UTSLIPPSRAPPORT for Ekofisk feltet

Transkript

1 UTSLIPPSRAPPORT 2004 for Ekofisk feltet

2 Innledning Rapporten dekker utslipp til sjø og til luft, samt håndtering av avfall fra Ekofisk-feltet i år Kontaktpersoner hos ConocoPhillips (COPNO) er: Kontaktperson Telefon E-postadresse Gro Alice Gingstad Gro.gingstad@conocophillips.com Steinar Berntsen Steinar.Berntsen@conocophillips.com iii

3 Innholdsfortegnelse 1 STATUS FELTETS STATUS Beskrivelse Ekofisk-feltet MILJØPROSJEKTER I AVVIKSBEHANDLING AV OVERSKRIDELSER I ÅR Avvik ift. utslippstillatelser på feltene STATUS FOR PRODUKSJONSMENGDER STATUS NULLUTSLIPPSARBEIDET Kjemikalier Kjemikalier Bore og Brønnservice UTFASNINGSPLANER UTSLIPP FRA BORING BRØNNSTATUS BORING MED VANNBASERT BOREVÆSKE BORING MED OLJEBASERT BOREVÆSKE BORING MED SYNTETISKBASERT BOREVÆSKE TRANSPORT AV SLAM OG KAKS FRA ANNET FELT TIL EKOFISK REINJISERTE NON-DRILLING MENGDER EKOFISK X UTSLIPP AV OLJEHOLDIG VANN UTSLIPP AV OLJE OG OLJEHOLDIG VANN Samlede utslipp av hver utslippstype i år Avvik Beskrivelse av renseanleggene Historisk utvikling for produsert vann Analyser av olje i vann UTSLIPP AV TUNGMETALLER MED PRODUSERT VANN UTSLIPP AV AROMATER OG ALKYLFENOLER MED PRODUSERT VANN UTSLIPP AV RADIOAKTIVITET BRUK OG UTSLIPP AV KJEMIKALIER SAMLET FORBRUK OG UTSLIPP BORE- OG BRØNNKJEMIKALIER (BRUKSOMRÅDE A) PRODUKSJONSKJEMIKALIER (BRUKSOMRÅDE B) INJEKSJONSVANNSKJEMIKALIER (BRUKSOMRÅDE C) RØRLEDNINGSKJEMIKALIER (BRUKSOMRÅDE D) GASSBEHANDLINGSKJEMIKALIER (BRUKSOMRÅDE E) HJELPEKJEMIKALIER (BRUKSOMRÅDE F) KJEMIKALIER SOM TILSETTES EKSPORTSTRØMMEN (BRUKSOMRÅDE G) KJEMIKALIER FRA ANDRE PRODUKSJONSSTEDER (BRUKSOMRÅDE H) VANNSPORSTOFFER EVALUERING AV KJEMIKALIER SAMLET UTSLIPP AV KJEMIKALIER BOREKJEMIKALIER PRODUKSJONSKJEMIKALIER INJEKSJONSVANNSKJEMIKALIER RØRLEDNINGSKJEMIKALIER GASSBEHANDLINGSKJEMIKALIER HJELPEKJEMIKALIER KJEMIKALIER SOM GÅR MED EKSPORTSTRØMMEN KJEMIKALIER FRA ANDRE PRODUKSJONSSTEDER VANNSPORSTOFFER RAPPORTERING TIL OSPAR BRUK OG UTSLIPP AV MILJØFARLIGE FORBINDELSER BRUK OG UTSLIPP AV PRIORITERTE MILJØFARLIGE FORBINDELSER SOM TILSETNINGER I PRODUKTER iv

4 6.3 BRUK OG UTSLIPP AV PRIORITERTE MILJØFARLIGE FORBINDELSER SOM FORURENSNINGER I PRODUKTER UTSLIPP TIL LUFT UTSLIPP TIL LUFT FRA FORBRENNINGSPROSESSER Permanent plasserte innretninger Flyttbare innretninger UTSLIPP VED LAGRING OG LASTING AV RÅOLJE DIFFUSE UTSLIPP OG KALDVENTILERING AKUTT FORURENSNING TIL SJØ AKUTTE OLJEUTSLIPP AKUTTE FORURENSNING AV KJEMIKALIER OG BORESLAM AKUTTE FORURENSNING TIL LUFT HISTORISK OVERSIKT FOR AKUTTE FORURENSNINGER AVFALL FARLIG AVFALL KILDESORTERT AVFALL AVVIK SORTERINGSGRAD VEDLEGG OVERSIKT AV OLJEINNHOLD FOR HVER VANNTYPE MASSEBALANSE FOR ALLE KJEMIKALIER ETTER FUNKSJONSGRUPPE OVERSIKT OVER ALLE AKUTT UTSLIPP OVERSIKT OVER NEDSTENGNINGER I v

5 1 STATUS 1.1 Feltets status Denne utslippsrapporten dekker utslipp fra aktiviteter på Ekofisk feltet innen utvinningslisens 018, der ConocoPhillips Skandinavia er operatør. Rettighetshavere i utvinningstillatelse 018: Status pr TOTAL E&P Norge AS 39,896% ConocoPhillips Skandinavia AS 35,112% Eni Norge AS 12,388% Norsk Hydro Produksjon a.s 6,654% Petoro AS 5,000% Statoil ASA 0,950% 1 Kilde: Olje- og Energidep., Fakta 2004 Norsk petroleumsvirksomhet Oljen stabiliseres for transport til Teesside i England via Norpipe-systemets oljerørledning. Eiere av Norpipe oljerørledning (Norpipe Oil): Status pr ConocoPhillips Norge 35,050% TOTAL E&P Norge AS 34,930% Statoil ASA 20,000% Eni Norge A/S 6,520% Norsk Hydro Produksjon a.s 3,500% 1 Kilde: Olje- og Energidep., Fakta 2004 Norsk petroleumsvirksomhet Oljerørledningen eies av Norpipe Oil AS. All gass fra lisens 018 prosesseres til salgskvalitet og eksporteres til kontinentet via Gassled til Emden i Tyskland. Eiere av Gassled i 2004: Status pr Petoro AS 38,293% Statoil ASA 20,379% Norsk Hydro Produksjon a.s 11,134% TOTAL E&P Norge AS 9,038% Esso Exploration and Production Norway as 5,179% Norske Shell Pipelines AS 4,681% Mobil Development Norway AS 4,576% Norsea Gas A/S 3,018% Norske ConocoPhillips AS 2,033% Eni Norge AS 1,68% 1 Kilde: Olje- og Energidep., Fakta 2004 Norsk petroleumsvirksomhet 2

6 1.1.1 Beskrivelse Ekofisk-feltet PLATTFORM Ekofisk 2/4 A(lfa) Ekofisk 2/4 B(ravo) Ekofisk 2/4 C(harlie) Ekofisk 2/4 FTP Ekofisk 2/4 G(olf) Ekofisk 2/4 H(otell) Ekofisk 2/4 K(ilo) Ekofisk 2/4 P(apa) Ekofisk 2/4 Q(uarters) Ekofisk 2/4 R(iser) Ekofisk 2/4 S(tatpipe) Ekofisk 2/4 T(ank) Ekofisk 2/4 W(hiskey) Ekofisk 2/4 X Ekofisk 2/4 J TYPE/FUNKSJON Eko II (etter aug.98) Brønnhodeplattform Brønnhodeplattform Brønnhode-og gassinjekjsonsplattform Stigerørsplattform for 2/4 A og B Nedstengt Boligkvarter Vanninjeksjonsplattform Nedstengt Boligkvarter Nedstengt Nedstengt, topside fjernet, kun jacket tilbake Nedstengt Vanninjeksjonsplattform Brønnhodeplattform Hovedprosesseringsplattform for Ekofisk-feltet Ekofisk Senter er et knutepunkt for prosessering og transport av olje og gass fra tredje - parts felt eller transportsystemer. I tillegg til utslipp fra feltene som innbefattes i utvinningslisens 018, dekker rapporten også utslipp knyttet til transportsystemet Norpipe, samt utslipp forbundet med tredjeparts felt eller transportsystemer, dersom slike utslipp fysisk forekommer på installasjonene i Ekofisk-området. Dette gjelder i praksis Gyda og transportsystemet Statpipe. Lisensen for Ekofiskfeltet varer til år Ekofisk 2/4R, 2/4G, 2/4S og 2/4P ble tatt ut av drift i august Disse plattformene har vært rengjort, og gått over i kald fase i Ekofisk 2/4T ble også tatt ut av produk-sjon i august 1998, og rengjøringen av prosessutstyr er fullført. Tanken er midlertidig avbemannet mens undersøkelser for metoder for rengjøring av selve tanken gjennomgåes. Når denne aktiviteten gjenopptas, vil avhenge av metode og tilgang på utstyr. Boreriggen Mærsk Gallant har i 2004 vært tilknyttet Ekofisk 2/4M og Ekofisk 2/4 B for boring av nye brønner. Port Rigmar har fungert som flotell. Det har vært 77nedstengninger på Ekofisk i Dette inkluderer både feltnedstengninger, plattformnedstengninger og unit nedstengninger. For fullstendig oversikt over disse nedstegningene se vedlegg

7 1.2 Miljøprosjekter i 2004 Elektrisk kabel 2/4K- 2/4J Det er i 2004 lagt en kabel mellom Ekofisk 2/4J og Ekofisk 2/4K for å forsyne Ekofisk 2/4K med kraft fra Ekofisk 2/4J hvor kraften genereres med lav NOx turbiner med høy energieffektivitet. Planen baserer seg på å stenge ned turbindrevne kraftgeneratorer på Ekofisk 2/4K, som vil ha funksjon som stand by maskiner. Det er beregnet at reduksjonene i avgassene som følge av kabelinstallasjon i forhold til prosjektet uten kabel blir i størrelsesorden: CO2 maksimalt tonn/år NOx maksimalt 150 tonn/år. Investeringene med kabel er vurdert å gi økonomisk gevinst grunnet økt regularitet. Legging av kabel skjer i 2004, og kraftsamkjøringen starter 1Q Installasjon av ejektorer på Ekofisk 2/4J Installasjon av ejektorer på innkommende lavtrykk Eldfisk gass på Ekofisk 2/4 J er installert i Ejektorene øker trykket på gassen og fører denne oppstrøms HP gasskompressor. Dette tiltaket er med på å fjerne restriksjoner på gasskapasitet i LP gassbehandlingssystem. Dette fører til økt energieffektivitet på gasstoget. Investeringene for modifikasjonene er ca. 50. mill NOK, men gir totalt sett en økonomisk gevinst grunnet muligheter for økt produksjon. Reduksjon av BTEX utslipp til luft fra Ekofisk 2/4J glykol regenereringsanlegget. ConocoPhillips opererer en TEG (Tri Etylen Glykol) enhet oppstrøms fra en NGL (Natural Gas Liquids) gjenvinningsprosess på Ekofisk 2/4J plattformen. Glykolen som tidligere ble regenerert i denne enheten var ikke var ren nok, og dette medførte fryseproblemer nedstrøms i NGL prosessen. Ved å skifte utstyr og implementere tilleggsmoduler kunne glykol regeneres med en renhet på 99,95 % +wt%. De totale reduksjonene i BTEX utslipp som følge av modifikasjonene er store, og reduksjonen er i 2004 beregnet til ca. 28 kg/time. Substitusjon av kjemikalier Det har i 2004 også vært substitusjon av svarte og røde kjemikalier. Dette involverer betydelig utviklingsarbeid hos leverandører av kjemikalier. Resultatet av dette er gitt i seksjon 1.8 Utfasningsplaner. Installasjon av fullskala EPCON test anlegg EPCON ble ført testet i 2002 med gode resultater. I 2003 ble enheten installert på skitten side av flash tank oppstrøms produsertvann sentrifugene, dette har i 2004 også gitt en betydelig olje i vann reduksjon fra Ekofisk 2/4J. Dette er mer diskutert i kapittel om renseanleggene. Det vurderes om permanent EPCON anlegg skal installeres. En egen Ctour prosess er for øvrig planlagt for skittensiden i slutten av

8 Utskiftning av powerturbiner på Ekofisk 2/4K Det ble i 2004 skiftet ut powerturbiner på 2 av 3 vanninjeksjonsturbiner på Ekofisk 2/4K. Delene skiftes ut grunnet bla. slitasje og erstattes av beste tilgjengelige power turbiner. Powerturbinene overfører kraft fra gassturbinene til vanninjeksjonspumpene. Utslippene vil sannsynligvis gå ned da overføringen forventes mer effektiv. ERMS prosjektet Etablering av felles utslippsbasis og tre års reduksjonsplan En av nøkkelaksjonene innenfor HMS arbeidet i (NSBU) North Sea Business Unit i 2004 var å etablere en felles utslippsreferanse (2003) og å lage reduksjonsplaner for hvert felt i Nordsjøen. Dette muliggjør prioriteringer på tvers av landegrenser mellom Norge og UK for å oppnå den beste kost nytten av tiltak. Utslipp som ble sett på var: Utslipp til luft: CO2 NOx VOC Utslipp til sjø: Olje i vann EIF Bruk og utslipp av produksjonskjemikalier. Bruk og utslipp av borekjemikalier. Miljønettverket i NSBU har nå internt presentert og anbefalt videre utredning av de mest interessante reduksjonsmetoder. For Ekofisk skal blant annet nyinstallering av fakkel kompressor og reduksjon av utslipp til luft fra 2/4A plattformen sees på. Når det gjelder utslipp til sjø er disse for Ekofisk sammenfallende med nullutslippsplaner. Miljørelaterte OLF-prosjekter Phillips har deltatt i ConocoPhillips deltar i de fleste arbeidsgrupper i OLF som jobber med ulike miljøproblemstillinger. Arbeidsgrupper som vi deltar aktivt i er; Arbeidsgruppe utslipp til sjø. (Effektstudier produsert vann, utvikling av metode for vannsøyleovervåking, prøvetaking og analyse av produsert vann, etc.) Arbeidsgruppe olje i vann analyser. Koordineringsgruppen for miljøovervåking. Nullutslippsgruppen bestående av OLF/SFT. (Definisjoner, målsettinger og retningslinje for rapportering av nullutslipp samt teknologioversikt). 5

9 Arbeidsgruppe om borekaksdeponier (se avsnitt som følger). Arbeidsgruppe teknologi produsert vann. Arbeidsgruppe for utslippsrapportering Utslipp til luft: Arbeidsgruppe teknologi og kompetanse Arbeidsgruppe driftsmessige tiltak Virkemiddelgruppe Arbeidsgruppe LRA. ConocoPhillips er også representert i Miljøforum Produsertvann 2010 er et forskingsprosjekt der flere operatører på norsk sokkel deltar for å finne frem til bedre renseteknologi og olje i vann overvåkingsmetoder. COP deltar her i prosjektet som støtter opp om OG 21 sitt arbeid på produsert vann som OLF koordinerer Forskning og utvikling ConocoPhillips har tre pågående forskningsprosjekter relatert til utslipp til sjø. Prosjektene er beskrevet nedenfor. Produsertvann kvantifisering av produksjonskjemikalier i utslipp. ConocoPhillips har i to år arbeidet med kvantifisering av produksjonskjemikalier i produsertvann i vårt forsknings-laboratorie i Bartlesville. Det er fokusert på de kjemikaliene som har størst bidrag til EIF. Resultater av arbeidet er brukt i EIF beregninger og utslippsrapportering. Et prosjekt for kronisk giftighetstesting av kvarternære aminer på fisk og zooplankton er sponset av ConocoPhillips. Utførende laboratorie er DHI i Danmark. Resultater av arbeidet inngår i EIF beregninger i Ekofiskområdet og er brukt i ERMS- prosjektet I 2003 ble ConocoPhillips deltager i utviklingen av ERMS-prosjektet (Environmental Risk Management System). Dette er et treårig forskning og utviklingsprosjekt som tar sikte på å utvikle EIF-verktøyet (Environmetnal Impact factor) til bruk innenfor boring og videreutvikle dette verktøyet til bruk for utslipp av produsert vann. Prosjektet har en kostnadsramme på 22 millioner kroner og ConocoPhillips dekker 1/7 (Petrobas ble deltager i 2004 slik at det er nå syv deltagende selskaper). EIFverktøyet brukes aktivt av selskapet til å kalkulere miljørisiko i forbindelse med rapportering av status til myndighetene i null-utslippsarbeidet samt rangere de ulike tiltakene med hensyn til kost/reduksjon i miljørisiko. Et resultat av ERMS i 2004 er EIW wizard som gjør EIF verktøyet mer brukervennlig. 1.3 Avviksbehandling av overskridelser i år 2004 I forbindelse med avviksbehandlingen av overskridelser i år 2004 listet i tabellen under, er intern prosedyre 4959 benyttet. Alle unntak behandles ved hjelp av ConocoPhillips sitt interne rapporteringssystem SAP. Her vil de berørte parter ha ansvar for å identifisere årsaken til avviket, tiltak som må iverksettes i organisasjonen og hvordan dette skal unngås i ettertid. 6

10

11 1.3.1 Avvik ift. utslippstillatelser på feltene Avvik Plattform Type COPNO ref. Ekofisk 2/4 J Produsert vann Olje i vann Ekofisk 2/4 J Drenasje vann Olje i vann Ekofisk 2/4 J Drenasje vann Olje i vann Ekofisk 2/4 B Drenasje vann Olje i vann Ekofisk 2/4 B Ekofisk 2/4 B Ekofisk 2/4 B Ekofisk 2/4 B Ekofisk 2/4 B Ekofisk 2/4 B Ekofisk 2/4 B Ekofisk 2/4 B Ekofisk 2/4 B Ekofisk 2/4 B Drenasje vann Drenasje vann Drenasje vann Drenasje vann Drenasje vann Drenasje vann Drenasje vann Drenasje vann Drenasje vann Drenasje vann Overskridelse Avvik Kommentarer Olje i vann Olje i vann Olje i vann Olje i vann Olje i vann Olje i vann Olje i vann Olje i vann Olje i vann Olje i vann 46,3 mg/l mot 40 mg/l, feb 54 mg/l mot 40 mg/l, jun 41 mg/l mot 40 mg/l, sep 80 mg/l mot 40 mg/l, jan 45 mg/l mot 40 mg/l, feb 147 mg/l mot 40 mg/l, mar 104 mg/l mot 40 mg/l, apr 154 mg/l mot 40 mg/l, juni 393 mg/l mot 40 mg/l, jul 138 mg/l mot 40 mg/l, aug 86 mg/l mot 40 mg/l, sep 71 mg/l mot 40 mg/l, okt 60 mg/l mot 40 mg/l, nov 41 mg/l mot 40 mg/l, des Avviket er internt reistrert og bahandlet i SAP Avviket er internt reistrert og bahandlet i SAP Avviket er internt reistrert og bahandlet i SAP Avviket er internt reistrert og bahandlet i SAP Avviket er internt reistrert og bahandlet i SAP Avviket er internt reistrert og bahandlet i SAP Avviket er internt reistrert og bahandlet i SAP Avviket er internt reistrert og bahandlet i SAP Avviket er internt reistrert og bahandlet i SAP Avviket er internt reistrert og bahandlet i SAP Avviket er internt reistrert og bahandlet i SAP Avviket er internt reistrert og bahandlet i SAP Avviket er internt reistrert og bahandlet i SAP Avviket er internt reistrert og bahandlet i SAP 8

12 Overskridelsene på 2/4B drenasjevann er små i volum (ref. tabell ), og overskridelse over 40 mg/l er i størrelsesorden kg samlet pr måned. Overskridelsene relateres til at sea sump er av et enkelt og gammelt design. Avvikene følges opp for å identifisere årsaker og redusere utslipp. Innleid borerigg på 2/4B har i 2004 bidratt til økt belastning på sea sump, og prøver tatt i begynnelse av 2005 etter at Mærsk Giant har flyttet viser stort sett prøver med oljekonsentrasjon < 40 mg/l. Gjeldende utslippstilletelse for PL018: Boring og produksjon på (PL018) Ekofiskfeltet, SFT ref. 2002/ datert , COPNO ref Bruk og utslipp av kjemikalier i forbindelse med korrosjonsbehandling av rørledning mellom Ekofisk A og Ekofisk FTP, SFT ref. 2002/ datert , COPNO ref /10. Tillegg: Vedtak om unntak for felttesting av kjemikalier (Phenoseal og Flocele). SFT ref. 2002/ datert , COPNO ref Vedtak om unntak for Catts 101, SFT ref. 2002/ datert , COPNO ref

13 1.4 Status for produksjonsmengder Tabell 1.0a - Status forbruk Måned Injisert gass (m3) Injisert sjøvann (m3) Brutto faklet gass (m3) Brutto brenngass (m3) Diesel (l) Januar Februar Mars April Mai Juni Juli August September Oktober November Desember Tabell 1.0b - Status produksjon Måned Brutto olje (m3) Netto olje (m3) Brutto kondensat (m3) Netto kondensat (m3) Brutto gass (m3) Netto gass (m3) Vann (m3) Netto NGL (m3) Januar Februar Mars April Mai Juni Juli August September Oktober November Desember

14 Historiske data og prognoser Figur 1-1 Produksjon av olje på feltet (Sm 3 o.e.) Ekofisk Oljeproduksjon prognose ,000,000 18,000,000 16,000,000 14,000,000 12,000,000 10,000,000 8,000,000 6,000,000 4,000,000 2,000,000 0 År Figur 1-2 Produksjon av gass på feltene (mill. Sm3 o.e.) Ekofisk Gassproduksjon prognose År

15 Figur 1-3 Produsert vann (m 3 ) EKOFISK FELTET Vannproduksjon prognose m Prognosetallene inkluderer tall i Ressursklasse RK1-RK4. 12

16 1.5 Status nullutslippsarbeidet Status på nullutslippsarbeidet i PL 018 området ble presentert i en egen rapport til SFT i Juni Etter dette har informasjon blitt formidlet til SFT gjennom følgende dokumentasjon Møte med SFT juni 2004 for presentasjon av valgt løsning Ctour for Ekofisk, status på substitusjonsarbeidet og andre oppdateringer. Skriftlig melding til SFT om valgte tiltak Juli Tilbakemelding på nullutslippsarbeidet og valgte tiltak fra SFT og Oljedirektoratet august Svar til SFT angående punkt om tidsplan for gjennomføring, oktober Tilbakemelding fra SFT angående tidsplan November Produksjon Valg av teknologi for å nå mål om null skadelige utslipp Norske myndigheter satte i 1998 et mål om at alle eksisterende norske oljeinstallasjoner skal ha null skadelige utslipp til sjø innen utgangen av Utslippene fra Ekofisk er betydelig redusert siden den gang med hensyn til reduserte utslipp av miljøfarlige kjemikalier. Mer enn 90% av risiko som beregnet i EIF modellen kommer fra Ekofisk produsert vann i Ekofisk området, og tiltak på dette feltet er de mest kostnadseffektive. Etter innledende studier i 1999 og 2000, ble det bestemt å implementere produsert vann re-injeksjon på Ekofisk. En re-injeksjonspilot ble planlagt og gjennomført i perioden Piloten viste at selv om re-injeksjon er teknisk gjennomførbart, gir re-injeksjon høy risiko med hensyn til reservoarødeleggelse og medfølgende tap av reserver. Parallelt med dette ble omforente mål om nullutslipp etablert mellom SFT, Operatører og Oljedirektoratet. En akseptabel risikoreduksjon for norsk sokkel er ca. 80% fra nivå uten tiltak. Ctour var opprinnelig anbefalt løsning i 1999, men var grunnet mindre vellykkede tester offshore hos andre operatører frafalt. I same periode som re-injeksjonspiloten pågikk, hadde utviklingen av Ctour pågått, og nådd et nivå som var akseptabelt for installasjon på andre felt. Basert på denne utviklingen av teknologien, ble offshore tester utført med Ctour tidlig i Testene viste at rensing med teknologien kunne redusere EIF med ca. 80%. Ctour har også den forventet laveste nåverdi (NPV) per redusert EIF av de to alternativene. 13

17 Options Comparison Environmental & Economics Performance Re-Injection 80 CTour 70 EIF Reduction (%) Coalescer Epcon Epcon Coalescer OPTION CAPEX (MMNOK) / EIF RED CTour 84, Epcon 116,2 Coalescer 146,1 Re-Injection 173, CAPEX (Gross MMNOK) 6 Nedenfor er vist risikoreduksjon som beregnet med premisser i EIF modellen. Ctour viser i denne figuren en økning på 354 EIF enheter i perioden i forhold til data presentert tidligere i 2004, siden mesteparten av 2006 blir uten Ctour. EIF - Ekofisk , field lifetime Series Base case Ctour Reinjection EPCON PECT-F Testene viser også at olje i vann nivået reduseres fra ca. 20 mg/l til 1-2 mg/l I Ctour systemet, noe som er viktig også for nasjonale forpliktelser OSPAR målsetning om 15% reduksjon i oljeutslipp fra Forskjellige tekniske løsninger med Ctour ble utforsket videre i en felttest i slutten av De gode resultatene ble repetert både med injeksjon av NGL både oppstrøms eksisterende sykloner og nedstrøms eksisterende sykloner. Endelig konsept blir valgt Januar Siden Ctour ikke fjerner vannløselige kjemikalier vil det i fremtidige prosjekter bli tatt hensyn til dette, da kjemikalier som biosider har en stor påvirkning på EIF. Dette har allerede blitt tatt hensyn til ved planlegging av ny Ekofisk 2/4B-2/4FTP rørledning. 14

18 1.5.1 Kjemikalier COP har i 2004 fortsatt arbeidet med å fase ut røde stoffer som er ett av hovedmålene i nullutslippsrabeidet. En full oversikt over produkter er gitt i seksjon om substitusjon av kjemikalier. Ekofisk operating unit hadde i 2004 en målsetning om å redusere utslipp av røde stoffer med 50%. Grunnet en utfasing av rød vannløselig korrosjonshemmer på de fleste innkommende strømmer til Ekofisk 2/4J fra Ekofisk A, B og Eldfisk plattformene er det oppnådd en redusjon på ca.80%over året. Utslipp av røde stoffer var i januar ,9 tonn og i desember ,3 tonn. Målet for 2005 er å nå en pratisk null grense for utslipp av røde stoffer. Tons , Red (hazardous) Chemical Discharge Ekofisk OU 2004 Target : 50% reduction compared to 2003 YTD 76% compared to ,9 2,2 2,3 1,6 0,4 0,3 0,3 0,2 0,2 0,3 0,3 0, F A J A O D Red chemicals definition Chemicals containing substances that are prioritised for substitution due to inherent env. Hazardous properties YTD:10,3 Actual 2003 Monthly Cum Actual 2004 Goal 2004 Checked no data for Nullutslippsplaner Prioriterte tiltak - Ekofisk Tiltak Status Tidsplan for Ansvarlig enhet gjennomføring Reinjeksjon alternativer Pilot prosjekt avsluttet 1Q Løsning er forkastet. Ansvarlig: Ekofisk drift. Utførende: Prosjekt avdeling Ctour Felttest utført 1Q Gode Beslutning om Ctour Ansvarlig: Ekofisk drift. resultater er basis for valg av Utførende: Prosjekt avdeling teknologi. tatt 2Q Optimaliseringstest Utført 4Q Videre evaluering skjer i Ansvarlig: Ekofisk drift. Utførende: Prosjekt avdeling Detalj Engineering 2005 Ansvarlig: Ekofisk drift. Utførende: Prosjekt avdeling Installasjon 2006 Ansvarlig: Ekofisk drift. Utførende: Prosjekt avdeling 15

19 Substitusjon vannløselig korrosjonshemmer (rød) Vurdering av oljeløselig korrosjonshemmer (rød) for substitusjon Vurdering av emulsjonsbryter (rød) for substitusjon Igangsettelse/optimalisering 2006/2007 Ansvarlig: Ekofisk drift. Utførende: Prosjekt avdeling Denne er substituert på 2/4A- Utført 2004 Ekofisk Drift 2/4FTP rørledningen og 2/4B-2/4 FTP rørledningen, samt innkommende korrosjonshemmer fra Eldfisk. Alternativer identifisert, men Søker nye løsninger i Ekofisk Drift nylige tester viser at nytt alternativ har negativ effekt på MIC (mikrobiologisk Indusert korrosjon) Produkt kvalifisert. I løpet av Januar 2005 Ekofisk Drift Kjemikalier Bore og Brønnservice Hovedaktiviteten for nullutslippsarbeidet i boring og brønnservice i 2004 har vært å fase ut og redusere utslipp av røde og sorte stoffer. En full oversikt over utfasingsprodukter er gitt i seksjon om substitusjon av kjemikalier. Boring og brønn hadde som målsetting i 2004 å redusere utslipp av røde og sorte stoffer med 20%. Utslipp av røde og sorte stoffer ble redusert med 15% i 2004 og målsettingen ble dermed ikke nådd. Reduksjon av utslipp av rødt og sort stoff fra 2003 til 2004 var 3,5 tonn, hvorav 3,4 tonn er rødt stoff og 0,1 tonn er sort stoff. Optimalisering av brønn intervensjon førte til reduserte utslipp av røde kjemikalier fra 2003 til Hovedgrunnen til at målsettingen ikke ble nådd var problemer med å fase inn nye gule produkter til brønn intervensjon. Se nærmere beskrivelse i utfasingskapitlet. Målet for 2005 er å nå en praktisk null grensen for utslipp av røde og sorte stoffer, det vil si utfasing av alle røde/sorte kjemikalier unntatt de det ikke finnes teknologi for å fase ut eller der det er tungtveiende sikkerhetsmessige grunner til ikke å fase ut produktene. Håndtering av tilbakestrømning fra brønnintervensjoner Håndtering av tilbakestrømning fra brønnintervensjoner er et av tiltakene til nullutslippsarbeidet. Dette tiltaket har avventet konklusjonen på produsertvannutslipp tiltak. Da det nå er bestemt å installere C-tour og ikke injeksjon, må tiltaket for brønnintervensjoner vurderes på nytt. Det er per i dag flere usikkerheter angående miljørisikoen fra returstrøm fra brønnintervensjoner. Det gjelder andel av pumpet kjemikalie i brønnen som retunerer, sammensetning av tilbakestrømmen, vann/olje affinitet og miljørisikoen av utslippet. På bakgrunn av disse usikkerhetene vil COPNo sette i gang en kartlegging av returstrømmen fra brønnintervensjon. Det er i dag usikkerhet rundt hvor stor andel av kjemikalie mengde pumpet ned i brønnen som retunerer og går til sjø. I dag bruker COPNo en utslippsfaktor på 0,3 av andel mengde pumpet ned i brønnen. COPNo har fremmet et prosjektforslag i OLF om en felles fremgangsmåte hos petroleumsselskapene for identifisering av returstrøm fra brønnintervensjoner da hvert selskap har sin metode. Det er også fremmet et internt prosjekt i COPNO om å utføre målinger og analyser av returstrømmen for å identifisere retur fra brønnintervensjoner, samt å utføre miljørisikoberegninger for å vurdere om disse utslippene er miljøskadelige. 16

20 Prioriterte tiltak - Boring Tiltak Status Tidsplan for Ansvarlig enhet gjennomføring Substitusjon gjengefett/jekkefett Pågående Ubestemt. Se kapitelet som Boring omhandler utfasingskjemikalier Smørefri casing Pågående Ubestemt Boring Substitusjon sorte og røde kjemikalier. Se kapitelet som omhandler utfasingsplaner. Praktisk null nivå. Kun gjengefett og jekkefett som har utslipp Boring Prioriterte tiltak - Brønnservice Tiltak Status Tidsplan for gjennomføring Håndtering av tilbakestrømning Kartlegging av miljørisiko skal Ubestemt, avhengig av resultater fra brønn operasjoner påbegynnes. fra kartleggingen Substitusjon sorte og røde Pågående Ubestemt, avhengig av kjemikalier. Se kapitelet som tilgjenglighet av alternative omhandler utfasingsplaner. produkter Ansvarlig enhet Production Optimization and Well Services Dept. Boring 1.6 Utfasningsplaner Følgende kategorier er opprettet som støtte for klassifisering av kjemikalier: 1) Sort kategori Sort kategori omfatter kjemikalier som inngår i følgende lister: Prioritetslisten fra St. meld. Nr. 25 ( ). OSPAR List of Chemicals for Priority Action, jf OSPAR Strategy with regard to Hazardous Substances I tillegg skal kjemikalier med følgende økotoksikologiske egenskaper kategoriseres som sorte: Stoff som har både biodegradering BOD28 <20 % og bioakkumuleringspotensial Log Pow 5. Kjemikalier der et og samme stoff både er lite nedbrytbart (BOD28 <20 %) og er giftig (LC50 eller EC50 10mg/l) Stoff som er antatt å være arvestoffskadelig eller er reproduksjonsskadelige. 2) Rød kategori Rød kategori omfatter kjemikalier med følgende økotoksikologiske egenskaper: Uorganiske stoffer som er meget giftige (EC50 eller LC50 1 mg/l) Organiske stoffer med bionedbrytbarhet BOD28 < 20 % Organiske stoffer eller stoffblandinger som møter to av tre av de følgende kriterier: 1. Bionedbrytbarhet, BOD28 < 60 % eller 2. Bioakkumuleringspotensial, Log Pow 3 eller 3. Giftig, LC50 eller EC50 10 mg/l Stoffer som kan sette smak jf. OSPARs Taintliste Alle produkter i etterfølgende tabeller er identifisert som prioritert for utfasing. Samtidig har produktene blitt klassifisert, hvor dette er mulig, som høy, medium eller lav i forhold til prioritert rekkefølge basert på alvorlighetsgrad og teknologimuligheter basert på 17

21 BAT (Best Available Technology). Prioriteringen er basert på en vurdering av faktorer som inkluderer: Iboende egenskaper, kategorisering i gul, rød eller svart gruppe Utslippsvolumet for et produkt. Bidrag til EIF Tainting (kjemikalier som vil kunne sette smak på fisk og skalldyr) Klassifisering i forhold til Helse- og arbeidsmiljø All annen informasjon relatert til kjent miljørisiko for miljøbetenkelige komponenter Føre-var prinsippet er også tatt med i betraktning når produktene er klassifisert for utfasing etter høy, medium eller lav prioritet. Flere detaljer omkring utfasings-planene er tilgjengelig hos COP. Utfasingsplanene som er laget i fellesskap med leverandørene dokumenterer planlagte og utførte tiltak. Bore- og brønnkjemikalier (Bruksområde A) Det ble i 2004 faset inn et nytt gjengefett kjemikalie i rød kategori (Bestolife 3010 Ultra) som erstatning for et i sort kategori (Bestolife 3000). Jekkefett (GreaseWay LiCax 90) brukt på de oppjekkbare riggene var forventet å bli faset ut i løpet av Erstatningsproduktet (Statoil Multidope) er imidlertid ikke ferdig miljøtestet, men forventes å være klar til bruk i løpet av året. Utfasing av sementeringskjemikaliet Zonesealant (Rød kategori) har blitt faset ut hvor det er teknisk mulig med Zonesealant I 2004 var forbruksforholdet 26% Zonesealant og 74% Zonesealant Ingen produkter i brønnservice ble faset ut i COPNo forventet å fase ut flere (ref. årsrapport 2003), men det tok lenger tid enn først antatt. Dette var til dels på grunn av lavere aktivitetnivå i 4. kvartal 2004 enn planlagt. Det førte til en lagerbeholdning av det gamle (XE824) kjemikaliet som måtte brukes opp før det nye kunne bli faset inn (J568), samt problemer med produksjon og tilgjengelighet av nytt kjemikalie (B197 som erstatter F103). A259, F103 og XE824 vil imidlertid blir fastet ut i løpet av 1. kvartal Boring Substitusjons kjemikalie Status utfasing Nytt kjemikalie Begrunnelse Utslipp til sjø? Prioritet Bestolife 3000 Utfaset Bestolife 3010 Ultra SORT JA Zonesealant Delvis utfaset hvor teknisk mulig (74%). Bentone Erstatningsprodukt ikke identifisert Zonesealant 3000 RØD JA RØD NEI LAV Bentone Erstatningsprodukt ikke identifisert RØD NEI LAV 18

22 Substitusjons kjemikalie Status utfasing Nytt kjemikalie Begrunnelse Utslipp til sjø? Prioritet Bestolife 2010 NM Ultra Erstatningsprodukt ikke identifisert RØD JA MOD Bestolife 3010 Ultra Erstatningsprodukt ikke identifisert RØD JA MOD CARBOMUL HT Erstatningsprodukt ikke identifisert RØD NEI LAV Carbotrol A9HT Erstatningsprodukt ikke identifisert Brukes kun ved HTHP brønner RØD NEI LAV ECCOMUL E Erstatningsprodukt ikke identifisert RØD NEI LAV Flexlube/Cats Bioakkumuleringspot ensialet blir vurdert på nytt. Forventer omklassifisering til rød. SORT NEI HØY Greaseway LiCax Catts 101 / Statoil Multidope SORT JA HØY Halad 344L/ Halad 413L Potensiell erstatningsprodukt er identifisert. Halad 600 LE Potensiell erstatningsprodukt er identifisert. Jet Lube Kop r Kote Erstatningsprodukt ikke identifisert RØD JA HØY RØD JA HØY SORT NEI MOD SCR-500L Nytt materiale i gul kategori er identifisert. Versapac Erstatningsprodukt ikke identifisert RØD JA MOD SORT NEI MOD VersaTrol Erstatningsprodukt ikke identifisert RØD NEI LAV Versavert PE Erstatningsprodukt ikke identifisert RØD NEI MOD 19

23 Substitusjons kjemikalie Status utfasing Nytt kjemikalie Begrunnelse Utslipp til sjø? Prioritet Versavert SE Erstatningsprodukt ikke identifisert RØD NEI MOD Brønnservice Substitusjons kjemikalie Status utfasing Nytt kjemikalie Begrunnelse Utslipp til sjø? Prioritet A B208 (gul) RØD JA HØY CI CI-29 (gul) for temp under 7 C. For høy temp ikke identifisert RØD NEI MOD F B197 (gul) RØD JA HØY J Søk etter erstatningsprodukt pågår. J Erstatningsprodukt identifisert. Lab test pågår. LSP Erstatningsprodukt ikke identifisert. RØD JA LAV RØD JA HØY RØD NEI MOD W Erstatningsprodukt identifisert. Lab test pågår. RØD NEI HØY XE J568 RØD JA HØY Produksjonskjemikalier Skumdemperapplikasjonen er svært vanskelig å substituere teknisk. Det er utført labstudier i 2004 for å finne alternativer. Dette arbeidet fortsetter i Skumdemperen bidrar svært lite til røde utslipp da rød andel og utslippsfaktor er lav. Det er i 2004 funnet et alternativ til rød oljeløselig korrosjonshemmer. Det ble i November 2004 imidlertid funnet at denne kan ha en negativ effekt på MIC (Mikrobielt Indusert Korrosjon). Dette samt nye alternativer sjekkes ut i Gul emulsjonsbryter er felttestet to ganger i 2004 med enda bedre tekniske resultater enn rødt opprinnelig produkt. Permanent bruk starter i Januar Produktet øker ikke miljørisiko (EIF). 20

24 Ny gul vannløselig korrosjonshemmer på 2/4B er CRW Dette medførte en stor reduksjon i utslipp av røde stoffer med ca 60%. Bruken øker imidlertid bidrag til EIF og alternativer vurderes i Det er i 2004 funnet alternativ til rød surfaktant i biosid SOC 5500 LF. Det nye produktet heter Biotreat 4544, og det planlegges videre testing av dette i Rørledningskjemikalier brukt under normal operasjon i 2004 er alle i gul kategori og er ikke prioritert for utfasing. Fargestoff MS 200 i rød kategori ble brukt som beredskapskjemikalie i rørledning, men har lav prioritet for utfasing Ingen gassbehandlingskjemikalier prioritert for substitusjon. H 2 S fjerner og reaksjonsprodukt blir injisert i grunnen, og utgjør derfor en lav miljørisiko. Alle hjelpekjemikalier i bruk er i gul kategori, og vurderes videre ikke å gi høy miljørisiko. Riggvaskkjemikalie CC 115 som er i 2004 substituert grunnet høy helserisiko. Nytt produkt er Cleanrig HP som er i gul miljøkategori og som vurderes å ha likt bidrag til miljørisiko. Produksjonskjemikalier (Bruksområde B) Substitusjons Kjemikalie Status utfasing Nytt kjemikalie Begrunnelse Prioritet Skumdemper DFO Oljeløselig korrosjonshemmer CRO Emulsjonsbryter DMO Vannløselig korrosjonshemmer CRW Ingen teknisk gode 2005 nok alternativer funnet i Alternativ funnet i 2004 i lab. Vurderes videre. RØD RØD HØY HØY 2005 DMO (gul) RØD HØY 2/4A: /4B: 2004 CRW RØD HØY Injeksjonskjemikalier (Bruksområde C) Substitusjons kjemikalie Status utfasing Nytt kjemikalie Begrunnelse Prioritet SOC 5500 LF Friksjonsreduse rende middel Alternativer funnet i 2004 i laboratoriet. Røde alternativer LP H2O og Flowtreat 552 testet i Det foreligger ikke bestemmelse for bruk. Biotreat 4544 til videre evaluering. Produktenes retensjon i reservoaret skal evt. undersøkes med henblikk på null utslipp. Lav rød andel HØY 21

25 2 UTSLIPP FRA BORING 2.1 Brønnstatus Brønnfordeling på feltet og tilhørende satelittfelt pr Produserende Produserbare Gassinjektorer Vanninjeksjons- Reinjeksjon brønner brønner brønner Ekofisk Brønnoperasjoner på feltene i 2004 Brønn Felt Type Vannbasert Olje 2/4 X- 13 Ekofisk Produksjon 12 ¼ 8 ½ 2/4 X-21 Ekofisk Produksjon 26 16, 12 ¼, 8 ½, 6 1/2 2/4 X-23 Ekofisk Produksjon 8 1/2 2/4 X-24 Ekofisk Produksjon 16, 12 ¼, 8 ½ 2/4 X-25 Ekofisk Produksjon 16, 12 ¼, 8 ½ 2/4 X-26 Ekofisk Produksjon 26 2/4 X-28 Ekofisk Produksjon 26 2/4 X-30 Ekofisk Produksjon 26 2/4 X-43 Ekofisk Produksjon 16 2/4 M-17 Ekofisk Produksjon 26 2/4 M-18 Ekofisk Produksjon 26 16, 12 ¼ 2/4 M-22 Ekofisk Produksjon 26 2/4 M-23 Ekofisk Produksjon 26 2/4 B-03 B Ekofisk Produksjon 16, 12 ¼, 8 ½ 2/4 B-18 C Ekofisk Produksjon 12 ¼, 8 ½ 2/4 B-19 B Ekofisk Produksjon 14, 12 ¼, 8 ½, 6 1/2 2/4 B-20 B Ekofisk Produksjon 14, 12 ¼, 8 ½, 6 1/2 2.2 Boring med vannbasert borevæske Tabell 2.1 Kaks og borevæskemengder fra boring med vannbasert borevæske Brønnbane Forbruk av borevæske Utslipp av borevæske - masse Borevæske injisert Sendt borevæske til land Basevæske etterlatt i hull eller tapt til formasjon 2/4-B-19 B /4-B /4-B-3 B /4-M /4-X-21 Y /4-X Forboring EKOFISK M Forboring EKOFISK X Inkludert i disse tallene er også utslipp i forbindelse med åpent slamsystem (dvs. uten stigerør). 22

26 Forboring Ekofisk X består av disse brønnene: 2/4 X-26, 2/4 X-28, 2/4 X-30 Forboring Ekofisk M består av disse brønnene: 2/4 M-17, 2/4 M-22, 2/4 M-23 Tabell 2.2 Disponering av kaks ved boring med vannbasert borevæske Brønnbane Lengde (m) Teoretisk hullvolum (m3) Total mengde kaks generert Eksportert borekaks til andre felt Utslipp av borekaks til sjø Masse borekaks injisert Sendt borekaks til land 2/4-B-19 B /4-B /4-B-3 B /4-M /4-X-21 Y /4-X Forboring EKOFISK M Forboring EKOFISK X Brønnene 2/4 B-20, 2/4 B-3B og 2/4 X-24 hadde slot recovery med vannbasert slam. 2.3 Boring med oljebasert borevæske Borevæske som følger som vedheng til borekaks samt selve borekakset er reinjisert for alle brønnene. Prosent vedheng av basevæske til borekaks er på grunn av dette heller ikke oppgitt. Tabell 2.3 Boring med oljebasert borevæske Brønnbane Forbruk av borevæske Utslipp av borevæske - masse Borevæske injisert Sendt borevæske til land Basevæske etterlatt i hull eller tapt til formasjon 2/4-B-18 C /4-B-19 B /4-B-20 B /4-B-3 B /4-M /4-X /4-X-21 Y /4-X /4-X /4-X /4-X

27 Tabell 2.4 Disponering av kaks ved boring med oljebasert borevæske Brønnbane Lengde (m) Teoretisk hullvolum (m3) Total mengde kaks generert Eksportert borekaks til andre felt Utslipp av borekaks til sjø Masse borekaks injisert Sendt borekaks til land Midlere konsentrasjon av basevæske som vedheng på kaks (g/kg) Utslipp av basevæske som vedheng på kaks 2/4-B-18 C /4-B-19 B /4-B-20 B /4-B-3 B /4-M /4-X /4-X-21 Y /4-X /4-X /4-X /4-X Boring med syntetiskbasert borevæske Det har ikke vært boret med syntetiskbasert borevæske på Ekofisk-feltet i år Transport av slam og kaks fra annet felt til Ekofisk Totalt importert slurry volum: Totalt importert kaks (i slurry) volum: Totalt importert oljebasert mud med kaks: m3 ( tonn) m3 (4 047 tonn) 466 m3 (792 tonn) Slam og kaks transport mellom Ekofisk og Eldfisk registreres ikke på brønnnivå, derfor kan ikke dette rapporteres inn i tabellene i EW. 2.6 Reinjiserte non-drilling mengder Ekofisk X Tabellen under gir en oversikt over non-drilling volumer som er injisert på Ekofisk X- 38 og X-24 i Dato Beskrivelse Volum Fra 1 kvartal Sand, vann, olje 3174 liter 2/4 J reclaimed tank 06-Apr Oily waste 85 m3 1/6A 18-Jun Oily waste 78 m3 2/7B 23-Jul Oily waste 83 m3 2/7B 08-Jul Spill oil 250 bbls 1/6A 24-Jul Crude oil 1619 bbls 2/4J 16-Aug H2O gylcol 50 bbls H-7 08-Oct Slop oil 38 bbls 2/4J 24

28 3 UTSLIPP AV OLJEHOLDIG VANN 3.1 Utslipp av olje og oljeholdig vann Samlede utslipp av hver utslippstype i år 2004 Tabell 3.1 Utslipp av olje og oljeholdig vann Vanntype Total vannm engde (m3) Dispergert oljekonsen trasjon til sjø (IR freon) (mg/l) Dispergert oljemengd e til sjø (IR freon) Oljeindex til sjø (ISO metode) (mg/l) Oljeindex mengde til sjø (ISO metode) Injisert vannmen gde (m3) Vannvolum til sjø (m3) Eksportert vannmeng de (m3) Importert vannmeng de (m3) Vann i olje eksportert (m3) Produsert Fortregning Drenasje Cessation prosjektets Ekofisk Tank cleaning fase førte i 2004 til et totalt uslipp av oljeholdig vann på m3. Dette oljeholdige vannet ble sluppet ut over noen få dager i april og november. 100 m3 oljeholdig vann i tillegg til 630 m3 vann fra EKOT ble reinjisert på Ekofisk X. Rapport fra dette utslippet vil ble sendt SFT. Under flushing av gammel 20 rørledning, ble 1163 m3 oljeholdig vann (4-10 mg/l olje i vann) sluppet ut på EkoFTP Avvik Det er registrert 1 avvik for produsert vann på Ekofisk J. Grunn til overskridelsen var testing av C-Tour der retur fra skitten og ren side av C-Tour hydrosyklon gikk tilbake til flash tank. Dette ble for stor belastning på flash tank. 11 avvik for drenasjevann på Ekofisk 2/4 B, og 2 avvik for drenasjevann på Ekofisk 2/4 J. Se kap for nærmere beskrivelse. 25

29 3.1.3 Beskrivelse av renseanleggene Skisse av renseanlegg for oljeholdig vann, Ekofisk 2/4 J HP separator LP separator Test separator olje vann olje vann Sentrifuge A/B Drenasjevann M M flash tank M sjø sjø Ekofisk 2/4J plattformen mottar hydrokarboner fra følgende felter: Ekofisk, Tor, Eldfisk Alpha, Eldfisk Bravo, og Embla. Av disse sender bare Ekofiskfeltet produsert vann til 2/4J for behandling. Av de følgende Ekofisk plattformene: 2/4X, 2/4C, 2/4A og 2/4B, sender de tre første produsert vann til 2/4J for behandling. Produsert vann fra 2/4B plattformen separeres ut på 2/4B, og behandles på 2/4K plattformen. 1. Rensing av vann fra produksjonsseparatorene På 2/4J er det to produksjons separatorer. Den ene opererer ved ca.20 bar og den andre ved ca.10 bar. Begge separatorene skiller ut produsert vann i en separat strøm. Det produserte vannet sendes deretter til to separate trykkbeholdere som hver inneholder mange hydrosykloner; også kalt linere. Vannet fra høytrykks- og lavtrykksseparator sendes til hver sin dedikerte hydrosyklonpakke. I tillegg til de to operative hydrosyklonpakkene, finnes det en stand by hydrosyklonpakke som valgfritt kan benyttes for høytrykk eller lavtrykkseparator. Dette arrangementet tillater at en hydrosyklonpakke kan tas ut av drift for reparasjon eller service uten at det er nødvendig å redusere vann eller prosesseringskapasiteten på 2/4J. Det er to utløp fra hydrosyklonpakkene. Det ene utløpet inneholder produsert vann hvor oljeinnholdet har blitt betydelig redusert. Det andre utløpet inneholder en blanding av olje og vann. Etter oljefjerning i hydrosyklonene sendes vannet til en avgassing tank (flash tank). Denne opereres ved nær atmosfærisk trykk, og gassen i vannet tar med seg oljerester til overflaten og bidrar dermed til en ytterligere oljefjerning fra vannet. Det er den kombinerte effekten av oljefjerning i hydrosyklonene og ytterligere fjerning av olje i 26

30 avgassingstanken som resulterer i at vann sluppet ut inneholder mindre olje enn tillatt grenseverdi (40 mg/liter). For å kunne fjerne den separerte oljen består avgassingstanken av to seksjoner, en ren og en mer oljeholdig seksjon. Disse seksjonene er avskilte med ei vertikal skilleplate. Renset vann fra hydrosyklonene ledes som nevnt inn i den rene seksjonen. I denne seksjonen holdes vann/gass grenseflaten litt over nivået for skilleplata slik at utfelt olje og noe vann renner ned i den oljeholdige seksjonen, hvor væske/gass grenseflaten holdes en god del under nivået for skilleplata. Også oljeholdig væske fra oljeholdig utløp fra hydrosyklonene føres til oljeholdig seksjon i avgassingstanken tanken. Partikler i produsertvannet er et økende problem for produsert vann renseprosessen og fører til opphopning i prosessutstyr. Det er derfor installert lav G faststoffsykloner i utløp fra HP separator samt fra test separator. I tillegg er det installert tornadoer i bunnen av HP separator for fjernering av avsetninger i denne. 2. Rensing av vann fra testseparatoren, fra oljeholdig seksjon i flash tanken samt drenasjevann. Det er installert en trefase testseparator på 2/4J plattformen. Produsert vann fra test separatoren sendes direkte til skitten seksjon i flash tanken sammen med reject olje fra hydrosyklonene. Skitten vannside i flash tank føres til en fullskala EPCON renseenhet. EPCON enheten er en fullskala testrigg som vil stå installert inntil en permanent løsning er på plass. Den er derfor ikke inntegnet på figuren. EPCON ble først testet som erstatning for produsertvannsentrifugen, men dette gav ikke tilfredstillende olje i vann rensing. Først når EPCON anlegget i Juli 2003 ble installert oppstrøms produsertvannsentrifuge i serie, ble rensing av skitten side fra flash tank betydelig forbedret. Det viser olje i vann resultatene tydelig. Fra EPCON anlegget føres renset vann til en av de to sentrifugene, A og B. Sentrifugene består av roterende nærmest sfæriske beholdere, drives av elektromotorer og skiller olje og vann ved hjelp av en sentrifugal akselerasjon som er flere tusen ganger sterkere enn tyngdekraften. Siden det er to sentrifuger på plattformen er den ene dedikert for rensing av drenasjevann (sentrifuge B), men kan også benyttes for rensing av produsert vann fra flash tanken dersom dette er påkrevd. Det vil si at en sentrifuge kan stoppes for reparasjon eller vedlikehold. Når sentrifuge B, som vanligvis benyttes for rensing av drenasjevann, må ta over for sentrifuge A pga. slike årsaker, stenges sentrifuge B for inntak og rensing av drenasje vann. På grunn av dette samles drenasjevannet i en egen tank før det ledes inn på sentrifuge B. I tanken finnes en nivåmåler som indikerer når det er på tide å tømme tanken. Tømmingen starter automatisk, og det er on-line måling av volumstrømmen nedstrøms sentrifugen. Fra Desember 2003 ble uttak fra drenasjevannstank stoppet før oljelag ble ført til sentrifugene. Dette har gitt bedre resulater i Det er to utløp av renset vann fra drenvannsentrifugen. Når denne er i drift som produsertvannsentrifuge ko slippes det rensede vannet til sjø sammen med vannet fra flash tanken i ett enkelt utløp. Når sentrifugen er i bruk som drenasjevannsentrifuge slippes renset vann til et separat utløp til sjø. 3. Rapportering For å kunne kontrollere oljekonsentrasjonen i produsert vannet som slippes ut til sjø, tas det daglig en firedelt komposittprøve av vannet som kommer fra utløpet til flash tanken og den av de to sentrifugene som til enhver tid er i drift for rensing av produsert vann, Sentrifuge A eller Sentrifuge B. Når sentrifugene opererer samtidig, er en sentrifuge 27

31 benyttet til produsert vann (sentrifuge A) og en til drenering (sentrifuge B). Produsert vann fra flash tank og fra den av sentrifugene som renser produsert vann slippes ut i ett felles utslipp. ConocoPhillips rapporterer i denne rapporten utslippsstrømmene samlet. Den årlige miljøanalysen er basert på to prøvetaking av de to strømmene, men i månedsrapportering og evaluering i forhold til avviksprosedyren vår nr blir strømmen behandlet som det ene utslippet det er. (ref. Informasjon til SFT i 1999, NOTF gan). Utslippet som rapporteres vil representere en vektet verdi av produsert vannstrømmene, og oppgis som et gjennomsnitt over en kalendermåned. Utregningen av både det daglige gjennomsnittet og månedsgjennomsnittet vil være veiet, og vil dermed ta hensyn til varierende vannproduksjon. ConocoPhillips vil fortsatt måle de separate utløpene internt. Dette for å sikre at eventuelle problemer med for høye verdier kan spores tilbake til rett prosessenhet. Det tas normalt prøver tre ganger per måned av drenasjevannet som normalt blir behandlet i sentrifuge B. Gjennomsnittet av konsentrasjonsmålingene og total drenvannsmengde som blir målt, brukes til beregning av utslipp over måneden. I oktober 2002 ble analysemetoden NS 9803 erstattet med ISO Vi viser til vedlegg til denne rapporten for korrelasjon til dispergert olje. 28