø, da det ble oppdaget ved en inspeksjon av fendere på Norne-skipet, og på grunn av lik design, er det sannsynlig at Åsgard A har tilsvarende utslipp. Statoil Åsgard søkte, og fikk innvilget, midlertidig tillatelse til bruk av Uniway LI 62 samt unntak fra HOCNF-plikt, da kvalifiseringsløp for alternativt smørefett antas å ta noe tid. I forbindelse med søknaden ble gjennomsnittlige mengder for forbruk over en 5-årsperiode lagt til grunn, og en utslippsfaktor basert på Nornes erfaringer og tilnærming ble benyttet, som utgangspunkt for omsøkte utslippsramme. Det ble imidlertid sent høsten 2015 brukt mer Uniway LI 62 enn i tidligere år, da det ble oppdaget motstand i turretsystemet, noe som krever mer smøring. Kuldeperioder gjør også smøring mer utfordrende på grunn av smørefettets viskositet. Systemet er kritisk for trygg operering av skipet. Utover dette kan også turretssystemet, på grunn av lang levetid og slitasje, gjøre behovet for smørefett noe høyere. Statoil har underrettet saksbehandler i Miljødirektoratet om merforbruk og brudd på forbruksrammen for Uniway LI 62. Statoil har også opprettet Synergi for læring og oppfølging (Synergi ). Det antas imidlertid at Åsgard A ikke har brutt utslippsrammen for Uniway LI 62, da første oppsuging av smørefett fra ringrommet ble utført i 18.januar 2016, og kun 60 liter smørefett ble sugd opp. Dette er mye mindre enn på Norne, og dette forklares med gode FV-rutiner for rengjøring og oppsamling av fett langs turretsiden. Åsgard A har en perrong/struktur under horisontale lagerbukker på turretsystemet. Her kan mannskapet gå ut for å gjøre rengjøring. Tilsvarende perrong/struktur finnes ikke på Norne. Åsgard A har derfor justert ned utslippsfaktor for Uniway LI 62 i forbindelse med denne rapporteringen, i samråd med saksbehandler i Miljødirektoratet. Oppdatert forbruksramme må innsøkes i For mer om Uniway LI 62, se kapittel 5. Konsentrasjonen av oljevedheng til sand overskred krav om maksimalt 1 vektprosent under brønnopprenskning av PB-1 mot Åsgard A i Det var imidlertid gitt unntak fra regelverkskravet under denne operasjonen, og Statoil Security Classification: Open - Status: Final Page 7 of 70

8 Åsgard kom derfor ikke i noen avvikssituasjon. Erfaring fra brønnopprenskning er nærmere beskrevet i kapittel Åsgard B oppdaget i september 2015 at det under storm gikk kondensat til sjø fra en tank koplet til ventsystemet (57-systemet). Kombinasjonen av problemer med forhøyet trykk i atmosfærisk vent og uvær (store bølger) gjorde at kondensat, og ikke bare vann, skvulpet over tanken via overløpsrør. Hendelsen ble meldt til Petroleumstilsynet som uønsket HMS-hendelse, og er omtalt i kapittel 8. Hendelsen ble internt gransket, og tiltakslisten i synergisaken (Synergi ) er oppdatert i etterkant av endt dybdestudie. Dårlig design er en faktor som delvis forklarer kondensatutslippet. Det ble også kjent i forbindelse med dybdestudiet at filterbytter på pumper i tilknytning til samme system, på grunn av dårlig design medfører små skvetter av oljeholdig vann til sjø. Forholdet er lagt til som konsekvens (brudd på tillatelse) i synergisaken om forhøyet trykk i atmosfærisk vent og kondensatutslipp. 1.3 Kjemikalierammer Tabellene a-c oppsummerer forbruk og utslipp av henholdsvis svarte, røde og gule kjemikalier fra Åsgardfeltet i forhold til utslippstillatelsene. Forbruk og utslipp av kjemikalier er noe lavere i 2015 sammenlignet med Dette skyldes først og fremt variasjoner i aktivitetsnivå for boreoperasjoner fra år til år, samt at kjemikalieforbruk vil være avhengig av hvilke brønner som produseres og prosesstekniske utfordringer. Tabell a Svarte kjemikalier * Handelsprodukt Tillatelse Forbruk/utslipp til sjø i 2015 Statoil marin gassolje 1 Loadway EP 150 1,** Uniway LI 62 1 Oljesporstoff (RGTO-001 A-Z RGTO-009 A Z, RGTO-0013 A-Z, RGTO-001 A-5 Z) 1 Shell Tellus S3 M kg forbruk 0 kg utslipp 1735 kg forbruk 610 kg utslipp 300 kg forbruk 50 kg utslipp 10 kg forbruk 0 kg utslipp 0,0525 kg forbruk 0,0525 kg utslipp 0 kg forbruk 0 kg utslipp *Kjemikalier i lukkede systemer samt brannskum er ikke inkludert i dette tallet (inngår ikke i rammen). ** Loadway EP 150 har også rød andel og inngår i ramme for rødt stoff 494,1 kg forbruk 494,1 kg utslipp 360 kg forbruk - brudd på tillatelse 37,44 kg utslipp 1,853 kg 0 kg 0,0525 kg forbruk 0,0525 kg utslipp Security Classification: Open - Status: Final Page 8 of 70

9 Tabell b - Rødt stoff Bruksområde Tillatelse Forbruk/utslipp til sjø i 2015 Bore- og brønnkjemikalier 1,* Egen ramme for oljebasert borevæske 1 Vannsporstoff Produksjonskjemikalier (inkl. gassbehandlings- og hjelpekjemikalier) 1,* 0 kg forbruk 0 kg utslipp 316 tonn forbruk 0 kg utslipp 10 kg forbruk 10 kg utslipp Rørledningskjemikalier 2 6,95 kg (Shell Tellus S3 M 22) 6,95 kg (Shell Tellus S3 M 22) 0 kg forbruk 0 kg utslipp 33,8 tonn forbruk 0 kg utslipp 0,27 kg forbruk 0,135 kg utslipp kg (ekskl hypokloritt) *** 212 kg (ekskl hypokloritt) *** kg (ekskl hypokloritt) 161,3 kg (ekskl hypokloritt) 6,95 kg forbruk 6,95 kg utslipp *Kjemikalier i lukkede systemer samt brannskum er ikke inkludert i dette tallet (inngår ikke i rammen). ** I rammesøknad er subsea hydraulikkvæske søkt inn under produksjonskjemikalier (hjelpekjemikalier) og inngår i summen for produksjonskjemikalier (forbruk og utslipp av rødt stoff) *** Hypokloritt er omklassifisert fra gult til rødt kjemikalie pr og er innsøkt på Åsgards rammetillatelse som rødt produkt, med forbruks- og utslippsramme tilsvarende kg. Databasen NEMS ble oppdatert etter årsskiftet 2015/16, og hypokloritt rapporteres derfor som en del av gul ramme for Det er også i etterkant av søknadsprosess avgjort at utslippsfaktor for hypokloritt ikke skal settes lik 1, men lik 0.4. For mer informasjon, se kapittel 5. Tabell c - Gult stoff Bruksområde Anslått utslipp i tillatelse Utslipp til sjø 2015 Bore- og brønnkjemikalier 1,* kg kg ** Produksjonskjemikalier (inkl. gassbehandlings- 1,* og hjelpekjemikalier) kg kg Rørledningskjemikalier 1, kg 60,6 kg *Kjemikalier i lukkede systemer samt brannskum er ikke inkludert i dette tallet (inngår ikke i rammen). ** I rammesøknad er subsea hydraulikkvæske søkt inn under produksjonskjemikalier (hjelpekjemikalier) og inngår i summen for produksjonskjemikalier (utslipp av gult stoff) 1 Rammetillatelse Åsgardfeltet - Boring og produksjon på Åsgardfeltet (inklusiv Yttergryta, Mikkel og Morvin), inklusive RFO-aktiviteter 2 Tillatelse til utslipp av hydraulikkvæske fra rørledningsjobb ved Åsgardfeltet 1.4 Olje-, gass- og vannproduksjon i 2015 Det har vært normal drift på Åsgardfeltet i Stigerørsinspeksjonsprosjektet startet opp i juni 2012 på Åsgard A og på Åsgard B i september 2012 og fortsatte inn i Arbeidet med å bytte stigerørene startet i 2013 og vil pågå fram til Dette prosjektet kan i perioder påvirke produksjonen. Den samlede produksjonen er oppsummert i tabellene under. Figur viser en historisk oversikt og prognose på gass- og oljeproduksjonen på feltet. Security Classification: Open - Status: Final Page 9 of 70

10 Tabell 1.4a: Status forbruk Måned Injisert gass [Sm3] Injisert vann Brutto faklet gass [Sm3] Brutto brenngass [Sm3] Diesel [l] Januar Februar Mars April Mai Juni Juli August September Oktober November Desember Sum Tabell 1.3: Status produksjon Brutto kondensat [Sm3] Netto kondensat [Sm3] Måned Brutto olje [Sm3] Netto olje [m3] Netto gass [Sm3] Brutto gass [Sm3] Vann [m3] Januar , , , , , ,00 Februar , , , , , ,00 Mars , , , , , ,00 April , , , , , ,00 Mai , , , , , ,00 Juni , , , , , ,00 Juli , , , , , ,00 August , , , , , ,00 September , , , , , ,00 Oktober , , , , , ,00 November , , , , , ,00 Desember , , , , , ,00 Sum , , , , , ,00 Security Classification: Open - Status: Final Page 10 of 70

11 Figur Historisk oversikt og prognose på gass og olje/kondensat produksjon på Åsgardfeltet 1.5 Status nullutslippsarbeidet EIF-beregninger For en samlet forståelse av miljøskadelige utslipp fra produsert vann som inkluderer både utslipp av dispergert olje, løste organiske komponenter og tungmetaller samt tilsatte kjemikalier, foretas beregning av Environmental Impact Factor (EIF) for Åsgard-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 Statoil-opererte 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. Security Classification: Open - Status: Final Page 11 of 70

12 Sammenlignes de ulike metodene som er brukt i 2014 for Åsgard A, viser ny tilnærming en økning av EIF i forhold til gammel tilnærming (Tabell 1.5.1). Når man tar bort vektingen, gis en reduksjon i EIF. Fra og med 2014 rapporteres EIF tidintegrert uten vekting, og det vil for Åsgard A si en EIF på 4. Tilsvarende viser ny tilnærming en økning i EIF, i forhold til gammel tilnærming, for Åsgard B (Tabell 1.5.2). Når vektingen tas bort, gis en reduksjon i EIF for Åsgard B som for Åsgard A. EIF tidsintegrert uten vekting er for Åsgard B lik 5. Når endringene i produsertvannmengden, konsentrasjon av olje i vann, forbruk av kjemikalier og miljøanalyser ikke endrer seg vesentlig fra år til år, kan EIF-verdien settes lik den som sist ble simulert. Hvert tredje år skal imidlertid EIF på nytt simulereres, selv uten vesentlige endringer for de ovennevnte forhold. For 2015 foreligger likevel ingen ny simulering da det ikke har vært vesentlige endringer. Tabell 1.5.1a Åsgard A: EIF med ny tilnærming (2014) Maks Tidsintegrert Opprinnelig EIF-metode 3 1 Med OSPAR PNEC 5 4 EIF Ny Tabell 1.5.1b Åsgard B: EIF med ny tilnærming (2014) Maks Tidsintegrert Opprinnelig EIF-metode 7 1 Med OSPAR PNEC 11 5 EIF Ny Tabell 1.5.1c viser utvikling av EIF-verdier over tid. EIF for 2014 er satt tilsvarende som 2013, da det ikke har vært vesentlige endringer i produsertvannmengde, konsentrasjon av olje i vann, kjemikalieforbruk eller miljøanalyser. Tabell 1.5.1c Utvikling av EIF-verdier over tid Åsgard A EIF, maksimum Åsgard A EIF, tidsintegrert Åsgard B EIF, maksimum Åsgard B EIF, tidsintegrert 2002* 2005* 2007* 2008* 2010* 2011* 2012* ** , * I årene før 2013 er det angitt maks EIF beregnet iht. gammel metode (med gamle PNEC-verdier og med vekting) oppgir samme data som i 2010 (ingen vesentlige endringer i drift og utslipp mellom disse årene). ** 2014 oppgir samme data som beregnet for Security Classification: Open - Status: Final Page 12 of 70

13 Figur 1.5.1a gir en oversikt over hvilke komponenter som bidrar til EIF for Åsgard A, basert på kjemikalieutslipp i Kun naturlige komponenter bidrar til EIF. Det har i senere tid vært en reduksjon i volum produsertvann og i oljekonsentrasjon på Åsgard A. Figur 1.5.1b viser tilsvarende oversikt over hvilke komponenter som bidrar til EIF for Åsgard B. Naturlige komponenter utgjør også for Åsgard B størstedelen av EIF, og noe økning i produsertvann gir en økning på 2 i EIF. Det største bidraget fra kjemikalier kommer fra HI 2 og GD 2, men samlet utgjør de kun en økning på ca 0.5 EIF fra Figur a og b Oversikt over komponenter som bidrar til EIF på Åsgard A og Åsgard B Deepsea Bergen I 2014 startet arbeidet med å etablere et slangeregister om bord. Områder med størst risiko for utslipp, som moonpool, boredekk og kraner over åpen sjø ble prioritert. Slangeregisteret er en del av det generelle vedlikeholdssystemet på riggen. Arbeid med slangeregister og bytte av slanger er noe som er kontinuerlig og har vist seg å ha en god effekt på reduksjon i uhellsutslipp. Deepsea Bergen var i 2015 inne på 5-års klassing og i den forbindelse ble det byttet ut en del utstyr på boredekk som er utsatt for mekanisk slitasje- noe som har gitt ytterligere forbedring og positivt utslag på antall uhellsutslipp ifm slanger og koblinger. I forbindelse med Miljødirektorates tilsyn i 2015 med DSB ble det avdekket en del mangler på feil organisasjonsnummer og feil bruk av avfallskoder. Som tiltak og for å sikre bruk av riktig organisasjonsnummer på deklarasjonsskjema når rigger flyttes mellom felt ble det gjort en oppgang på intern kommunikasjon og laget rutiner mellom avfallsansvarlig på rigg og Statoil logistikk. Det er også gjort en oppgang med avfallskontraktør omkring varsling om avvik, slik at evt. feilføringer i deklarasjon avviks håndteres i Statoil synergi på lik linje som andre avvik, og at avviket adresseres til rigg for korrigering og læring. Odfjell, kontraktør for Deepsea Bergen, har igangsatt oppdatering av kursplan og vil gjennomføre kursing på avfall for relevant personell om bord på riggen, samt gjennomført en oppdatering av riggens avfallsplan. Fra 2016 vil også avfallshåndtering inngå som en egen KPI på riggnivå. Med dette vil Odfjell sette fokus på, og gi avfallshåndtering et generelt løft på Deepsea Bergen. Security Classification: Open - Status: Final Page 13 of 70

14 1.5.2 Teknologi- og kostnyttevurdering for håndtering av produsert vann I 2014 ble det utarbeidet en «Beste praksis for håndtering av produsert vann». Dokumentet beskriver hvordan produsertvannsanlegget bør opereres for å sikre god miljøprestasjon, og inneholder generelle sjekkpunkter samt en utstyrsgjennomgang. Se nærmere beskrivelse i kapittel 3.1. 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 Det er ikke gjennomført en ny teknologivurdering for Åsgard-installasjonene i 2015, da det ikke er skjedd vesentlige endringer som tilsier dette, og installasjonen kommer heller ikke innunder kravene med hensyn til EIF og/eller oljekonsentrasjon. For definisjon av "vesentlige endringer i utslippet av produsert vann", refereres det til veiledningen til Aktivitetsforskriften Utfasing av kjemikalier Tabellen under viser kjemikalier på substitusjonslisten med tanke på ytre miljøegenskaper. Det finnes ytterligere kjemikalier det ønskes å substituere med tanke på iboende helsefare. 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. Tabell Substitusjonsplan Kjemikalienavn Funksjon Borevæskekjemikalier Kategori nummer Status utfasing Nytt kjemikalie BDF-578 Emulgerings middel gul 2016 Brukes i oljebasert borevæske, og vil dermed ikke slippes til sjø. Organoleire har av natur gul Y2 eller rød miljøklassifisering. Teknologi uten bruk av organoleier er under testing, og vil kunne erstatte bruk av organoleier i mange tilfeller, foruten ved HPHT brønner. Duratone E Kjemikalier for å hindre tapt sirkulasjon 2018 Duratone E benyttes i oljebasert borevæske, og vil dermed ikke gå til sjø. Organoleire vil av natur være Y2 eller rød. En ser på muligheten for å substituere olganoleire systemer med gult leirefritt system. Security Classification: Open - Status: Final Page 14 of 70

15 BDF-513 Viskositetsendren de kjemikalier 8 - rød 2016 BDF-513 benyttes i oljebasert borevæske, og vil derfor ikke slippes til sjø. Et gult produkt BDF-610 er blitt identifisert som substitutt. Det er usikkert om BDF-610 kan dekke alle typer bruk. De tekniske egenskapene til produktet må undersøkes nærmere. Feltforsøk utført i GELTONE II Sporstoff Viskositetsendren de kjemikalier Betydelig mer miljøvennlig kjemikalie ikke identifisert Brukes i oljebasert borevæske. Organoleire har av natur gul Y2 eller rød klassifisering. Kun et gult Y2 produkt er identifisert som substitutt. Siden produktet er gult Y2 fortsetter ikke jobben med dette produktet. Kjemikaliet går ikke til sjø. RGTW-001 RGTW-002 RGTO-003 RGTO-005 Vannsporstoff Oljesporstoff 8 - rød 4 Svart - Det er ikke identifisert produkter med bedre miljøegenskaper som opprettholder egenskapene til sporstoff. Det henvises til kapittel 5.1 for ytterligere informasjon Subsea-kjemikalier Castrol Transaqua HT 2 Hydraulikkvæske 8- rød Gjennomført 2014 Castrol Transauqa HT 2 ble substituert med Castrol Transaqua HT2-N på både Åsgard A (januar) og Åsgard B (oktober) i Det tar tid før all rød Transaqua byttet ut i systemene, men i løpet av våren 2015 viste beregninger at det ikke lenger ville være rød Transaqua i rørledningene. Island Wellserver og Deepsea Bergen substituerte til HT2-N i løpet av senhøsten Oceanic HW 443 ND Oceanic HW 443 v2 Brannvernkjemikalier Arctic Foam 201 AFFF 1 % Hydraulikkvæske 102- gul Ingen substitutt identifisert Hydraulikkvæske 8 - rød Pågår Brannskum 4 - Svart Identifisert kandidat, og er substituert på Åsgard B med RF 1 % i 2014 og Åsgard C i februar 2015 Kan i mange tilfeller substitueres med Oceanic HW 443 ND, men ikke i tilfeller der en er nødt til å se at en blør av under vann. Brukes ikke lenger på Åsgard-installasjonene Arctic Foam 203 AFFF 3 % RE-HEALING RF3, 3% Hjelpekjemikalier JET-LUBE HPHT THREAD COMPOUND Andre kjemikalier RX-9022 Brannskum 4 Svart Alternativ ble kvalifisert sent i 2015 Bytte til RF 3 % skal skje på Åsgard A i tidlig 2016 Deepsea Bergen har i løpet av 2015 substituert AFFF brannskum til RF 3% Brannskum 8 - rød Mest miljøvennlige på akuelle på markedet i dag Gjengefett gul - Fargestoff for lekkasjesøk gul Ingen substitusjonsprodukt er identifisert Produktet er et gjenggefett som har vist seg å ha bedre egenskaper enn gult alternativ. I praksis er produktene like egenskaper på miljø. Ingen plan om utfasing. Security Classification: Open - Status: Final Page 15 of 70

16 Anti-freeze Frostvæske 8 - rød SI-4610 Avleiringshemmer gul Uniway LI 62 Smørefett Svart Loadway EP 150 Hylsetetningsolje 0/3 - svart Irgatreat Cl 740 Algehemmer 8 - rød Alpacon Multi CIP Super Vaske- og rensemiddel Ikke identifiserte kandidater Ikke identifisert kandidat Ikke identifisert kandidat Ikke identifiserte kandidater Planlagt i 2017 pga. garanti forbundet med ny kjel Svart Gjennomført 2015 Forbrukt mengde i lukket system. Sendes til land for destruksjon Benyttes ikke regulært på Åsgard Norne har forsøkt en gang å erstatte smørefettet med mer miljøvennlig smørefett. Dette forsøket ble satt i sammenheng med store skader på turretsystemet. Nytt, mer omfattende kvalifiseringsløp er i gang. ØJ CIP-rens offshore anvendes (grønn miljøfareklasse) Security Classification: Open - Status: Final Page 16 of 70

17 2 Utslipp fra boring Deepsea Bergen har operert på Åsgard i store deler av Hvilke brønner som er besøkt og aktivteter som er gjennomført er gitt i Tabell 2.1. Det er også gjennomført lette brønnintervensjoner av fartøyetisland Wellserver. En oversikt av brønnoperasjonene er gitt i Tabell 2.2. Kjemikalier fra komplettering, brønnbehandling og syrebehandling inngår ikke som en del av rapporteringen av borevæsker, men inngår i kapittel 4 og 5 om kjemikalier, samt kapittel 10 (tabell 10.2.a-10.2.d). EEH-tabellene for borevæske og kaks inneholder kun forbruk og utslipp fra boreoperasjoner. Tabell 2.1 Boreoperasjoner på Åsgard i 2014 Felt Rigg Brønn Operasjon Borevæske 6407/2-Z-4 H Boring 8 1/2" Oljebasert Komplettering Kompletteringsvæske Boring 26"x 42'' Boring 26" Vannbasert Boring pilothull 9 7/8'' Oljebasert 6506/12-PB-Y1H Boring 17 1/2" Åsgard Deepsea Bergen Boring 12 1/4" Boring 8 1/2" Komplettering Oljebasert Kompletteringsvæske 6506/12-PB-Y2H Boring 8 1/2" Vannbasert Komplettering Kompletteringsvæske 6506/12-PB-4 H Boring 26"x 42'' Boring 26" Vannbasert Tabell 2.2 Brønnoperasjoner på Åsgrd i 2014 Felt Fartøy Brønn Operasjon 6506/11-J-1 H Åsgard ISLAND WELLSERVER 6506/11-J-2 H 6506/12-M-2 AH Lett brønnintervensjon Generering av kaks og forbruk av borevæske avhenger av antall boreoperasjoner, lengden på borede seksjoner, type borevæske og eventuelle tap av væske til formasjon. Deepsea Bergen startet 2015 med å fullføre brønnen Z-4 H på Midgard. Boringen foregikk i utfordrende formasjoner, og til slutt klarte man å fullføre brønnen etter det femte tekniske sidesteget. Totalt sett for denne brønnen er det derfor benyttet noe mer borevæske enn forventet. Siden boring av brønnen startet opp året før, er noen av seksjonene rapportert i Neste operasjon for Deepsea Bergen på Åsgard er første brønn for Smørbukk Sør Extention prosjektet på PB bunnramme. PB 1 er en bilateral brønn med to sidesteg, og boringen gikk som planlagt. Etter denne operasjonen gikk Deepsea Bergen til Urd, men kom tilbake på Åsgard mot slutten av året for å starte på boringen av andre brønn på PB rammen PB-4. Både vannbaserte og oljebaserte borevæsker er benyttet til boreoperasjonene på Åsgard. Hovedsaklig benyttes vannbasert borevæsker i toppseksjonene, og boring med oljebasert borevæske fra 17 ½. Security Classification: Open - Status: Final Page 17 of 70

18 2.1 Boring med vannbasert borevæske Vannbasert borevæske kan gjenbrukes dersom væsken er innenfor gitte kriterier etter bruk. Totalt ble 18 % av vannbasert borevæske gjenbrukt på Åsgard i Overskytende borevæske som ikke kunne gjenbrukes ble sluppet til sjø. Forbruk og utslipp av vannbasert borevæske og kaks rapporteres for sekjsoner som er ferdigstilt i løpet av rapporteringsåret, og er gitt i Tabell 2.3 og Tabell 2.4. Tabell 2.3 Bruk og utslipp av 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 6506/12-PB-1 Y1H 1 871,50 0,00 0,00 0, ,50 SUM 1 871,50 0,00 0,00 0, ,50 Tabell 2.4 Disponering av kaks ved boring med vannbasert borevæske Brønnbane Lengde [m] Teoretisk hullvolum [m3] Total mengde kaks generert Utslipp av kaks til sjø Kaks injisert Kaks sendt til land Importert kaks fra annet felt Eksportert kaks til annet felt 6506/12-PB-1 Y1H 1 610,00 451, , ,91 0,00 0,00 0,00 SUM 1 610,00 451, , ,91 0,00 0,00 0, Boring med oljebasert borevæske Fra 17 ½ seksjon er boring gjennomført med oljebasert borevæske. Kaks tas opp til rigg hvor overskytende borevæske siles ut over shaker. Kaks og gjenværende oljebasert borevæske sendes til land for deponering eller gjenbruk i andre prosjekter. Det vil derfor ikke være utslipp til sjø under boring med oljebasert borevæske. 61 % av oljebasert borevæske ble gjenbrukt på Tyrihans i Forbruk av oljebasert borevæske og generert kaks er gitt i Tabell 2.5 og Tabell 2.6. Tabell 2.5 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 6407/2-Z-4 H 0,00 0,00 650,00 82,98 732, /12-PB-1 Y1H 0,00 0,00 639,54 160,75 800, /12-PB-1 Y2H 0,00 0,00 208,15 116,15 324,30 SUM 0,00 0, ,69 359, ,57 Security Classification: Open - Status: Final Page 18 of 70

19 Tabell 2.6 Disponering av kaks ved boring med oljebasert borevæske Brønnbane Lengde [m] Teoretisk hullvolum [m3] Total mengde kaks generert Utslipp av kaks til sjø Kaks injisert Kaks sendt til land Importert kaks fra annet felt Eksportert kaks til annet felt 6407/2-Z-4 H 1 314,10 45,77 124,84 0,00 0,00 124,84 0, /12-PB-1 Y1H 5 782,00 402, ,70 0,00 0, ,70 0, /12-PB-1 Y2H 2 810,00 102,87 294,22 0,00 0,00 294,22 0,00 SUM 9 906,10 551, ,76 0,00 0, ,76 0,00 Security Classification: Open - Status: Final Page 19 of 70

20 3 Oljeholdig vann 3.1 Olje og oljeholdig vann Utslipp til sjø fra Åsgardfeltet kommer fra følgende hovedkilder: o Produsert vann: Åsgard A og Åsgard B o Drenasjevann: Åsgard A, Åsgard B, Åsgard C samt mobile rigger som har utført bore- og brønnoperasjoner på feltet i Åsgard A På Åsgard A skilles produsert vann fra oljen i en 1-trinns separasjonsprosess. Fra separatorene går vannet gjennom hydrosykloner til avgassingstank. Det eksisterer to prøvetakingspunkt og utslippspunkt for produsert vann (avgassingstank og sloptank). Vann ut av avgassingstank utgjør 95 % av totalen. For behandling av drenasjevann er det lagt opp til to atskilte systemer, åpen og lukket drenering. Til åpen drenering går alt vann fra dekk. Vannet dreneres til en oppsamlingstank i skipet og pumpes deretter til sentrifuger for rensing før det går overbord. Til lukket drenering går vann fra prosess og dreietårnområdet samt væske som er separert ut i fakkelsystemet. Figur viser et flytskjema for vannhåndteringsanlegget for produsert vann på Åsgard A. Figur Oversikt over vannbehandlingsanlegg på Åsgard A Åsgard B Systemet for produsert vann har en kapasitet på 187 m 3 /t vann med en rejektstrøm på inntil 5 % av raten gjennom hydrosyklonene. Produsert vann fra Smørbukk innløpsseparatorer rutes til dedikerte hydrosykloner for fjerning av hydrokarboner. Nivået i separatorene kontrolleres av reguleringsventilene nedstrøms hydrosyklonene. Vannfasen overføres til produsertvann avgassingstank. Oljestrømmen fra hydrosyklonene føres til avgassingstank for oljeholdig vann. Det er installert prøvetakingspunkt og mengdemåling på røret til sjø. Døgnprøve for oljeholdig vann tas ved hjelp av autosampler. Gass som frigjøres på grunn av trykkfall i systemet sendes til rekompresjonssystemet for gjenvinning og vannet føres under nivåkontroll videre til produsertvann-sump. Security Classification: Open - Status: Final Page 20 of 70

21 I produsertvann-sumpen blandes avløp fra avgassingstanken med forurensede vannstrømmer fra andre deler av prosessen. De fleste kildene er ikke kontinuerlige. Væsken i sumpen pumpes til sentrifugen for produsert vann for rensing. Utskilt olje fra sentrifugen sendes til spilloljetanken, mens renset vann fra sentrifugen sendes til sjø. Det er installert prøvetakingspunkt og mengdemåling på røret til sjø. Døgnprøve for oljeholdig vann tas ved hjelp av autosampler. Sandvaskepakken benyttes ved spyling av separatorer for fjerning av sand og for vasking av sanden før den slippes over bord. Renset produsert vann fra avgassingstank brukes for vasking av sanden og for å spyle den rensede sanden overbord. Drenasjevannsystemet på Åsgard B samler opp regnvann, brannvann, vaskevann og søl fra dekk og utstyr, og ruter dette til oppsamlingstanker. Det skilles mellom drenering i eksplosjonsfarlige og ikke-eksplosjonsfarlige områder. Etter sentrifugering rutes drensvannet til sjø. Figur viser et flytskjema for vannhåndtering på Åsgard B. Figur Oversikt over vannbehandlingsanlegg på Åsgard B Åsgard C Åsgard C har kun drenasjevann. I skipets maskinrom dreneres og samles alt vann i lensebrønner (tanker) strategisk plassert i bunn (dobbelt maskinrom). Dette vil primært være vann fra rengjøring samt eventuelle lekkasjer fra vannførende systemer. Vannet vil normalt kun ha et meget lite innhold av olje og pumpes videre fra lensebrønner til en oppsamlingstank. Denne tanken har et volum på ca. 51 m 3. Ved tømming av oppsamlingstank pumpes vannet gjennom en lensevannseparator der olje blir separert fra vannet. Vannet som pumpes overbord passerer en olje-i-vann-måler. Ved oljeinnhold over 30 mg/l blir løp overbord stengt og rutet tilbake til oppsamlingstank. Olje som samles på oppsamlingstank pumpes via sludge-system til containertank og sendes til land for destruksjon. Åsgard C sender prøve til laboratorium på Åsgard B for kontrollmåling hver gang drenasjevann går over bord, og resultatet av disse analysene er brukt i beregning av olje til sjø. I 2011 ble utstyret som renser Security Classification: Open - Status: Final Page 21 of 70

22 oljeholdig vann oppgradert. Dette medfører at en større andel av vannmengden renses og slippes ut på feltet og dermed er volum oljeholdig vann som sendes til land for rensing redusert. Borerigger Deepsea Bergen renser oljeholdig vann fra maskingrom gjennom riggens IMO unit. Vann blir sluppet til sjø ved oljekonsentrasjon på 15 mg/l eller mindre. En oversikt over oljeholdig vann fra Deepsea Bergen er gitt i Tabell 10.1.a. Jettevann På Åsgard tas det prøver av jettevannet ved hver operasjon. Prøven inneholder en blanding av vann og sand/faststoff. I den videre håndteringen blir prøven tilsatt pentanekstrakt og analysert for oljeinnhold. Resultatet gjenspeiler det totale innholdet av olje i prøven, både dispergert i vann samt som vedheng på sand og gir en kvantifisering av det totale oljeutslippet i forbindelse med jetteoperasjoner. Dette inngår i tabell 3.1.b. Det er imidlertid knyttet stor usikkerhet til prøvetakingen. Utslippsstrømmen er inhomogen og det er dermed vanskelig å ta representative prøver. Både Åsgard A og B produserer lite sand og det er til tider vanskelig å få samlet nok sand til å sende inn for analyser for oljevedheng på sand. Analysene viser som regel oljevedheng under myndighetskrav, men det har som bekrevet i kapittel 1.2 vært tilfeller av høye oljevedheng i 2015 fra Åsgard A. Disse prøvene var imidlertid knyttet til brønnopprenskning, og det var i forbindelse med denne aktiviteten gitt unntak fra krav om maks oljevedheng. Gjennomsnittet av de øvrige 5 prøvene som er tatt på Åsgard A i 2015 er 4,24 g/kg. For Åsgard B er gjennomsnittet av 3 prøver lik 2,2 g/kg. Det ble ikke tatt prøve i tredje kvartal på grunn av for lite sand. Olje i vann Gjennomsnittlig oljekonsentrasjon i produsert vann til sjø fra Åsgard er 7,85 mg/l i 2015, noe som er en reduksjon fra 2014 (9,1 mg/l). For Åsgard A er det en nedgang fra 8,1 mg/l i 2014 til 7,37 mg/l i 2015, og for Åsgard B har det vært en en reduksjon fra 10,4 mg/l i 2014 til 8,6 mg/l i Det har vært fokus på vannkvalitet i forbindelse med brønntester og brønnopprenskning i På Åsgard A benyttes infracal for OIV-analyse. Metoden er korrelert mot gjeldende referansemetode. I de rapporterte verdiene er det usikkerheten i analysemetoden som er dominerende i den totale usikkerheten. På grunn av veldig lave konsentrasjoner på Åsgard A i en relativ stor andel av tiden (OIV-verdier < 5 mg/l), vil usikkerheten være mellom 30 og 50 %. På Åsgard B benyttes GC for analyse av innhold av oljeholdig vann (referansemetode OSPAR ). For dispergert olje er det usikkerhet knyttet til analysemetoden som dominerer i den totale usikkerheten. Usikkerheten til målt konsentrasjon av OIW vil være i overkant av 20 %. Åsgard B har deltatt i ringtester med akseptable resultater. Beste praksis for håndtering av produsert vann Det skal ifølge vedtaksbrevet til oppdatert utslippstillatelse av gis en rapport om resultater fra implementering av beste praksis for drift og vedlikehold av renseanlegg. «Beste praksis for håndtering av produsert vann» ble signert for Åsgard A i desember 2014 og implementert i styrende dokumentasjon. Åsgard B har hatt tilsvarende praksis over lenger periode. Dokumentene beskriver hvordan produsertvannsanlegget bør opereres for å sikre god miljøprestasjon, og inneholder generelle sjekkpunkter samt en utstyrsgjennomgang. I tillegg er det etablert en erfaringslogg. Security Classification: Open - Status: Final Page 22 of 70

23 Åsgard B har enkle sjekklister for ulike driftscenarioer hvor er det lett å finne informasjon om hvordan produsertvann skal håndteres. Åsgard B har opp til nå hatt få problemer med vannkvalitet. Driftsorganisasjonen jobber imidlertid aktivt med vannhåndtering for å sikre kvalitet og minimere utslipp. I desember 2015 ble «beste praksis»-dokumentet for produservann-behandling på Åsgard A oppdatert. I erfaringsloggen inngår forhold som bør ivaretas under dårlig vær samt under brønnopprenskninger. Dokumentene vil med jevne mellomrom bli gjennomgått med operatører og andre berørte parter. Det er opprettet et eget punkt i POG-portalen som omhandler vannkvalitet, og det oppfordes til å komme med erfaringer til endringsloggen. Drenasjevann Gjennomsnittlig oljekonsentrasjon i drenasjevann til sjø fra Åsgardfeltet er 6,99 mg/l for 2015 (tabell 3.1.a). Dette er en relativ liten økning fra 2014, da gjennomsnittskonsentrasjonen var 6,2 mg/l. Åsgard A har en årlig gjennomsnittlig oljekonsentrasjon i drenasjevann til sjø på 7,81 mg/l, dette er en reduksjon i forhold til 2014 da oljekonsentrasjonen var 9,7 mg/l. Reduksjonen kan ses i sammenheng med midlertidig unntak fra rensning av drenasjevann i perioden 1.august til tidlig desember Beregnede vannmengder i denne perioden (augustnovember) ble satt til 400 m3 pr måned. Olje-i-vann-konsentrasjonen ble i samme periode anslått til 10 mg/l, noe som er høyere enn normalt for Åsgard A. For Åsgard B er oljekonsentrasjonen i 2015 i drenasjevann 6,69 mg/l, dette er en forholdsvis stor økning fra 2014, da oljekonsentrasjonen var 2,7 mg/l. Totalt oljeutslipp fra drenasjesystemene er lavt, sett i forhold til oljeutslippet som går ut med det produserte vannet. Tabell 3.1.a viser det samlede utslippet fra hver utslippsvannstrøm for feltet. Tabell 3.1. viser utslipp av olje fra jetting. Tabell 3.1c viser utslipp av olje fra hver utslippsstrøm. Figur viser historisk oversikt over oljekonsentrasjon, oljeutslipp og vannvolum på feltet, og figur viser historisk oversikt over utslipp av produsert vann og drenasjevann for Åsgard A og Åsgard B. Tabell 3.1.a: Utslipp av oljeholdig vann Totalt vannvolum Midlere oljeinnhold Olje til sjø Injisert vann Vann til sjø Vanntype [m3] [mg/l] [m3] [m3] Produsert ,85 8, Drenasje ,99 0, Annet ,72 0, Sum ,87 8, Tabell 3.1.b: Utslipp av olje fra jetting Olje på sand, tørr masse [g/kg] Olje til sjø 2,93 0,16 Tabell 3.1.c: Utslipp av olje Kilde Olje til sjø Produsert 8,13 Fortrengning Drenasje 0,21 Annet 0,12 Jetting 0,16 Sum 8,62 Security Classification: Open - Status: Final Page 23 of 70

24 Figur 3.1.3: Venstre figur viser utslippet av produsertvann for hele Åsgardfeltet og oljeutslippet med dette vannet. Figuren til høyre viser tilsvarende for drenasjevannet Figur 3.1.4: Produsertvann og drenasjevann fra henholdsvis Åsgard A og B Security Classification: Open - Status: Final Page 24 of 70

25 3.2 Organiske forbindelser og tungmetaller Tabell viser innhold av tungmetaller og løste komponenter i produsert vann fra Åsgard. Tabellene gir innholdet totalt for Åsgardfeltet. Konsentrasjonen av de ulike komponentene i utslippsvann samt totalt utslipp pr innretning er gitt i tabeller i kapittel 10 - vedlegg (tabell 10.3.a-10.3.l). Figurene viser historiske utslipp av tungmetaller, BTEX og sum PAH, alkylfenoler samt organiske syrer. Prøver for analyse med hensyn på aromater, fenoler, organiske syrer og metaller ble tatt ut to ganger i 2015 etter avtale me Miljødirektoratet. Gjennomsnittlig konsentrasjon er brukt for beregning av årlig utslipp, og der konsentrasjon ligger under deteksjonsnivå benyttes halve konsentrasjonen av deteksjonsgrensen. Det har vært fokus på at prøvetaking skal tas under så normale driftsforhold som mulig. Det lave antall prøver kan bidra til usikkerhet i forhold til rapporterte utslipp. Hvor stor denne usikkerheten er, vil avhenge av hvilken metode som benyttes for beregning. Usikkerhet knyttet til antall vil være høyere jo lavere konsentrasjonen er. I tillegg kommer usikkerhet knyttet til selve analysene som vil variere fra 30 til 50 %. Tabell viser hvilke komponenter som analyseres ved hvilket laboratorium og etter hvilken metode. Tabell Oversikt over metoder og laboratorier benyttet for miljøanalyser i 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 Mod. NS-EN ISO / Olje i vann Ja Olje i vann, (C7-C40), GC/FID OSPAR Sintef - MoLab AS BTEX Ja BTEX i avløps- og sjøvann, HS/GC/MS ISO Sintef - MoLab AS Organiske syrer i avløps- og sjøvann, Organiske syrer (C1-C6)* Ja** 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. Utslipp av tungmetaller i rapporteringsåret er på tilsvarende nivå som i 2014 med unntak av barium som har økt en del. Tilsvarende har nivåene av kobber, krom og kvikksølv blitt noe redusert. Dette kan forklares med naturlige variasjoner i forhold til brønnsammensetningen på prøvetakingstidspunktet. De grafiske fremstillingene av tungmetaller (figur ) inkluderer ikke jern og barium. Security Classification: Open - Status: Final Page 25 of 70

26 Tabell 3.2.2: Utslipp av tungmetaller med produsertvann Forbindelse Konsentrasjon [g/m3] Utslipp [kg] Arsen 0,00 0,29 Barium 503, ,88 Jern 10, ,15 Bly 0,00 2,33 Kadmium 0,00 0,02 Kobber 0,00 0,64 Krom 0,00 2,47 Kvikksølv 0,00 0,94 Nikkel 0,00 4,42 Zink 0,02 20,38 Sum 514, Figur 3.2.1: Sammensetningen av tungmetaller i produsertvannutslippet i rapporteringsåret Security Classification: Open - Status: Final Page 26 of 70

27 Figur 3.2.2: Historisk oversikt over utslipp av tungmetaller i produsert vann Figur 3.2.3: Sammensetningen av tungmetaller i produsertvannet For utslippene av løste organiske forbindelser for 2015 ser vi en liten økning fra Det er også en liten økning av utslippene av tungmetaller, fenoler og organiske syrer, mens utslipp av PAH har blitt redusert. Dette kan skyldes forskjeller i brønnsammensetningen. Security Classification: Open - Status: Final Page 27 of 70

28 Tabell 3.2.3: Utslipp av BTEX-forbindelser i produsertvann Forbindelse Konsentrasjon [g/m3] Utslipp [kg] Benzen 18, ,39 Toluen 11, ,22 Etylbenzen 0,62 637,55 Xylen 3, ,83 Sum 33, Tabell 3.2.4: Utslipp av PAH-forbindelser i produsertvann Forbindelse Konsentrasjon [g/m3] Utslipp [kg] NPD [kg] EPA-PAH 14 [kg] EPA-PAH 16 [kg] Naftalen 0,52 542,40 JA JA C1-naftalen 0,29 305,21 JA C2-naftalen 0,13 134,11 JA C3-naftalen 0,07 73,13 JA Fenantren 0,02 16,07 JA JA C1-Fenantren 0,02 16,53 JA C2-Fenantren 0,02 17,24 JA C3-Fenantren 0,01 5,19 JA Dibenzotiofen 0,00 4,05 JA C1-dibenzotiofen 0,01 6,59 JA C2-dibenzotiofen 0,01 9,81 JA C3-dibenzotiofen 0,01 6,09 JA Acenaftylen 0,00 0,96 JA JA Acenaften 0,00 1,28 JA JA Antrasen 0,00 0,39 JA JA Fluoren 0,02 22,34 JA JA Fluoranten 0,00 0,25 JA JA Pyren 0,00 0,40 JA JA Krysen 0,00 0,73 JA JA Benzo(a)antrasen 0,00 0,07 JA JA Benzo(a)pyren 0,00 0,02 JA JA Benzo(g,h,i)perylen 0,00 0,03 JA JA Benzo(b)fluoranten 0,00 0,09 JA JA Benzo(k)fluoranten 0,00 0,01 JA JA Indeno(1,2,3-c,d)pyren 0,00 0,01 JA JA Dibenz(a,h)antrasen 0,00 0,01 JA JA Sum 1, ,4 26,6 585,1 Security Classification: Open - Status: Final Page 28 of 70

29 Figur 3.2.4: Historisk oversikt over utslipp av BTEX og PAH Tabell 3.2.5: Utslipp av fenoler i produsertvann Forbindelse Konsentrasjon [g/m3] Utslipp [kg] Fenol 8, ,63 C1-Alkylfenoler 5, ,28 C2-Alkylfenoler 0, ,64 C3-Alkylfenoler 0,31 324,60 C4-Alkylfenoler 0,05 53,41 C5-Alkylfenoler 0,01 11,48 C6-Alkylfenoler 0,00 0,34 C7-Alkylfenoler 0,00 0,25 C8-Alkylfenoler 0,00 0,05 C9-Alkylfenoler 0,00 0,03 Sum 15, Tabell 3.2.6: Utslipp av organiske syrer i produsertvann Forbindelse Konsentrasjon [g/m3] Utslipp [kg] Maursyre 1, ,54 Eddiksyre 76, ,52 Propionsyre 8, ,30 Butansyre 1, ,67 Pentansyre 1, ,54 Naftensyrer Sum 89, Security Classification: Open - Status: Final Page 29 of 70

30 Figur 3.2.5: Figurene viser historisk utslipp av fenoler Figur 3.2.6: Figuren viser historisk utslipp av organiske syrer Security Classification: Open - Status: Final Page 30 of 70

31 4 Bruk og utslipp av kjemikalier Kapittel 4 gir en oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier benyttet på Åsgard i Sammenlignet med 2014 ligger forbruket av kjemikalier noe lavere i For bore- og brønnkjemikalier, produksjonskjemikalier, rørledningskjemikalier, gassbehandlingskjemikalier og kjemikalier som tilsettes eksportstrømmen har det vært et redusert forbruk og utslipp i rapporteringsåret. Det har vært en liten økning i forbruk av hjelpekjemikalier og kjemikalier for reservoarstyring. Forbruk og utslipp av brannskum og kjemikalier i lukkede systemer er inkludert i kjemikalietabellene i kap. 4, 5 og 10 og rapporteres som hjelpekjemikalie i funksjonsgruppe 28. Tabell 4.1 gir en oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier som er benyttet på Åsgardfeltet i Tabeller 10.2.a-10.2.p i kapittel 10 (vedlegg) gir en fullstendig oversikt over massebalanse på enkeltkjemikalienivå. Som vist i tabell 10.2.d, er bore- og brønnkjemikalier også registrert på Åsgard A. Dette skyldes brønnopprenskning mot Åsgard A fra Deepsea Bergen i september For mer om brønnopprenskning, se kap 7.2. Tabell 4.1: Samlet forbruk og utslipp av kjemikalier Gruppe Bruksområde Forbruk Utslipp A Bore- og brønnkjemikalier B Produksjonskjemikalier C Injeksjonsvannkjemikalier D Rørledningskjemikalier E Gassbehandlingskjemikalier F Hjelpekjemikalier G Kjemikalier som tilsettes eksportstrømmen H Kjemikalier fra andre produksjonssteder K Reservoarstyring 0 0 SUM Bore- og brønnkjemikalier Årlige variasjoner i volum skyldes hovedsakelig antall bore- og brønnaktiviteter. Det samlede forbruk og utslipp av boreog brønnkjemikalier er noe lavere i 2015 enn året før. Til sammen er det boret 2 topphull og 3 sidesteg, samt gjennomført 3 brønnoperasjoner i Forbruk og utslipp av bore- og brønnkjemikalier er basert på miljøregnskapet etter ferdigstilling av hver seksjon eller brønnjobb, og rapporteres inn av kontraktør. For mer informasjon om forbruk og utslipp av borevæsker og kaks henvises til kapittel 2. Produksjonskjemikalier Det har vært en liten reduksjon i forbruk og utslipp av produksjonskjemikalier i Dette skyldes i hovedsak at det er rapportert et noe lavere forbruk av monoetylenglykol (MEG) på Åsgard B 2015 sammenlignet med i Security Classification: Open - Status: Final Page 31 of 70

32 Rørledningskjemikalier Kjemikalieforbruket som er rapportert under denne kategorien er knyttet til prosjektene for bytte av stigerør. Det er i hovedsak MEG som utgjør de store volumene. Forskjellen mellom 2014 og 2015 forklares i hovedsak av sementeringskjemikalier som ble benyttet i 2014 (støping av sugeanker), noe som ikke ble gjort i Gassbehandlingskjemikalier Forbruk og utslipp av gassbehandlingskjemikalier (Åsgard B) er halvert i 2015 sammenlignet med Dette kan forklares med lavere forbruk av TEG. Variasjoner TEG-forbruk fra år til år henger sammen med vedlikeholdsoperasjoner på TEG-anlegget. Hjelpekjemikalier Det har vært en liten økning i forbruk og utslipp av hjelpekjemikalier i rapporteringsåret. Det gjelder særlig for Åsgard A, hvor forbruket av hydraulikkvæske (Castrol Transaqua) har vært høyere enn i Utover dette har også forbruket av kjemikalier i lukkede systemer vært høyere i 2015 enn i 2014 på Åsgard A. In-situ produksjon av hypokloritt blir ikke en del av det rapporteringspliktige miljøregnskapet. På Åsgard A er en klorinator installert, i motsetning til på Åsgard B, som forbruker hypokloritt (inngår som en del av regnskapet for hjelpekjemikalier). Klorpakken på Åsgard A består av to elektrolyse-enheter med 24 elektrolyseceller i hver, totalt 48 celler. Natriumhypokloritten produseres ved hjelp av elektrolyse av sjøvannet. Klorpakken mates med inntil 20.5 m³/h sjøvann Ved full drift kan den produsere 8,75kg/h med natriumhypokloritt med en konsentrasjon på 876 mg/l. Produksjonen kan skaleres ved å endre strømforbruket mellom %. Trender viser at pakken har blitt kjørt med omkring 40% effekt de siste par årene. Den var ikke i drift de 2 siste månedene av 2015 (vedlikehold). Kjemikalier som går med eksportstrømmen Dette er kjemikalier som stort sett består av monoetylenglykol (med noe tilsatt lut). Kjemikalet tilsettes gassen som overføres fra Åsgard A til B som hydratinhibitor. Kjemikaliet gjenvinnes på Åsgard B og brukes i den store Midgard/Mikkel-rørledningssløyfen. Mengde kjemikalie forbrukt på Åsgard A i 2015 er noe lavere enn i Sporstoff Det er plassert både vannløselige og oljeløselige kjemiske sporstoffer i brønnen PB-1 Y1H. Dette for å overvåke vann- og oljeproduksjonen av de ulike seksjonene. Ved å analysere brønnfluidene som kommer opp når brønnene settes i produksjon, kan sporstoffene identifiseres og gi informasjon om hva som strømmer inn. Informasjonen benyttes til å sette inn tiltak for optimalisering av produksjon. Sporstoffene ble satt i brønn fra flyteriggen Deepsea Bergen. Selve analyser av sporstoff vil skje ved prøvetaking fra produksjonsplattformen. Det henvises til tabell 10.2.p i kapittel 10 (vedlegg) for oversikt over forbruk og utslipp av sporstoff til reservoarstyring, og kap 5.3 for miljøvurdering av produktene. 4.1 Usikkerhet i kjemikalierapporteringen Basert på undersøkelser er det fremkommet at usikkerhet i kjemikalierapportering hovedsakelig kan knyttes til to faktorer usikkerhet i produktsammensetning og volumusikkerhet. Security Classification: Open - Status: Final Page 32 of 70

33 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 %. Security Classification: Open - Status: Final Page 33 of 70

34 5 Evaluering av kjemikaliene 5.1 Oppsummering av kjemikaliene Tabell viser oversikt over Åsgardfeltets totale kjemikalieforbruk og utslipp fordelt etter kjemikalienes miljøegenskaper, og figur er en grafisk illustrasjon av denne fordelingen i En historisk oversikt over utslipp av kjemikalier i de forskjellige miljøklassene er gitt i figur Årsaken til økningen av utslipp av svarte kjemikalier i figur (fra 2011) er utslippet av svart hylsetetningsolje, Loadway EP 150, fra thrustere på Åsgard A. Dette utslippet er beskrevet i rammesøknad av 2013, og omtales i ny rammetillatelse av oktober 2014, med flere oppdateringer (siste ). Ytterligere økning i forbruk og utslipp av svart stoff frar 2015 skyldes inkludering av smørefettet Uniway LI 62 i rammetillatelsen. Uniway LI 62 mangler HOCNF, men smørefettet antas å være i svart miljøkategori. Se også kapittel 1.2. Årsaken til økningen av utslipp av røde kjemikalier i figur fra 2015 skyldes at Loadway EP 150 inneholder en rød komponent, og dette ble først ikke inkludert i søknad og oppdatert tillatelse. Forbruks- og utslippsramme for rødt stoff er derfor økt i oppdatert tillatelse fra og senere, for å gjenspeile dette. Tabell 5.1: Forbruk og utslipp av stoff fordelt etter deres miljøegenskaper Mengde brukt Mengde sluppet ut Utslipp Kategori Miljødirektoratets fargekategori Vann 200 Grønn Stoff på PLONOR listen 201 Grønn REACH Annex IV 204 Grønn 0,148 0,140 REACH Annex V 205 Grønn 1,78 0,00 Mangler testdata 0 Svart 1,67 0,0155 Stoff som er antatt å være eller er arvestoffskadelige eller reproduksjonsskadelige 1.1 Svart Liste over prioriterte kjemikalier som omfattes av resultatmål 1 (Prioritetslisten) St.meld.nr.25 ( ) 2 Svart Bionedbrytbarhet < 20% og log Pow >= 5 3 Svart 35,8 0,516 Bionedbrytbarhet < 20% og giftighet EC50 eller LC50 <= 10 mg/l 4 Svart 0,083 0,075 To av tre kategorier: Bionedbrytbarhet < 60%, log Pow >= 3, EC50 eller LC50 <= 10 mg/l 6 Rød 16,9 0,011 Uorganisk og EC50 eller LC50 <= 1 mg/l 7 Rød Bionedbrytbarhet < 20% 8 Rød 36,7 0,175 Kjemikalier som er fritatt økotoksikologisk testing. Inkluderer REACH Annex IV og V 99 Gul 17,6 17,2 Andre Kjemikalier 100 Gul ,6 Gul underkategori 1 Forventes å biodegradere fullstendig 101 Gul 164,7 79,3 Gul underkategori 2 Forventes å biodegradere til stoffer som ikke er miljøfarlige 102 Gul 16,4 1,0 Gul underkategori 3 Forventes å biodegradere til stoffer som kan være miljøfarlige 103 Gul Sum Security Classification: Open - Status: Final Page 34 of 70

35 Forbruk Utslipp Figur 5.1.1: Miljøklassifisering av kjemikalier brukt og sluppet ut på Åsgardfeltet i Merk at hypokloritt er rapportert som gult kjemikalie da NEMS ved årsskiftet ikke var oppdatert med omklassifisering av hypokloritt til rødt produkt. Figur 5.1.2: Historisk oversikt over utslipp av kjemikalier i de forskjellige miljøklassene. Merk at hypokloritt er rapportert som gult kjemikalie da NEMS ved årsskiftet ikke var oppdatert med omklassifisering av hypokloritt til rødt produkt. Rammen for rødt stoff angitt i figuren er rammen for rød stoff når rød andel i hypokloritt, i henhold til tillatelse, er trukket fra. Årsaken til det det likevel er en stor økning i utslipp av rødt stoff, er at Loadway EP 150 også inneholder rødt stoff, noe som ikke ble gjenspeilet i rapporter fra Security Classification: Open - Status: Final Page 35 of 70

36 5.2 Miljøvurdering av kjemikalier på Åsgardfeltet Bore- og brønnkjemikalier Det er benyttet både vannbasert og oljebasert borevæske i forbindelse med bore- og brønnoperasjoner på Åsgard i BDF-513 og Geltone II er røde kjemikalier i oljebasert borevæske. BDF-513 benyttes til filterkontroll og sikrer at boreslammet har lav grad av partikler. Geltone er en organiske leire som benyttes for å øke viskositeten til det oljebaserte slammet. Dette bedrer kakstransporten og renser hullet. Det jobbes med å substituere Geltone. Potensielle kandidater har dog utfordringer med den tekniske kvalifiseringen. BDF-513 og Geltone er lite akutt giftig for marine organismer og er ikke bioakkumulerende. Imidlertidig brytes de sakte ned ved utslipp til sjø. To produkter med gul Y2 miljøklassifisering ble benyttet i oljebasert borevæske. Duratone E tilsettes borevæsken for å hindre tapt sirkulasjon, mens BDF-578 benyttes for å endre viskositeten til borevæsken. Kjemikalier i oljebasert borevæske vil følge væskestrømmen til rigg og sendes til land for behandling og gjenbruk. Det vil derfor ikke være utslipp til sjø av kjemikalier i oljebasert borevæske. Gule Y2 og røde produkter står på Statoils prioriteringsliste for substitusjon. Subsea hydraulikkvæsker Oceanic HW443 v2 og Castrol Transaqua HT2 er fargede hydraulikkvæsker som benyttes i undervannsinstallasjoner. Tilsetning av fargestoff (0,01 %) er årsaken til at produktene har rød miljøklassifisering. Samtidig er fargen på væsken en viktig egenskap for å lettere kunne identifisere lekkasjer og dermed begrense utslipp til sjø fra subsea installasjoner. For hver gang ventiler opereres på disse installasjonene, vil en liten porsjon av hydraulikkvæsken slippes til sjø. For å begrense bruken av subsea hydraulikkvæske med rød miljøklassifisering benyttes hovedsakelig Oceanic HW443 ND (gul Y2), en versjon av Oceanic uten fargestoff. I løpet av høsten har både Island Frontier og Deepsea Bergen byttet til gule versjoner av hydraulikkvæske. For undervannsinstallasjoner som benytter Oceanic, vil et nytt produkt, Oceanic HW 443 Rv2, testes ut. Dette produktet inneholder fargestoff og har gul Y2 miljøklassifisering. Statoil er ikke kjent med at Castrol har en gul subistitutt med fargestoff pr i dag. I forbindelse med oppdatering av rammetillatelsen for Åsgard ble subsea hydraulikkvæsker omsøkt under hjelpekjemikalier. Forbruk og utslipp av røde kjemikalier er derfor inkludert i rammen for produksjonskjemikalier. I EEH kommer subsea hydrualikkvæsker benyttet på flyttbare innretninger opp som bore- og brønnkjemikalier. Produksjonskjemikalier Det er ikke røde eller svarte produksjonskjemikalier i bruk på Åsgardfeltet, men avleiringshemmeren SI-4610, som brukes irregulært, har en andel gul Y2. Gassbehandlingskjemikalier Det er i bruk ett gassbehandlingskjemikalie i rød kategori på Åsgard B (Amerel 2000). Dette er en skumdemper som følger oljefasen, og går dermed ikke til utslipp til sjø. Hjelpekjemikalier Det er i bruk to svarte kjemikalier med utslipp til sjø på Åsgard A. Dette er Loadway EP 150 (hylsetetningsolje på thrustersystemet) og Uniway LI 62 (smørefett på turretlager). Uniway LI 62 mangler HOCNF, men antas å være i svart miljøkategori. I utgangspunktet er begge kjemikaliene oljer/fett for lukkede systemer, men ifølge leverandør må det påregnes operasjonelt utslipp av hylsetetningsolje fra thrustersystemet. Videre er ringrom mellom skip og turret eksponert for skvett fra smøring av turretlager, slik at det vil være noe utslipp til sjø. Smørefettet er lett og vil flyte på overflaten. Det er gjort en oppsuging av smørefett fra ringrommet i januar 2016, og det oppsugd mengde var mye mindre enn antatt ut Security Classification: Open - Status: Final Page 36 of 70

37 fra erfaringer fra Norne-skipet. Utslippsfaktor er derfor redusert fra ca 17 % til ca 10 %. Se også innledningsvis i kapittel 5. Det er i bruk tre røde hjelpekjemikalier på Åsgard-installasjonene. I forbindelse med oppstart av subsea-kompresjon på Åsgard, ble det nødvendig å ta i bruk barrierevæske (Glythermin P 44-00) i pumpesystemet som står på havbunnen. Kjemikaliet inngår i miljøregnskapet for Åsgard A. På Åsgard B anvendes Antifreeze (frostvæske) og Irgatreat Cl 740. Antifreeze benyttes i lukket system, og Irgatreat Cl 740 brukes i dampkjelen på Åsgard B for å hindre algevekst. Kjemikaliet går til utslipp med produsertvannet. Utover disse kjemikaliene, vil hypokloritt fra 2016 være rødt, da det er omklassifisert fra gult til rødt kjemikalie. Det er nødvendig å bruke hypokloritt for å unngå begroing i prosessanlegget, og pr idag finnes ingen gode alternativer til hypokloritt. Castrol Transaqua HT2 er substituert med Castrol Transaqua HT2 N (gul) både på Åsgard A (januar 2014) og Åsgard B (oktober 2014). Kjemikalier i lukkede systemer med forbruk over 3000 kg er kommentert i kapittel 5.4. Brannskum er kommentert i kapittel 6.3. Rørledningskjemikalier Forbruk og utslipp av rørledningskjemikalier til sjø i rapporteringsåret skyldes det pågående prosjektet med bytte av stigerør. Prosjektet medfører bruk og utslipp av betydelige volum med MEG, som har grønn miljøkategorisering. Fargestoff RX-9022 har en andel gul Y2, men det foreligger ingen tilgjengelige alternativer for dette kjemikaliet. Kjemikalier som går med eksportstrømmen Kjemikalier som følger eksportstrømmen utgjør kun et kjemikalie som stort sett inneholder monoetylenglykol (MEG med opptil 1,9 % NaOH). Produktet har en liten andel gult stoff. Reservoarstyring Det er plassert både vannløselige og oljeløselige kjemiske sporstoffer i brønnenpb-1 Y1H. Dette for å overvåke vann- og oljeproduksjonen av de ulike seksjonene. Ved å analysere brønnfluidene som kommer opp når brønnene settes i produksjon, kan sporstoffene identifiseres og gi informasjon om hva som strømmer inn. Informasjonen benyttes til å sette inn tiltak for optimalisering av produksjon. Sporstoffene ble satt i brønn fra flyteriggen Deepsea Bergen. Selve analyser av sporstoff vil skje ved prøvetaking fra produksjonsplattformen. Oljesporstoff har svart miljøklassifisering grunnet en giftighet på <10 mg/l, de har potensiale for å bioakkumulere og er lite nedbrytbare. Det er spesielt de to siste egenskapene som er vesentlige for produktenes funksjon som sporstoff, da de må være oljeløselige for å følge oljefasen i reservoaret og de må være persistente nok til å kunne gjenfinnes i produsert olje over en periode på flere år. Oljeløselige sporstoff følger oljefasen i produksjonsstrømmen, og vil dermed ikke gå til utslipp. Vannsporstoffene har rød miljøklassifisering grunnet lav nedbrytbarhet. Lav nedbryting er en viktig egenskap da de må være persistente nok til å gjenfinnes i produsertvannet i en periode over flere år. Det antas av 50 % av sporstoffene vil produseres ved oppstart av brønnen. 50 % vil gå til sjø via produsertvannet over flere år. Utslippsnivået vil ligge på pptog ppb-nivå. Vannsporstoffene er ikke bioakkumulerende og ikke giftige, og vil i gitt utslippskonsentrasjon ikke ha en negativ miljøeffekt av betydning. Av tekniske årsaker, vil rapportering av utslipp registreres det året de injiseres. Det henvises til kapittel 10 (tabell 10.2.p) for oversikt over forbruk og utslipp av sporstoff. Security Classification: Open - Status: Final Page 37 of 70

38 5.3 Substitusjon av kjemikalier Klassifiseringen av kjemikalier og stoff i kjemikalier er gjort i henhold til gjeldende forskrifter og dokumentert i datasystemet NEMS. I NEMS-databasen 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 Plonor-kjemikalier. Security Classification: Open - Status: Final Page 38 of 70

39 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 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 1 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. 5.4 Kjemikalier i lukkede systemer Arbeidet med å fremskaffe HOCNF for kjemikalier i lukket system med forbruk over 3000 kg har pågått fra Det er hovedsakelig hydraulikkprodukter som er omfattet og dokumentasjonen som fremkommer viser at disse produktene er i svart eller rød miljøkategori. Dels er produktene svarte fordi additivpakkene ikke er testet, dels er de svarte fordi deler av baseoljene miljømessig er definert som svarte. Resterende andel av baseoljene som ikke er svart, er i rød miljøkategori. Det enkelte felt har søkt inn kjemikalier for bruk i lukkede systemer i utslippstillatelsen, og de aller fleste produktene som er i bruk finnes det nå gjeldende HOCNF-data for. Miljørisikoen for kjemikalier i lukkede systemer anslås å være begrenset. Hovedformålet med disse produktene er å bidra til effektiv og sikker drift av anlegg. Sammensetning og additiver i disse produktene vil derfor være essensiell i forhold til gitte anleggs-/utstyrsspesifikasjoner. I dag finnes det få reelle, miljøvennlige alternativer til disse produktene og det er en utfordring å finne mer miljøvennlige alternativer som tilfredsstiller tekniske krav. Utslipp av disse produktene vil ikke forekomme ved normal drift, og brukte oljer behandles i henhold til krav/retningslinjer innen avfallsbehandling. Med en risikobasert tilnærming på alle aktiviteter som innebærer bruk av kjemikalier, vil Statoil primært prioritere å substituere eller redusere volum kjemikalier som går til utslipp. Mulighet for substitusjon av hydraulikkoljer i lukkede systemer vil av denne grunn normalt ikke kunne prioriteres på felt/installasjonsnivå, men vil bli fulgt opp fra sentralt hold i forhold til utstyr/ leverandører i tett samarbeid med interne og eksterne fagmiljøer. På Åsgard A har det vært et forbruk over 3000 kg av flere hydraulikkoljer i Hydraway HVXA 46, Hydraway HVXA 46 HP, Hydraway HMA 46, Hydraway HVXA 15 LT og Hydraway HVXA 68 har blitt påfylt systemene i til sammen kg. Det foreligger godkjente HOCNF for produktene. På Åsgard B har ingen hydraulikkoljer blitt benyttet over 3000 kg. Kjemikaliene inngår i tabell 4.1, tabell og vedlegg (tabell 10.2.j-10.2.n) som hjelpekjemikalier. Forbruket påvirker ikke rammer for svart stoff. Det er ikke utslipp av kjemikaliene. For Deepsea Bergen er hydraulikkoljen Compenol og Hydraway HVXA 32 omfattet av kravet for kjemikalier i lukket system. Produktene har svart miljøklassifisering. Forbruk av kjemikalier i lukkede systemer skyldes påfylling av nytt utstyr om bord, bytte av olje på eksisterende utstyr, samt svetting. Kjemikaliene går i lukkede system, og vil dermed ikke slippes til sjø. Security Classification: Open - Status: Final Page 39 of 70

40 6 Bruk og utslipp av miljøfarlige stoff Kapitlet gir en samlet oversikt over bruk og utslipp av alle kjemikalier som inneholder miljøfarlige forbindelser i henhold til kategori 1-8 i Tabell 5.1. Datagrunnlaget er etablert i Environmental Hub (EEH) på stoffnivå. For kjemikalier som slippes til sjø er det stort fokus på substitusjon til mer miljøvennlige produkter. I en substitusjonsarbeidet vurderes den miljømessige totalgevinsten. For kjemikaliebruk i prosessanlegget skal man finne de mest effektive produktene for å redusere olje i vann. I enkelte tilfeller vil lav-dose og høy-effektive kjemikalier gi den beste miljøeffekten selv om de iboende egenskapene til kjemikaliene kan være miljøfarlige. Dette er forhold som vil bli vurdert lokalt og i hvert enkelt tilfelle når kjemikalieregimet optimaliseres. 6.1 Kjemikalier som inneholder miljøfarlige stoff Datagrunnlaget er etablert i Environmental Hub (EEH) på stoffnivå. Siden informasjonen er unndratt offentlighet, er ikke tabell 6.1. vedlagt rapporten. 6.2 Stoff som står på Prioritetslisten, Prop. 1S ( ), som tilsetninger og forurensninger i produkter Organohalogener som er tilsatt kjemikalier i bruk kommer fra perfluorerte forbindelser i AFFF brannskum, se tabell Tabell 6.2.1: Stoff som står på Prioritetslisten som tilsetning i produkter [kg] Stoff/komponent A B C D E F G H K Sum Kvikksølv Kadmium Bly Krom Arsen Tributyltinnforbindelser Organohalogener 74,5 74,5 Alkylfenolforbindelser PAH Sum 74,5 74,5 Miljøfarlige forbindelser som forurensning i produkter er listet i tabell Mengdene i tabellen er basert på elementanalyser av produktene og utslippsmengder av det enkelte produkt. Forbindelsene her stammer fra kjemikalier innen bruksområde bore- og brønnkjemikalier. Security Classification: Open - Status: Final Page 40 of 70

41 Tabell 6.2.2: Stoff som står på Prioritetslisten som forurensninger i produkter [kg] Stoff/komponent A B C D E F G H K Sum Kvikksølv 0,3445 0,3445 Kadmium 0,0654 0,0654 Bly 6,9535 6,9535 Krom 2,2475 2,2475 Arsen 1,7630 1,7630 Sum 11, , Brannskum Fluorfritt brannskum, 1% RF1, er faset inn på de fleste av UPN sine egenopererte installasjoner med 1% skumanlegg ved utgangen av Et nytt 3% fluorfritt brannskum ble i slutten av november 2015 testet og fullt kvalifisert for bruk på Statoils faste innretninger. Videre innfasing av dette skummet planlegges av de enkelte innretningene som har 3% skumanlegg. Brannskum inngår i oversikten over forbruk og utslipp av hjelpekjemikalier som angitt i kapittel 4 og 5 samt vedlegg (tabell 10.2.j-10.2.n). I rapporteringsåret er det sluppet ut følgende brannskumprodukter og mengder på Åsgardfeltet: Åsgard A: AFFF 3 % 2,4 tonn Åsgard B: RF 1 % 0 forbruk (ingen test av anlegg i 2015) Åsgard C: RF 1% 0,23 tonn Deepsea Bergen: AFFF 3 % 0,76 tonn Deepsea Bergen : RF 3% 0,39 tonn Det ble i forbindelse med brannvannstest i oktober 2014 byttet til RF 1 % på Åsgard B. Åsgard A benytter ennå AFFF 3 %, men skal etter planen ta i bruk nytt skum i løpet av første kvartal 2016, da dette endelig er kvalifisert. Åsgard C substituerte til RF 1 % i februar Utslipp av brannskum fra Deepsea Bergen skjer i forbindelse med testing av brannkanoner på helidekk. Mesteparten av brannskummet her vil gå til sjø. Så små mengder skum som mulig benyttes i testen for å redusere mengden utslipp. I løpet av høsten 2015 substituerte Deepsea Bergen AFFF brannskum til RF 3%. Security Classification: Open - Status: Final Page 41 of 70

42 7 Forbrenningsprosesser og utslipp til luft 7.1 Generelt Kapittelet angir utslipp til luft fra petroleumsvirksomheten utført på Åsgard i Det er noen forskjeller mellom rapportering av utslipp av CO 2 og av kvotepliktige CO 2 -utslipp (i kvoterapport) grunnet forskjeller i beregningsmetoder. Dette gjelder særlig CO 2 -utslipp fra Åsgard B LP-fakkel, som i kvoterapport beregnes fra ny metode som beskrevet i ny kvotetillatelse av , oppdatert Mindre avvik mellom årsrapport og kvoterapport kan også forekomme som følge av ulik bruk av antall gjeldende siffer i de to rapportene. For usikkerhetsvurderinger knyttet til måling av brenngass, fakkelgass og diesel, vises det til kvoterapport for Åsgardfeltet for For utslippsfaktorer, se tabell (faste innstallasjoner) og tabell (flyttbare innstallasjoner). 7.2 Brønnopprenskning I forbindelse med ferdigstilling av brønn Z-4 H ble det gjennomført en brønnopprensking over Deepsea Bergen i Statoil ønsker å begrense brenning over brennerbom fra rigg så langt som mulig. Årsaken til at Z-4 H ikke ble rensket opp over plattform er så enkelt som at det ikke er mulig å produsere Midgard brønnene (Z-4H er en Midgard brønn) mot test separator på Åsgard B. Testseparator er nødvendig under brønnteste for både ratemålinger og prøvetaking Opprenskning av 6506/12-PB-1 Y1H/Y2H til Åsgard A, september 2015 Det har vært uttrykt et ønske om at opprenskning av nye brønner skal flyttes fra rigg til fast installasjon på Åsgard. I januar 2014 ble det satt sammen ei flerfaglig gruppe som skulle se på muligheten for å renske opp nye brønner til Åsgard A. Gruppa konkluderte med at det burde være mulig gitt visse forutsetninger og et akseptabelt risikonivå og i mars 2014 ble den skisserte løsningen presentert for Åsgard ledergruppe. 6506/12-Q-3 BH (Smørbukk Sør) ble overlevert til Åsgard A fra Deepsea Bergen i april Operasjonen ble vurdert som vellykket, og opprenskning til Åsgard A vil heretter være base case for alle brønner tilknyttet Åsgard A, såfremt brønnforholdene tillater dette. Operasjonen er omtalt i årsrapport for 2014 for Åsgardfeltet. I september 2015 ble 6505/12-PB-1 Y1H/Y2H overlevert til Åsgard A fra Deepsea Bergen. Det ble gjort flere tiltak i forkant av opprenskningsoperasjonen, basert på erfaring fra Oljevedheng til sand viste forhøyede verdier, i intervallet 0,54 2 vektprosent. Det var på forhånd søkt, og innvilget, unntak fra kravet om maksimalt oljevedheng til sand. Spotprøver og døgnprøver av produsertvann sluppet over bord viste forhøyede olje-i-vann verdier de dagene separatorene ble jettet etter operasjonen, men månedskravet ble overholdt. Videre ble det utfelt mindre partikler/faststoff i separatorene under denne brønnopprenskningen i forhold til opprenskningen som fant sted i Det er antatt at det er de største partiklene fra borevæsken som utfelles i separatorene (kalsiumkarbonat og grafitt). Alle andre kjemikalier/faststoff som inngår i borevæsken er antatt å følge oljefasen til eksport. Under opprenskning av PB-1 oppsto imidlertid utfordringer med lastene, som falt utenfor spesifikasjonene. Security Classification: Open - Status: Final Page 42 of 70

43 7.3 NOx Ved beregning av NOx utslipp fra konvensjonelle gassturbiner benyttes NOxTool (PEMS), med usikkerhet på maksimalt 15 %. Under oppstart/nedkjøring med diesel eller ved utfall av NOx-tool benyttes faktormetoden for å estimere NOx utslippene. NoxTool benyttes ikke for lavnox-turbiner fordi disse har et garantert utslipp fra leverandøren under normale driftsforhold. PEMS vil derfor ikke gi et mer nøyaktigere utslippsestimat. Åsgardfeltet har tillatelse til utslipp av 1700 tonn NOx fra forbrenningsprosesser (eksklusiv fakkel og mobile rigger). Det er sluppet ut 1255 tonn NOx fra forbrenningsprosesser i CO 2 Det er benyttet bedriftsspesifikke utslippsfaktorer for CO 2 for brenngass og fakkel i samsvar med kvoterapportering Fakkelverdiene i tabell inkluderer gass fra LP-fakkel som ikke er kvotepliktig (se kapittel 7.1 og tabell 7.6.2). Dette er avgass fra aminanlegget på Åsgard B som i hovedsak består av CO 2 og noe H 2 S som er strippet av gass fra Smørbukk-formasjonen. Det totale utslippet av CO 2 er økt noe i 2015 sammenlignet med i Det gjelder særlig fra brenngass. Mengde brenngassforbruk er forventet øke på grunn av oppstart av Åsgard Subseakompresjonsanlegg. Faklingsvolumene er tilsvarende i 2015 som i SOx og aminanlegg Mengden SOx i tabell inkluderer gass som reelt er sluppet ut på formen H 2 S (gass som er gått ut ved kald fakkel og ikke er forbrent). Det er benyttet målte verdier for H 2 S-innhold i brenngass og fakkel. Ventilering av aminanlegg-avgass via Åsgard B LP-fakkel er en følge av at utstyr for å forbrenne H 2 S til SOx med påfølgende utvasking til sjø, ikke er operativt. For sikker håndtering av H 2 S-holdig gass på installasjonen, rutes dette ut via LP-fakkel. Dette forholdet er beskrevet i tidligere korrespondanse med Miljødirektoratet. I henhold til vedtaksbrevet for ny rammetillatelse for Åsgardfeltet, datert 28.oktober 2014 (med flere senere oppdateringer), etterspurte Miljødirektoratet en rapport fra arbeidet med tiltak på aminanlegget for å redusere H 2 S-utslipp via LP-fakkel på Åsgard B. Det ble i tidlig 2015 presentert flere ulike teknisk mulige løsninger som vil kunne redusere H 2 S-utslippet noe. Våren 2015 ble disse alternativene presentert for Miljødirektoratet i nettmøte. Det vil ikke bli aktuelt å starte incineratoren igjen, da det er vanskelig å få til stabil drift samt at teknisk tilstand vurderes som usikker. Det tas sikte på en endelig beslutning i løpet av En av utfordringene til prosjektgruppen er at i de alternativene som er blitt studert, reduseres H 2 S-utslippet samtidig som CO 2 -utslippet øker. Statoil har også foretatt en analyse av sammensetning av avgassen i aminanlegget under forskjellige driftsbetingelser. På grunn av analysene, er utslippsfaktorer og rapportering justert og forbedret for rapporteringsåret. Innholdet av H 2 S i avgassen er nå satt til 3000 ppm, mot tidligere 3400 ppm, og dette anses fortsatt som konservativt (da det under ulike driftsbetingelser vil variere, og 3000 ppm er den høyeste målte verdi). Security Classification: Open - Status: Final Page 43 of 70

44 7.6 Forbrenningsprosesser Tabell viser utslipp til luft fra forbrenningsprosesser på Åsgard i rapporteringsåret. Figuren viser CO 2 -utslipp fra faste installasjoner fordelt på fakkelgass, brenngass og diesel. Figur viser historisk oversikt over utslipp av CO 2 og NOx totalt for Åsgardfeltet. Tabell viser utslippsfaktorer. Tabell 7.6.1: Utslipp til luft fra forbrenningsprosesser på permanent plasserte innretninger Mengde Kilde flytende brennstoff Mengde brenngass [Sm3] CO2 NOx nmvoc CH4 SOx Fakkel ,71 1,79 7,15 168,21 Turbiner (DLE) ,73 73,63 279,18 4,61 Turbiner (SAC) ,92 15,49 58,55 2,33 Motorer ,42 24,47 4,89 Fyrte kjeler ,43 0,67 Brønntest/ opprenskning Andre kilder Sum ,21 115,38 344,88 180,72 Figur 7.6.1: Utslipp av CO 2 fra fakkel og forbrenning i turbin og motor på Åsgardfeltet (faste innretninger) Security Classification: Open - Status: Final Page 44 of 70

45 Figur 7.6.2: Historisk oversikt over CO 2- og NOx-utslipp (faste innretninger) Tabell Utslippsfaktorer Åsgard A og Åsgard B Kilde CO 2 NO x nmvoc CH 4 SO x Turbin (brenngass) (tonn/sm 3 ) ASG A 0, ** Lav-NOx: 1,8 g/sm3 Konvensjonell: 10,9 g/sm3**** 0, , ,7 * 10-9 multiplisert med H 2 S-innhold i gassen Turbin (brenngass) (tonn/sm 3 ) ASG B 0, ** Lav-NOx: 1,8 g/sm3 Konvensjonell: 10,0 g/sm3**** 0, , ,7 * 10-9 multiplisert med H 2 S-innhold i gassen Turbin (diesel) (tonn/tonn)* LP fakkel (tonn/sm 3 ) ASG A HP fakkel (tonn/sm 3 ) ASG A LP fakkel (tonn/sm 3 ) ASG B HP fakkel (tonn/sm 3 ) ASG B 3, ,016 0, , ,003592*** 0, , , ,002371*** 0, , , ,00373* 0, , , ,002718*** 0, , , ,7 * 10-9 multiplisert med H 2 S-innhold i gassen 2,7 * 10-9 multiplisert med H 2 S-innhold i gassen 2,7 * 10-9 multiplisert med H 2 S-innhold i gassen 2,7 * 10-9 multiplisert med H 2 S-innhold i gassen Motor (tonn/tonn)* 3, ,045 0,005 0, *I kvoterapporten benyttes det energibasert faktor ** Fastsettes på grunnlag av veid snitt (ut fra ukentlige brenngassanalyser) *** Fastsettes på grunnlag av fiskal måling **** NOx-utslipp beregnes med PEMS, faktorer ligger som fall-backverdier dersom PEMS faller ut Security Classification: Open - Status: Final Page 45 of 70

46 Tabell angir utslipp til luft fra forbrenningsprosesser på flyttbare innretninger på Åsgard i Dette omfatter forbrenning av Diesel på Deepsea Bergen og Island Wellserver. Faktorer benyttet for beregninge av utslipp til luft fra flyttbare innstallasjoner er gitt i Tabell Tabell Utslipp til luft fra forbrenningsprosesser på flyttbare innretninger Kilde Mengde flytende brennstoff Mengde brenngass [Sm3] CO2 NOx nmvoc CH4 SOx PCB [kg] PAH [kg] Dioksiner [kg] Fallout olje ved brønntest Fakkel Turbiner (DLE) Turbiner (SAC) Motorer ,92 8,97 1,79 Fyrte kjeler ,22 0,34 Brønntest/ opprenskning ,15 0,74 0,29 0,21 0,04 2,44 0,000 0,10 Andre kilder Sum alle kilder ,29 9,72 0,29 2,34 0,04 2,44 0,000 0,10 Tabell Utslippsfaktorer for flyttbare installasjoner Kilde CO2 NOx nmvoc CH 4 SOx PCB PAH Dioksiner Motor (tonn/tonn) (tonn/tonn) (tonn/tonn) N/A (tonn/tonn) N/A N/A N/A 3, ,07 0,005 0, Kjel (tonn/tonn) (tonn/tonn) N/A N/A (tonn/tonn) N/A N/A N/A 3, ,0036 0, Brønntest olje (tonn/tonn) (tonn/tonn) (tonn/tonn) N/A (tonn/tonn) (kg/tonn) (kg/tonn) (kg/tonn) 3,2** 0,0037 0,0033 0,000999**** 0, ,012 0, Brønntest gass (tonn/sm3) (tonn/sm3) (tonn/sm3) (tonn/sm3) (tonn/sm3) N/A N/A N/A 0,00373* 0, , , ,75E-09*** Diffuse utslipp N/A N/A (tonn/tonn) (tonn/tonn) N/A N/A N/A N/A 0,55 0,25 *Standardfaktor for fakkelgass ihht MR-forordningen og MRG - CO 2 fra gass **Standadrdfaktor for tungolje ***Spesifikke SOx faktoren er beregnet ihht Norog veileder 0,44 kap 7.3.4: 2,7*10^-9 tonn/sm3 *2,5ppm = 6,75*10^-9 tonn SOx/Sm3 brenngass **** Den spesifikke SOx faktoren er beregnet ihht Norog veileder 0,44 kap Bakgrunn 0,05 % svovelinnhold i diesel. Utregning: (0,05/100)x1,99782=0, tonn/tonn Security Classification: Open - Status: Final Page 46 of 70

47 7.7 Utslipp ved lagring og lasting av olje Utslipp ved lagring og lasting av olje blir rapportert av VOC Industrisamarbeidet, og utslipp av CH 4 /nmvoc fra lager og lasting er i henhold til disse data. Tabell oppsummerer utslipp til luft ved lagring og lasting av olje. Mindre avvik kan forekomme på grunn av ulik bruk av gjeldende siffer. Åsgard A har lukket nmvoc-gjenvinningsanlegg, og har dermed begrenset nmvoc-utslipp ved lagring. nmvocutslippet vil i hovedsak komme fra lasting av skytteltankere. I 2012 ble den ene VOC-kompressoren i anlegget byttet. Det ble installert 2 ulike nmvoc-gjenvinningsanlegg på Åsgard C i 2004, og disse ble satt i drift i første kvartal Det ene anlegget er et kullfilterbasert adsorpsjonsanlegg med kapasitet til å ta hele gasstrømmen generert fra kondensatproduksjonen på Åsgard B og Kristin. Det andre anlegget installert på Åsgard C, er et KVOC-anlegg. Dette er et passivt system som skal hindre avgassing fra kondensatvæsken i det den faller fra dekksnivå til tankens væskenivå. Ved å forhindre "flashing" i denne fasen, mener man å kunne redusere den totale avgassingen vesentlig. Tabell 7.7.1: Utslipp ved lagring og lasting av olje Utslippsfaktor CH4 [kg/sm3] Utslippsfaktor nmvoc [kg/sm3] Teoretisk utslippsfaktor uten tiltak [kg/sm3] Teoretisk nmvocutslipp uten gjenvinningstiltak Teoretisk nmvoc utslippsreduksjon uten gjennvinningstiltak [%] Type Totalt volum [Sm3] Utslipp CH4 Utslipp nmvoc Lasting ,02 0,68 138, ,52 1, ,86 47,69 Lagring ,00 0,10 1,07 678,44 1, ,20 93,16 Sum 139, , Diffuse utslipp og kaldventilering Data for diffuse utslipp og kaldventilering er gitt i tabell nedenfor. Utslippene er beregnet på bakgrunn av veiledning og standardfaktorer fra Norsk olje og gass. Utslippene inkluderer også boring med flyterigg på feltet. Mengde gass prosessert er lagt til grunn, og dette er multiplisert med omregningsfaktor for aktuell prosess. Diffuse utslipp til luft i tilknytning til boreoperasjoner er rapportert pr ferdig boret og komplettert brønnbane. Rapportering skjer det året brønn ferdigstilles og overleveres drift. Det antas å være høy usikkerhet i beregning av utslipp ved bruk av standardfaktorer fra Norsk olje og gass, og Statoil viser til pågående prosess i forhold til forbedring i metode for beregning og rapportering av metan og nmvoc. For boreoperasjoner rapporteres diffuse utslipp til luft per ferdig boret og komplettert brønnbane. For Åsgard i 2015 er det rapportert 3 operasjoner med diffuse utslipp, komplettering av Z-4 H og to for den bilaterale PB-1 brønnen. Tabell 7.8.1: Diffuse utslipp og kaldventilering Innretning Utslipp CH4 Utslipp nmvoc DEEPSEA BERGEN 0,75 1,65 ÅSGARD A 514,65 409,41 ÅSGARD B 3 811, ,82 SUM 4 326, ,88 Security Classification: Open - Status: Final Page 47 of 70

48 7.9 Bruk og utslipp av gassporstoff Tabell angir forbruk og utslipp av gassporstoffer på Åsgardfeltet i Gassporstoff er ikke underlagt HOCNFkrav. Utslipp til atmosfæren er estimert til 5%, da undersøkelser har vist at 95% av sporstoffene dekomponerer. Tabell 7.9.1: Forbruk og utslipp av gassporstoff Stoff-/Handelsnavn Forbruk [kg] Utslipp [kg] 1,3,5-PTMCH 8,00 0,40 Security Classification: Open - Status: Final Page 48 of 70

49 8 Utilsiktede utslipp Alle utilsiktede utslipp rapporteres internt (i Synergi) og behandles som uønsket hendelse. Hendelsene følges opp, og tiltak for å unngå lignende hendelser gjennomføres. Året 2015 har vært preget av høy aktivitet på installasjonene og på feltet som helhet. Det har vært stor fokus på å unngå akutte utslipp. De aller fleste utslippene er små utslipp, men det har vært noen større utslipp fra de faste installasjonene. Det er totalt sett en positiv trend når det gjelder antall kjemikalieutslipp i rapporteringsåret sammenliknet med Antall oljeutslipp har også vært færre i 2015 enn i Utilsiktede utslipp av kjemikalier i lukkede system, inkludert hydraulikkoljer, rapporteres som kjemikalieutslipp under kapittel 8.2. fra Dette kan muligens også forklare redusert antall oljeutslipp fra og med 2014, og tilsvarende økning i kjemikalieutslipp. Åsgard A hadde i juli 2015 et varslingspliktig utslipp av varmemedium (vann med natriumhydroksid). Dette ble varslet til Petroleumstilsynet først i oktober Dette skyldes noe ulik tolkning internt når det gjelder avviksbehandling. Varmemediet ble skylt til åpent dren-system og fulgte prosessvannet til sjø. Det ble likevel avklart at hendelsen er å betrakte som uhellsutslipp, da lekkasjen av varmemediet skyldtes korrosjon i systemet, og endelig skjebne for væskemengden var sjøen. I januar 2015 begynte en lukepakning i en metanoltank på Åsgard B å lekke. Det ble besluttet å deponere restrerende 30 m 3 metanol i en inaktiv brønn (N-3). Lekkasjen ble estimert til 180 liter. Dette volumet ble spylt til 56-tanken, og ble via prosessystemet drenert til sjø. Miljødirektoratet ble underrettet om at 30 m 3 ble deponert i brønnen N-3. Åsgard B fikk høsten 2015 problemer med forhøyet trykk i atmosfærisk vent. Dette medførte at det under storm og uvær gikk kondensat til sjø fra en tank i tilknytning til vent-systemet. Hendelsen ble varslet til Petroleumstilsynet, og senere gransket gjennom intern dybdestudie. Det ble umiddelbart igangsatt flere tiltak for å kunne samle opp overløpsvæske i eget kar, samtidig som det ble gjort utredninger av trykkproblematikken i atmosfærisk vent (sikkerhetssystem). Løsning for modifisering av tanken med overløp til sjø er under planlegging og vil utføres i løpet av Det skal også gjøres tiltak for å lette tilkomst til pumper tilknyttet systemet. På grunn av dårlig design og tilkomst, vil filterbytter medføre at skvetter av oljeholdig vann går til sjø. Ved forhøyet trykk i atmosfærisk vent og større mengder kondensert væske, har behovet for filterbytter økt. For øvrig har det vært tre gasslekkasjer med alvorlighetsgrad Gul 3 på Åsgardfeltet. Disse inntraff på Åsgard A i oktober 2015 og på Åsgard B i desember 2015 samt på flyteren Deepsea Bergen i april Hendelsene på Åsgard A og Åsgard B er gransket gjennom interne dybdestudier, og anses som mest kritisk i forhold til sikkerhet. På Deepsea Bergen har det vært et større utilsiktet utlsipp av oljebasert borevæske til sjø. Utslippet ble varslet til Petroleumstilsynet, og senere gransket gjennom en dybdestudie. Etter en uplanlagt stopp i operasjonen på grunn av vedlikehold på top drive, ble det opservert tap av borevæske i systemet. ROV ble straks satt i vannet for å se etter lekkasjer. Ved 119m dyp ble det funnet en sprekk i kobling på marin riser. Marin riser ble umiddelbart fortrengt med sjøvann for å stoppe utslippet av oljebasert borevæske. Totalt gikk 5 m3 borevæske til sjø. Det har også vært et mindre utslipp av oljebasert borevæske til sjø. Fartøyet Rem Ocean har hatt 3 mindre utilsiktede utslipp av hydraulikkolje. Security Classification: Open - Status: Final Page 49 of 70

50 8.1 Utilsiktede utslipp av olje Tabell gir oversikt over akutte oljeutslipp i løpet av Det har vært 2 hendelser, noe som er 3 færre enn i Til sammen har det vært utslipp til sjø av 1,607 m3 olje. Figur viser en historisk oversikt over uhellsutslipp oljer. Utilsiktede utslipp av kjemikalier i lukkede system, inkludert hydraulikkoljer, rapporteres som kjemikalieutslipp under kapittel 8.2. Tabell 8.1.1: Oversikt over utilsiktede utslipp av olje i løpet av rapporteringsåret Kategori Antall: < 0,05 m3 Antall: 0,05-1 m3 Antall: > 1 m3 Totalt antall Volum: < 0,05 m3 Volum: 0,05-1 m3 Volum: > 1 m3 Volum [m3]: Totalt Råolje 1 1 0,007 0,007 Andre oljer 1 1 2,009 2,009 Sum ,007 2,009 2,016 Figur 8.1.1: Historisk oversikt over uhellsutslipp oljer 8.2 Utilsiktede utslipp av kjemikalier og borevæsker Tabell gir en oversikt over akutte utslipp av borevæsker og kjemikalier i løpet av 2015, i tabell gis fordeling etter deres miljøegenskaper. Det har vært 10 hendelser, noe som er en forholdsvis stor reduksjon fra 2014 med 7 færre hendelser. Til sammen har det vært utslipp til sjø av 101,67 m 3, for 2014 var tilsvarende utslippsmengde 16,69 m 3. Et utslipp av 96 m 3 varmemedium (vann med lut) på Åsgard A utgjør en stor andel av utslippsvolum i Figur gir en oversikt over historisk utvikling med hensyn på antall hendelser og mengde borevæske og kjemikalier sluppet ut. Utilsiktede utslipp av kjemikalier i lukkede system, inkludert hydraulikkoljer, rapporteres som kjemikalieutslipp under kapittel 8.2. Security Classification: Open - Status: Final Page 50 of 70

51 Tabell 8.2.1: Oversikt over utilsiktede utlsipp av kjemikalier Kategori Antall: < 0,05 m3 Antall: 0,05-1 m3 Antall: > 1 m3 Totalt antall Volum [m3]: < 0,05 m3 Volum [m3]: 0,05-1 m3 Volum [m3]: > 1 m3 Volum [m3]: Totalt volum Kjemikalier ,04 0,58 96,00 96,62 Oljebasert borevæske ,05 5,00 5,05 Sum ,04 0,63 101,00 101,67 Figur 8.2.1: Historisk oversikt over uhellsutslipp av kjemikalier Tabell 8.3: Utilsiktede utslipp av stoff fordelt etter deres miljøegenskaper Utslipp Kategori Miljødirektoratets fargekategori Mengde sluppet ut Vann 200 Grønn 94,1 Stoff på PLONOR listen 201 Grønn 6,43 REACH Annex IV 204 Grønn REACH Annex V 205 Grønn 0,038 Mangler testdata 0 Svart 0,0062 Stoff som er antatt å være eller er arvestoffskadelige eller reproduksjonsskadelige 1.1 Svart Liste over prioriterte kjemikalier som omfattes av resultatmål 1 (Prioritetslisten) St.meld.nr.25 ( ) 2 Svart Bionedbrytbarhet < 20% og log Pow >= 5 3 Svart 0,0011 Bionedbrytbarhet < 20% og giftighet EC50 eller LC50 <= 10 mg/l 4 Svart To av tre kategorier: Bionedbrytbarhet < 60%, log Pow >= 3, EC50 eller LC50 <= 10 mg/l 6 Rød 0,010 Uorganisk og EC50 eller LC50 <= 1 mg/l 7 Rød Bionedbrytbarhet < 20% 8 Rød 0,018 Kjemikalier som er fritatt økotoksikologisk testing. Inkluderer REACH Annex IV og V 99 Gul 23,2 Andre Kjemikalier 100 Gul 2,09 Gul underkategori 1 Forventes å biodegradere fullstendig 101 Gul 0,121 Gul underkategori 2 Forventes å biodegradere til stoffer som ikke er miljøfarlige 102 Gul 0,167 Gul underkategori 3 Forventes å biodegradere til stoffer som kan være miljøfarlige 103 Gul SUM 126,22 Security Classification: Open - Status: Final Page 51 of 70

52 8.3 Utilsiktede utslipp til luft Tabell 8.4 viser oversikt over utilsiktede utslipp til luft. Tabell 8.4: Oversikt over utilsiktede utslipp til luft Type gass Antall hendelser Mengder [kg] HC Gass 3 12 Sum Utilsiktede utslipp fordelt på installasjoner og prosjekter Tabellene under viser uhellsutslippene fordelt på Åsgard A, Åsgard B i tillegg til bore- og brønnoperasjoner og prosjekter. Uhellsutslipp Åsgard A Åsgård A Innretning Synergi nr. Åsgard A Åsgård A Type Lekkasje av varmemedium Hydraulikkolje Volum (ltr) Åsgård A Cargo Åsgård A Lekkasje av Transaqua HT2-N 15, Åsgård A Gasslekkasje 6,9 kg Dato Beskrivelse/ Årsak Iverksatte tiltak Lekkasje av varmemedium i forbindelse med nålepikking og fjerning av korrosjon. En mindre lekkasje på løftebom til trossevinsj på grunn av teknisk svikt I forbindelse med NAS/PAS-test ble ventil for oljelossing åpnet, og lekkasje fra lossekardang ble oppdaget, trolig på grunn av for lavt trykk etter test. Lekkasje av Transaqua HT2-N subsea på grunn av svikt i ventil Gasslekkasje på fuelgass i forbindelse med oppstart av hovedgenerator A Væsken ble ført til åpent dren-system, og videre via prosessanlegget til sjø. Lekkasjen oppsto i forbindelse med fjerning av korrosjon. Informasjon om hendelsen må spres for å sikre læring. Ytterligere lekkasje hindret ved å plassere oppsamlingskar for oppsamling. Lekkasje videre utbedret permanent. Lekkasjen ble raskt stoppet. Hendelsen beskrives i kontrollrommets «handover» (erfaringsoverføring) i SAP. Ventil ble lukket. Notifikasjon opprette. SAS-skjerm inneholder info for å unngå at samme feil skjer igjen. Hendelsen ble internt gransket, og flere tiltak er opprettet for å sikre læring og hindre flere hendelser. Hendelsen anses først og fremst som en sikkerhetshendelse. Security Classification: Open - Status: Final Page 52 of 70

53 Uhellsutslipp Åsgard B Åsgård B Innretning Synergi nr. Type Volum (ltr) Åsgard B Metanol Dato Beskrivelse/ Årsak Iverksatte tiltak Lekkasje i metanol lagertank på grunn av teknisk svikt. Lukepakning i tank for metanol begynte å lekke. Vannslange og oppsamling pøs på lekkasjestedet samt spyling til 56-tanken. 30 m3 deponert i brønn N-3 Bytte av lukepakning. Åsgard B Lekkasje av Transaqua HT2-N Slangebrudd som førte til lekkasje Transaqua HT2-N Pumpe ble nødstoppet, ny slange med presskopling montert. Nye slanger for alle pumper i området 911-HPU planlagt. Åsgard B Sporadisk utslipp av ustabilisert kondensat Åsgard B Gasslekkasje 3,83 kg På grunn av økt trykk i atmosfærisk vent og uvær (høye bølger) gikk kondensat til overløp fra 57- tanken I forbindelse med stans av reinjeksjonskompressor for planlagt vedlikehold, oppstod det en gasslekkasje på flens på ventilhus. Gasslekkasjen medførte deteksjon på linjegassdetektorer, aktivering av NAS2, GA og mønstring av beredskapsorganisasjonen. Deluge ble utløst og lokal trykkavlastning initiert Hen delsen er varslet til Ptil og gransket internt. Flere tiltak, blant annet stillasbygging for å kunne samle opp overløp i eget kar samt utredning av forhøyet trykk i atmosfærisk vent. Modifisering av 57-tanken er spilt inn som tiltak under RS Det skal også vurderes å gjøre noe med tilkomst til pumper, hvor filtere må byttes for å motvirke skvetter av oljeholdig vann til sjø. Hendelsen ble internt gransket, og flere tiltak er opprettet for å sikre læring og hindre flere hendelser. Hendelsen anses først og fremst som en sikkerhetshendelse. Security Classification: Open - Status: Final Page 53 of 70

54 Uhellsutslipp flyttbare innretninger Innretning Synerginr Type Volum Dato Beskrivelse/årsak Iverksatte tiltak Lekkasje over isolasjonsventil ved Kontakt med Åsgard Hydrikarbon- gass 1 kg klargjøring av produksjonsenhet ble kontaktet for å manifold for stenge produksjon i den gjeldende komplettering av manifold for å stoppe lekkasje. Midgard Z-4 H Deepsea Bergen Rem Ocean Oljebasert borevæske Oljebasert borevæske 5000 L L L Hydraulikkolje Shell Tellus S3 M 6 L L Sprekk i kobling i marin riser Lekkasje i pakning mellom boosterline og marine riser Lekkasje i hydaulisk kobler på ROV, prosedyrer ikke fulgt Lekkasje i hudraulikkrør på grunn av slitasje på rør Lekkasje i slange som styrer luke på fartøy Marin riser ble umiddelbart fortrengt til sjøvann for å redusere utslippet av oljebasert borevæske. Marine riser ble tatt opp, og samtlige koblinger ble inspiert for å se om andre koblinger måtte byttes. Det ble satt ned en liten gruppe for å se på hvorfor ikke lekkasjen ble oppdaget tidligere, i tillegg er det gjennomført en dybdestudie for å se på årsaksforløpet og om prosedyrer ble holdt. Hendelsen ble meldt til Ptil. Boosterline ble tatt opp til rigg, alle koblinger ble inspisert. Forebyggene tiltak, alle pakninger skal byttes hver gang før marine riser går i sjø. Hendelsen ble meldt til Ptil. Før systemet ble satt i gang igjen, ble rør og slanger gått opp for å sikre at ventiler var satt opp riktig. Gjennomgang av utslippet av alt relevant personell. ROV ble tatt opp til båt og rør skiftet. Lignende rør på andre systemer skal sjekkes for samme feil. Vurdering av klammer av rør. Hydraulikkpumpe ble umiddelbart stengt av når lekkasje ble avdekket. Slangen ble byttet. Slangene ligger noe skjult, øker frekvensen for inspeksjon for preventivt bytte før slange sprekker. Security Classification: Open - Status: Final Page 54 of 70

55 9 Avfall Alt næringsavfall og farlig avfall bortsett fra fraksjonene som defineres som farlig avfall fra bore- og brønnaktiviteter, er håndtert av avfallskontraktørene SAR og Norsk Gjenvinning. Kaks, brukt oljeholdig borevæske og oljeholdig slop fra boresystem håndteres i dag av Halliburton, SAR, Franzefoss og Wergeland-Halsvik. Det er inngått egne avtaler for behandling av boreavfall (borekaks/borevæske, oljeholdig boreslop og tankvask) med borevæskekontraktører og spesialfirma for håndtering av boreavfall. Det er utviklet et kompensasjonsformat som skal stimulere til gjenbruk av de brukte borevæskene. Væske/slop som ikke kan gjenbrukes sendes videre til godkjente avfallsbehandlingsanlegg. Oljeholdig slop og slam/sedimenter fra prosessområdet og oljeholdig vann med lavt flammepunkt blir behandlet av våre vanlige avfallskontraktører. Åsgard er inkludert i rammekontrakten Statoil har med avfallsleverandør SAR, med base i Kristiansund. Avfallskontraktørene sørger for en optimal håndtering og sluttbehandling av avfallet i henhold til kontraktene. Alle aktuelle nedstrømsløsninger som velges skal godkjennes av Statoil. Avfallskontraktørene lager også et miljøregnskap for sine valgte nedstrømsløsninger. Hovedfokus for valgte nedstrømsløsninger vil være en miljømessig sikker behandling samt å sikre høyest mulig gjenvinningsgrad for avfallet som håndteres. Alt avfall kildesorteres offshore i henhold til Norsk olje og gass anbefalte avfallskategorier. Statoil arbeider kontinuerlig med å forbedre deklarering av avfall som foretas offshore. Utfordringer i 2015 har vært feil bruk av organisasjonsnummer og feil bruk av avfallskoder som skal være i henhold til Norsk Olje og gass sin veileder. Det er utarbeidet en informasjons- og opplæringspakke til bruk offshore som fokuserer på de mest vanlige feil som gjøres og hvordan disse kan rettes opp. Statoil bruker Synergi for oppfølging av feil i deklarasjonsskjemaene. Avfall som kommer til land og ikke tilfredsstiller sorteringskategoriene, vil bli avvikshåndtert og ettersortert på land. Avfallskontraktørene benyttes også som rådgivere i tilrettelegging av avfallssystemer ute på plattformene. Det er en hovedmålsetning at mengde avfall som går til sluttdeponi skal reduseres. Dette skal i størst mulig grad oppnås gjennom optimalisering av materialbruk, gjenbruk, gjenvinning eller alternativ bruk av væsker og materialer innenfor en forsvarlig ramme av helse, miljø og sikkerhet, samt kvalitet. Det gjøres oppmerksom på at det ikke nødvendigvis er overensstemmelse mellom generert mengde boreavfall i kapittel 2 og kapittel 9, selv om avfallet stammer fra identiske boreoperasjoner. Det er tre grunner til dette: Etterslep i registrering og rapportering. Generert avfall et år kan sluttbehandles i avfallsmottak påfølgende år Datagrunnlaget i kapittel 2 er estimerte verdier fra offshore boreoperasjoner, mens i kapittel 9 baseres mengdene på faktisk innveiing Avfallet fraktes til land. Den faktiske mengden avfall kan endres noe som følge av endring i fuktinnhold (regn, sjøsprøyt) og rengjøring av tanker. Tabell 9.1 viser en oversikt over farlig avfall som ble generert i rapporteringsåret. Som nevnt i kapittel 1 under nullutslippsarbeid, ble det avdekket flere feil i deklarering av avfall på Deepsea Bergen i Feildeklareringer vil ikke medføre forskjeller i mengde tonn levert avfall, men at avfall kan ha blitt plasseret feil i de ulike kategoriene. Et eksempel er oljebasert borevæske sendt til land som avfall. Mengdene rapportert til land og registrert av avfallskontraktør er større enn forbruket på feltet. I forbindelse med oppfølgingen av avvikene avdekket av Miljødirektoratet, har vi gått mer inn i tallene. Væskeleverandørene kan bekrefte at mengdene rapportert til land av oljebasert borevæske er for høyt, og ikke reelt med hensyn til hva som er benyttet og gernerert av avfall under operasjonen. Det er allerede satt i gang flere aksjoner for å få orden i avfallsdeklareringen, og sikre rutiner for avviksrapportering når det oppdages feil i deklareringen. Tilsvarende gjelder for Åsgard B at blåsesand (13,5 tonn) er feil deklarert som farlig avfall, da malingen som anvendes på Security Classification: Open - Status: Final Page 55 of 70

56 Åsgard B ikke genererer farlig blåsesand. Miljødirektoratet gjorde Statoil klar over dette under tilsyn i mai 2015, og det er for resten av 2015 innarbeidet bedre rutiner på Åsgard B for å unngå unødvendig deklarering av blåsesand som farlig avfall. Tabell 9.2 viser en oversikt over den genererte mengden kildesortert avfall. Figur 9.1 viser den historiske utviklingen for sortering av avfall på Åsgardfeltet. Restavfall utgjorde i 2015 ca. 10 % av total mengde avfall levert. Tabell 9.1: Farlig avfall Avfallstype Beskrivelse EAL-kode Avfallstoff -nummer Tatt til land Annet Baseolje ,00 Annet Rester av AFFF, slukkemidler med halogen ,39 Annet avfall Fiberfrax waste ,62 Annet avfall Gass i trykkbeholdere som inneholder farlige stoffer ,08 Annet avfall Rengjøringsmidler ,10 Batterier Blyakkumulatorer, ("bilbatterier") ,95 Batterier Ikke sorterte småbatterier ,05 Batterier Kadmiumholdige batterier, oppladbare, tørre ,15 Batterier Oppladbare lithium ,08 Blåsesand Forurenset blåsesand ,70 Borerelatert avfall Kaks med oljebasert borevæske ,89 Borerelatert avfall Oljebasert boreslam ,36 Borerelatert avfall Slurrifisert kaks ,76 Brønnrelatert avfall Avfall fra brønnoperasjoner (som brønnopprenskning, stimulering) som er forurenset med råolje/konden ,64 Kjemikalier Basisk avfall, organisk (eks. blanding av basisk organisk avfall) ,60 Kjemikalier Basisk avfall, uroganisk ,45 Kjemikalier Kjemikalierester, organisk ,88 Kjemikalier Kjemikalierester, uorganiske, fast stoff ,95 Kjemikalier Sekkeavfall med kjemikalierester ,00 Kjemikalier Spilloil-packing w/rests ,96 Kjemikalier Surt avfall, uorganisk (eks. blandinger av uorg.syrer) ,14 Lysstoffrør Lysstoffrør, UV-lamper, sparepærer ,15 Løsemidler Glycol containing waste ,52 Løsemidler Organiske løsemidler uten halogen (eks. blanding med organiske løsemidler) ,24 Maling, alle typer Fast ikke-herdet malingsavfall (inkludert fugemasse, løsemiddelholdige filler) ,74 Maling, alle typer Flytende malingsavfall ,05 Oljeholdig avfall Annet oljeholdig vann fra motorrom og vedlikeholds-/prosess system ,39 Oljeholdig avfall Brukt smøreolje som tilfredstiller gitte kvalitetskrav og opprinnelseskrav ,52 Oljeholdig avfall Drivstoffrester (eks. diesel, helifuel, bensin, parafin) ,13 Oljeholdig avfall Oljefilter m/metall ,63 Oljeholdig avfall Oljeforurenset masse - blanding av filler, oljefilter uten metall og filterduk fra renseenhet o.l ,16 Oljeholdig avfall Smørefett, grease (dope) ,99 Oljeholdig avfall Spillolje, div. blanding ,21 Prosessrelatert avfall Oljeforurenset slam/sedimenter/avleiringer med radioaktivitet, ikke deponeringspliktig, <10 Bq/g ,32 Spraybokser Spraybokser ,60 Tankvask-avfall Avfall fra tankvask, oljeholdig emulsjoner fra boredekk ,35 Tankvask-avfall Avfall rengj. tanker som er forurenset med råolje/kondensat ,86 Tankvask-avfall Sloppvann rengj. tanker båt ,06 Sum 7 187,65 Security Classification: Open - Status: Final Page 56 of 70

57 Tabell 9.2: Kildesortert vanlig avfall Type Mengde Matbefengt avfall 135,10 Våtorganisk avfall 11,28 Papir 44,11 Papp (brunt papir) 3,22 Treverk 84,83 Glass 5,91 Plast 13,51 EE-avfall 45,27 Restavfall 57,97 Metall 267,82 Annet 82,54 Sum 751,56 Figur 9.1: Sorteringsgrad avfall Security Classification: Open - Status: Final Page 57 of 70