Årsrapport til Statens forurensingstilsyn 2004 Snorre A og Snorre B RA-SNORRE-00231

Transkript

1 forurensingstilsyn 2004 Snorre A RA-SNORRE-00231

2

3 RA-SNORRE Dato Rev. nr. Innhold 1 Status Generelt stillatelser Overskridelser av utslippstillatelsen Status forbruk Status nullutslippsarbeidet Kjemikalier som skal prioriteres for utfasing fra boring Boring med vannbasert borevæske Boring med oljebasert borevæske Boring med syntetisk borevæske Borekaks importert fra felt Bore- og brønnoperasjoner i år av oljeholdig vann av olje med produsert vann skilder og renseanlegg Snorre A (inkl. vann fra Vigdis) Snorre B av olje med vann Analyse og prøvetaking av oljeholdig vann Snorre A Snorre B av tungmetaller/organiske forbindelser samt radioaktivitet med produsert vann Bruk og utslipp av kjemikalier Samlet forbruk og utslipp Borekjemikalier Produksjonskjemikalier Injeksjonskjemikalier Rørledningskjemikalier Gassbehandlingskjemikalier Hjelpekjemikalier Kjemikalier som tilsettes eksportstrømmen Kjemikalier fra andre produksjonssteder Vannsporstoffer Evaluering av kjemikalier Samlet forbruk og utslipp Borekjemikalier Produksjonskjemikalier Injeksjonskjemikalier Rørledningskjemikalier Gassbehandlingskjemikalier... 46

4 RA-SNORRE Dato Rev. nr. 5.7 Hjelpekjemikalier Kjemikalier som tilsettes eksportstrømmen Kjemikalier fra andre produksjonssteder Vannsporstoffer Rapportering til OSPAR Bruk og utslipp av miljøfarlige forbindelser Bruk og utslipp av annex a, del I, II, III og alkylfenoletoksylater til luft Forbrenningsprosesser fra feltet ved lagring/lasting av råolje Diffuse utslipp og kaldventilering Bruk av gassporstoffer Akutte utslipp Akutte utslipp av oljer Akutte utslipp av kjemikalier og borevæsker Akutte utslipp til luft Avfall Farlig avfall Ordinært avfall Vedlegg... 64

5 5 av 85 Innledning Rapporten dekker utslipp til sjø og luft, samt håndtering av avfall fra Snorre i år 2004, og er bygd opp i henhold til SFT s retningslinjer for årsrapportering fra Petroleumsvirksomheten (Opplysningsforskriften). fra Vigdis som foregår på Snorre er også inkludert i rapporten. Inkluderer også utslipp fra Stena Don som opererte på feltet, Snorre UPA, i perioden Det vil som for 2003 lages egen åsrapport til Statens forurensningstilsyn for Vigdis, ref dok. nr. RA-SNORRE-00232, som dekker utslipp fra boreaktiviteter og rigg på feltet samt utslipp av hydraulikkvæske (som tilsettes fra Snorre A plattform, men går til utslipp på bunnramme ved operasjon av ventiler). Alle utslipp knyttet til prosessering av olje og gass fra Vigdis som finner sted på Snorre A, inngår i rapporten for Snorre. Rapporten er utarbeidet av UPN TO HMS. Kontaktperson hos operatørselskapet er Anne Aasland Bøyum, tlf , anab@statoil.com.

6 6 av 85 1 Status 1.1 Generelt Tampen-området, som ligger om lag 150 kilometer vest for Florø, er fra naturens side en av de rikeste olje- og gassprovinsene på norsk sokkel. I tillegg til Snorrefeltet hører også Gullfaks, Statfjord og Visund feltene. Selv om Tampen er et viktig produksjonsområde, byr feltene på store utfordringer. Sandsteinslagene ligger på meters dyp og har oljebelter med varierende utvinningsgrad. Snorrefeltet ble funnet av Saga Petroleum i Saga bygde ut feltet og drev det fram til Norsk Hydro overtok i år Statoil overtok operatørskapet for Snorrefeltet fra 1. januar Feltene Tordis, Vigdis og Borg i PL089 hører inn under Snorre organisasjonsmessig i tillegg til Snorre A (Figur 1-1). Det er produsert olje og gass fra Snorrefeltet siden august Reservoaret er krevende og sammensatt. Sandsteinslagene, som ligger på meters dyp, har oljebelter med varierende utvinningsgrad. Feltet ble først bygget ut med stålplattformen Snorre A. Denne integrerte bore-, produksjonsog boligplattformen er forankret til havbunnen med strekkstag. Et undervanns produksjonssystem er plassert på havbunnen rundt seks kilometer nordøst for plattformen. Vanndypet i området er meter. Gass og sjøvann injiseres fra Snorre A for å opprettholde trykket i reservoaret. Stabilisert olje og gass fra Snorre A transporteres i rørledning til Statfjord A-plattformen for endelig prosessering. Oljen føres om bord i tankskip, mens gassen sendes videre til kontinentet via rørsystemet Statpipe. I juni 2001 ble Snorre B-plattformen satt i produksjon. Den halvt nedsenkbare bore-, produksjons- og boligplattformen ligger rundt sju kilometer nord for A-plattformen. Olje fra Snorre B sendes gjennom en 45 kilometer lang rørledning til Statfjord B for lagring og utskiping. En del av gassen injiseres i reservoaret, resten transporteres i rørledning via Snorre A til Statpipe-systemet. Miljø stod i sentrum under planleggingen av Snorre B, og installasjonen reinjiserer både produsertvann og borekaks.

7 7 av 85 Figur 1-1 Installasjoner i Tampenområde grenseflater mot andre felt Nøkkeldata Snorre A Beliggenhet Snorre B: Blokk 34/4 Snorre A: Blokk 34/7 Rettighetshavere Petoro 30 % Norsk Hydro 17,65 % Statoil 14,40 % (operatør) Esso 11,16 % Idemitsu Petroleum 9,60 % RWE-DEA Norge 8,88 % TotalFinaElf 5,95 % Amerada Hess 1,18 % Enterprise Oil 1,18 % Produksjonsstart Snorre A: 1992 Snorre B: 2001 Gjenværende antatt produksjon pr Olje 124,8 MSm3 (eksl. Vigdis) Tørrgass 0,77 GSm3 (eksl. Vigdis) (0,65 GSm3 fra Vigdis - tilsammen 1,42 GSm3) NGL 0,72 Mtonn (eksl.vigdis) (0,61 Mtonn fra Vigdis - tilsammen 1,32 Mtonn)

8 8 av 85 Tabell 1-1 Sentrale utslippstall for Snorre og Vigdis stype Oljeholdig vann til sjø m m m m 3 Olje fra oljeholdig vann til sjø 337 tonn 230 tonn 316 tonn 228 tonn CO 2 (inkl rigger) tonn tonn tonn tonn Akutte utslipp av olje 4,81 m 3 66,9 m 3 * 1,94 m 3 0,1 m 3 * Akutte utslipp av olje i 2002 er endret fra 38.9 m 3 som rapportert i årsrapport for 2002 til 66,9 m 3 i denne rapporten. Ihht granskingsrapport ble et utslipp fra Snorre A funnet å være 58 m 3 i stedet for 30 m 3 som tidligere rapportert. Snorre A ble tatt ut i streik og var nedstengt 19. til 25. juni Snorre A var også nedstengt ifm revisjonsstans fra 20. august til 4. september i 2004, og planlegger for ny revisjonsstans mars/april Den 28. november oppstod gasslekkasje fra havbunn ved Snorre A. Plattformen ble stengt ned og kom ikke i drift igjen i løpet av Produksjon av olje etter hendelsen startet delvis opp 22. januar Gasslekkasjen oppstod ifm forberedelse til boring av et sidesteg fra injeksjonsbrønn P-31. Det oppstod også lekkasje av borevæske fra sprekk i havbunn ved havbunnsramme, ref Tabell 8-4 med oversikt over akutte utslipp av kjemikalier og borevæsker. Hendelsen ble gransket ved Ptil og Statoil (oversendt SFT). Snorre B hadde siste vedlikeholdsstans i 2003 og planlegger for ny revisjonsstans i stillatelser 2004 Snorre mottok utslippstillatelse 23. desember 2002 basert på de nye forskriftene (jmf brev fra SFT av ), og som godkjent fra SFT overtok Statoil denne tillatelsen ved operatørovertakelse. Rammene i eksisterende tillatelse er romme og det er ønskelig å slå sammen tillatelsen for Snorre og tillatelsen for forboring/riggene (samt skille ut boring/rigger på Visund). Ihht avtale med SFT på møte 24. mai 2004, skulle Snorre avvente ny mal for søknad fra SFT med felles retningslinjer for operatørselskapene. Snorre planlegger ny søknad etter dagens standard etter årsrapportering, dersom ny standard ikke foreligger før den tid kommer. Tabell 1-2 stillatelse - tillegg for 2004 Type tillatelse Søknad om unntak for bruk av oljebasert borevæske fra og med 16 seksjon ved boring på Snorre-feltet Bruk av det svarte gjengefettet Lube Seal API i forbindelse med komplettering av brønn 34/7-P-3 Dato Varighet gitt Inntil ny tillatelse Q 2004 SNA - brønn 34/7-P-3

9 9 av Overskridelser av utslippstillatelsen Tabell 1-3 viser en oversikt over overskridelser av utslippstillatelsen for Snorre A og B for Tabell 1-3 Overskridelse av utslippstillatelsen stillatelsens ramme/ Myndighetskrav Ihht Aktivitetsforskriften 55; Innholdet av olje i vann skal ikke overstige 40 mg olje per liter vann som veid gjennomsnitt for en kalendermåned. Bruk av kjemikalie uten utslippstillatelse fra SFT Avvik Produsertvann I august ble snitt olje i vann på Snorre A lik 43,1 mg/l. Mercasol 630 TSC Basen i Florø påførte Mercasol 630 TSC på utstyr som ble sendt videre til Snorre A i juli/august Eventuelt August var likevel den mnd i 2004 med totalt lavest mengde olje til sjø. Snorre A var nedstengt ifm revisjonsstans 20.aug til 5.sept. Mercasol 630 TSC, er et svart gjengefett (mangler giftighetstest på persistent komponent). Kjemikaliet ble faset ut på Snorre A i begynnelsen av 2004 og rester ble i den forbindelse sendt til land. Tiltak er igangsatt for å hindre gjentakelse av tilsvarende hendelse, ref RUH Status forbruk Tabell 1-4 og Tabell 1-5 oppsummerer forbruk- og produksjonsstatus for feltet for rapporteringsåret. Forbruk og produksjonsdata er gitt av Oljedirektoratet og omfatter ikke diesel brukt på flyttbare innretninger (dvs ikke avgiftspliktig diesel). Avvik mellom dieselmengder i kap 1 og 7 kan således forekomme. Netto produksjon er leveranser av tørrgass, kondensat og NGL etter prosessering i landanlegg og representerer en ny standard i forhold til årsrapporter før 2003 hvor produksjonsvolum fra feltet ble angitt (dvs rikgass). Tabell 1-4 Status forbruk Måned Injisert gass (m3) Injisert sjøvann (m3) Brutto faklet gass (m3) Brutto brenngass (m3) Diesel (l) Januar Februar Mars April Mai Juni Juli August September Oktober November Desember

10 10 av 85 Tabell 1-5 Status produksjon Måned Brutto olje (m3) Netto olje (m3) Brutto kondensat (m3) Netto kondensat (m3) Brutto gass (m3) Netto gass (m3) Vann (m3) Netto NGL (m3) Januar Februar Mars April Mai Juni Juli August September Oktober November Desember Figur 1-2 viser historiske data for produksjon av olje fra oppstart i 1992, samt prognoser ut feltets levetid. Prognosene er hentet fra innrapportering til revidert nasjonalprodukt for MSm3 Olje Olje fra Snorre - Gass fra Snorre inkl. Vigdis GSm3 Gass Produsert Olje Snorre A & B Produsert Gass Snorre inkl Vigdis Figur 1-2 Produksjon av olje og gass (historikk) og prognose (ihht RNB2005)

11 11 av Status nullutslippsarbeidet Den 1. juni 2003 leverte operatørene på norsk sokkel rapport på nullutslippsstatus. I tillegg til status gitt i årsrapport til SFT for 2003, ble det gitt en status i brev til SFT , våres ref M-TO SN /RT. Nedstengningen av Snorre A etter gasslekkasjen som inntraff 28.november forhindret test med C-Tour testskid som var planlagt utført i desember. Testen er nå planlagt utført uke 10 inneværende år. Nedstengningen og oppstartsarbeidet etter gasslekkasjen har medført minst fire måneders forsinkelse på planlagte prosjekter på plattformen. Innføring av nye prosjekter som følge av konsekvenser etter hendelsen i tillegg til forsinkelser, medfører behov for omprioritering av den totale prosjektporteføljen. Endelig konklusjon etter omprioriteringen vil bli besluttet innen utgangen av mai. For 2005 er satt inn nye ekstra tiltak for fjerning av dispergert olje på Snorre A; - Gjennomgang av produksjonsanleggene på Snorre A av ekstern ekspertise for å kartlegge effektive muligheter for forbedringer av vannrenseanleggene. - Økt ledelsesfokus med konkrete målsetninger og daglig oppfølging. Tabell 1-6 gir en kort status på nullutslippsarbeidet. Tabell 1-6 Status på nullutslippsarbeidet Innstallasjon Teknologibeskrivelse Alle Snorre B Optimalisering av kjemikaliebruk og utskiftning av kjemikalier Utskifting av kjemikalier Økt gjenbruk av borevæsker og redusert kjemikalieforbruk PWRI Øke produsertvannmengden som går til injeksjon, ved å opprettholde % prod.vann til reinjeksjon. Status Pågår kontinuerlig. Mesteparten av svarte og røde som går til utslipp er faset ut. Snitt 2004: 89% % % Forventet tidsplan for gjennomføring Snorre A Snorre A/Vigdis Stoppe sjøvannsretur av overskudds kjemikaliebehandlet injeksjonsvann. Reduksjon av dispergert olje fra utslippsvann - Ny innmat separatorer Implementert mars Gjennomført - Nye hydrosyklon linere - Vurdere eventuelt behov for egen brønnopprenskningenhet, samt gi konklusjon på egnet utstyr for brønnopprenskingsenhet. Tiltak: Fortsatt fokus på opprenskninger og kontroll av tilbakeproduksjon ihht etablert praksis. Gjennomført Studie gjennomført. Omfattende screening konluderer med at det ikke foreligger noen enhet på markedet idag som kan nyttes i brønnopprenskninger.

12 12 av 85 - Gjennomgang av produksjonsanleggene på SN A av ekstern ekspertise for å kartlegge effektive muligheter for forbedringer av vannrenseanleggene. Besluttet Økt ledelsesfokus med konkrete målsetninger og daglig oppfølging. Besluttet 2005 Renseanlegg (ved nåværende vannproduksjonsprofiler); - Epcon-anlegg for Vigdis 2.trinn (kap Sm3/d) - Nytt Epcon CFU Vigdis 2.trinn - Eksisterende Epcon CFU (Vigdis 2. trinn) for omruting til Snorre 2.trinn (+ for test sep. LP) - C-Tour Snorre 1.trinn (+ for test sep. HP) Implementert 2003 Utstyr klar på base Tie-In pkt. rev.stans mars/apri 2006 Tie-In pkt. rev.stans mars/april * 2006 * 2006 * - Anlegg for fjerning av H2S-fjerner samt H2S-fjerner mixer Tie-In pkt. rev.stans mars/april 2006 Snorre A Introdusere ny H2S-fjerner Test var på plan og klargjort for des utsatt pga nedstengt plattform i des. (gasslekkasje) Snorre A/Vigdis IOR Realisering/videreføring av Snorre-Vigdis IOR; Konklusjon på Ulike tekniske løsninger, inkludert injeksjon, for behandling av vurdering av ulike produsert vann studeres av prosjektet. løsninger for behandling av produsert vann vil være klar medio 2005 Snorre A/Vigdis Installere sandfjerningsanlegg Tore syklon Studiet startet jan. Snorre RESU Sikre doble barrierer mot akutt utslipp fra boring, ved gjennomgang av teknisk utstyr og operasjonelle forhold Studiet planlagt avsluttet 1. okt * juli 2006 Snorre RESU Redusere avfalls-mengder fra boring: SNB; - Separat brønn for injeksjon av kaks og slop Implementert - SNA; - Innstalere kakstørkeanlegg (inkl. bulksystem for transport) - Etablere strategi for håndtering av ilandført og tørket kaks - Etablere strategi for håndtering av slop - Studiet planlagt avsluttet 1. okt april juli * - Snorre kan redegjøre for en mer konkret tidsplan, etter reprioritering av den totale prosjektporteføljen som skal besluttes innen utgangen av mai.

13 13 av Kjemikalier som skal prioriteres for utfasing Snorre har følgende kjemikalieleverandører (rammeavtaler): MI Production Chemicals, produksjonskjemikalier MI Norge, boring Halliburton, sementering BJ Services, komplettering Det er etablert feltspesifikke utfasingsplaner for kjemikalier fra alle leverandørene. Arbeid med utfasing av svarte og røde kjemikalier har pågått hele året, og det er gjort betydelige framskritt siden Tabell 1-7 viser hvilke kjemikalier som er substituert på Snorre i 2004 og Tabell 1-8 viser hvilke kjemikalier som skal prioriteres for substitusjon i henhold til SFTs krav. Tabell 1-7 Kjemikalier substituert i 2004 Kjemikalie for substitusjon Funksjon Klassifisering Nytt kjemikalie Klassifisering Kommentar (m. tidspkt. for utfasing) Produksjonskjem. EB-8032 Emulsjonsbryter rød EB-8970 rød KI-3036 Korrosjonsinhibitor rød KI-3343 gul mars 2004 SNB (SNA i 2003) SNA tester i 2004 flere nye prod.(gule/lavgift.)- SNB gikk over til KI-3804 des/jan PI-795 Vokshemmer rød PI-7161 gul SNB juli 2004 SI-4059 Avleiringshemmer rød SI-4538 gul des-03/jan-04 Vanninjeksjonskjemikalier KI-3036 Korrosjonsinhibitor rød KI-3343 gul SNB utfaset april -04 (SNA utfaset april 2003) SI-445 Avleiringshemmer rød SI-4549 gul jan/feb 2004 Eksportstrømskjem. CDR Liquid Power Friksjonshemmer svart ingen Ikke brukt i 2004 (SNA) PI-795 Vokshemmer rød PI-7161 gul SNB juli 2004 Sementkjemikalier Halad 200L* Væsketapskontroll rød FD-C (Halad 300L) gul 1. des Brønnoperasjoner m.m. SRW83510 (CALNOX ML 3510) Avleiringsløser Kompletteringskjem. rød - SD250 Gyptron - Riggwash 3 gul SNB nov.2004 (brukes fortsatt på SNA) DMO86571 Emulsjonsbryter rød gul Kun utfaset på SNB FRW-14 Friksjonsred. kjem. rød FRW-16 gul Utfaset MCS-E Brønnvask/surfaktant rød MCS-J gul Utfaset Brukt på SNA+B Gjengefett Bestolife "3000" Gjengefett svart Bestolife "3010" ULTRA rød Brukt på SNA i 2004, utfaset om høsten

14 14 av 85 BOP og hydraulikk væske Erifon HD 603 HP 10 Hydraulikkvæske rød Erifon HD 603N gul (kun den gule er brukt i ref Stena Don v/sn UPA) Beredskapskjem. Safe-Solv OE Brønnvaskemiddel rød Safe Solve 148 gul Utfaset aug (1) Kjemikalier med egenskaper som faller innenfor kritierier for substitusjon, men disse er likevel prioritert lavt for substitusjon pga lav miljørisiko (inngår i oljebasert borevæske/beredskapskjemikalie, dvs. ingen regulære utslipp) Tabell 1-8 Kjemikalier som prioriteres for substitusjon i 2005 Substitusjonskjemikalier Vilkår stilt Status utfasing Nytt kjemikalie/ Kommentar Produksjonskjemikalier Dyno DF-522-C Dyno EB SNA går over til gult produkt i feb/mars (CC3298-NL/ DMO86675) Vanninjeksjonskjemikalier Dyno DF Foreslåtte alternativer DF-519 og DF-9026 Dyno DR Eksportstrømkjemikalier PI Gjelder SNA (PI-7258) Gassbehandlingskjemikalier KI Starter utfasing feb (KI-3791) Hjelpekjemikalier Castrol Brayco Micronic SV/200 Dyno UC-1516* Ikke benyttet 2004 Oceanic HW 443 Sementkjemikalier CFR-3L vurd. ifm lev.skifte Bruk er redusert og er i stor grad erstattet av dispergeringsmiddelet FDP-C701-03L. Halad 344L* vurd. ifm lev.skifte Halad 413L vurd. ifm lev.skifte Bruk er redusert og er i stor grad erstattet av FDP-C (gult kjem. for filtertapskontroll) Halad 600LE+ vurd. ifm lev.skifte Bruk forventes redusert v. bruk av FDP-C ZoneSealant vurd. ifm lev.skifte Zoneseal 3000 (gult) er testet, men har begr. ved lav temp. Brønnoperasjoner m.m. Asphaltene Dissolver RX-33/ SNA DMO86571 vurdering SNAm/utslipp (utfaset SNB) CI-28* Ikke brukt i 2003 Dyno Cal Acid* Ikke kjent Ikke brukt i 2003 Dyno SD-4058* Ikke kjent Ikke brukt i 2003 SDA-155* SRW83510 vurdering Gjelder SNA

15 15 av 85 (før CALNOX ML 3510) Ultralube II* Benyttes kun i oljebaserte væsker Versapro P/S Gjengefett Bestolife "3010" ULTRA CATTS Brukes i fbm WAG. Brukt på SNB Mercasol 633 SR (New version MMW) vurdering Ikke fastsatt Først vurdert som gul, deretter som rød. OCR-325-AG BOP og hydraulikk væske Castrol Brayco Micronic SV/ Dato ikke fastsatt Brukt på SN UPA Borevæske - oljebasert Bentone (1) Bentone 38* (1) Ecotrol (1) Brukt i 2004 uten utslipp EMI-595* vurdering (1) Inngår i slamsystem Paratherm MI-157* vurdering (1) Inngår i slamsystem Paratherm Versapro P/S (1) Brukt på SNA Versatrol* (1) Versavert F (1) Versavert PE Versavert SE VG Supreme* vurdering (1) Inngår i slamsystem Paratherm Beredskapskjemikalie Asphaltene Dissolver RX-33/ Ikke fastsatt Brukt på SNA Ecotrol* vurdering (1) Flowzan Liquid* vurdering (1) MS-200 vurdering Fargestoff, brukes kun v/lekkasje Versatrol* (1) Versapac* (1) (1) Kjemikalier med egenskaper som faller innenfor kritierier for substitusjon, men disse er likevel prioritert lavt for substitusjon pga lav miljørisiko (inngår i oljebasert borevæske/beredskapskjemikalie, dvs. ingen regulære utslipp) *Ikke brukt i 2004

16 16 av 85 2 fra boring 2.1 Boring med vannbasert borevæske Tabell 2-1 gir en oversikt over data relatert til forbruk og utslipp av vannbaserte borevæsker, og Tabell 2-2 viser disponering av kaks ved boring med vannbasert borevæske. Tabell 2-1 Bruk og utslipp av vannbasert borevæske Brønnbane Forbruk av borevæske av borevæskemasse Borevæske injisert Sendt borevæske til land Basevæske etterlatt i hull eller tapt til formasjon 34/4-D-2 H /4-I-1 H /4-K-7 H /7-A-3 H /7-P /7-P /7-P-31 A 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 av borekaks til sjø Masse borekaks injisert Sendt borekaks til land 34/4-D-2 H /4-I-1 H /4-K-7 H /7-A-3 H /7-P /7-P /7-P-31 A av vannbasert borevæske i 2004 er halvert i forhold til fjoråret, dvs tonn i 2004 mot tonn i Det samme gjelder utslipp av borekaks etter boring med vannbasert borevæske, dvs tonn i 2004 mot 5360 tonn i Antall meter boret med vannbasert borevæske i inneværende år er også halvert, dvs meter i 2004 mot 5251 meter i 2003.

17 17 av 85 M Forbruk Figur 2-1 Forbruk og utslipp av vannbasert borevæske Figur 2-1 gir en sammenligning med tidligere års forbruk og utslipp av vannbasert borevæske på Snorre og Vigdis, og gjenspeiler aktiviteten vist Tabell 2-2. Forbruk av borevæske fra Vigdis var i rapporteringsåret 5668 m 3 og utgjør nærmere 45 % av totalt forbruk for 2004, gitt i søylen i Figur 2-1. I 2003 ble det rapportert forbruk og utslipp av vannbasert slam fra 14 stk 24 og 36 seksjoner. Antallet seksjoner boret med vannbasert slam rapportert for 2004 er betydelig lavere enn i 2003, ref. Tabell 2-2, og dette forklarer stor nedgang i forbruk og utslipp siste året. 2.2 Boring med oljebasert borevæske Tabell 2-3 gir en oversikt over data relatert til oljebaserte borevæsker. Tabell 2-3 Boring med oljebasert borevæske Brønnbane Forbruk av borevæske av borevæskemasse Borevæske injisert Sendt borevæske til land Basevæske etterlatt i hull eller tapt til formasjon 34/4-D-1 H /4-D-2 AH /4-D-2 H /7-A-3 AH /7-P /7-P /7-P /7-P-31 A /7-P

18 18 av 85 Tabell 2-4 Disponering av kaks ved boring med oljebaserte borevæsker Brønnbane Lengde (m) Teoretisk hull volum (m3) Total mengde kaks generert Eksportert borekaks til andre felt av borekaks til sjø Masse borekaks injisert Sendt borekaks til land Midlere konsentrasjon av basevæske som vedheng på kaks (g/kg) av basevæske som vedheng på kaks 34/4-D-1 H /4-D-2 AH /4-D-2 H /7-A-3 AH /7-P /7-P /7-P /7-P-31 A /7-P Antall meter boret med oljebasert borevæske i 2004 er meter mot meter i Boring med syntetisk borevæske Det er ikke benyttet syntetisk borevæske på Snorre A og B i Borekaks importert fra felt Det er ikke importert borekaks fra andre felt i Bore- og brønnoperasjoner i år 2004 Tabell 2-5 gir en oversikt over hvilke bore- og brønnoperasjoner som er utført med vannbasert og oljebasert borevæske på Snorre A i Det ble i mars 2004 boret en letebrønn fra Snorre B, PL057 Epsilon West, hvor forbruk og utslipp inngår i Snorre sin årsrapport, ref 6"-seksjon i brønn 34/4-D-1H. Tabell 2-5 Bore- og brønnoperasjoner Brønn Plattform Type Vannbasert Oljebasert Syntetisk 34/4-D-1 H Snorre B Boring 12.25, 8.5, 6 34/4-D-2 H Snorre B Boring 24, P&A 17.5, 12.25, /4-D-2 AH Snorre B Boring/Brønnbeh. 8.5, 6 34/4-I-1 H Snorre B Boring 36, /4-K-7 H Snorre B Boring 24 34/7-A-3 H Snorre UPA, StenaDon Brønnbehandling P&A 34/7-A-3 AH Snorre UPA, StenaDon Boring 12.25, 12.92, /7-P-17 Snorre A Brønnbehandling P&A P&A 34/7-P-3 Snorre A Brønnbeh./Kompl. P&A 34/7-P-26 Snorre A Brønnbehandling 16.75, /7-P-31 A Snorre A Brønnbehandling P&A P&A 34/7-P-41 Snorre A Brønnbeh./Kompl. 16, 12.5, 8.5

19 19 av 85 3 av oljeholdig vann 3.1 av olje med produsert vann skilder og renseanlegg Oljeholdig vann fra produksjonsplattformene kommer fra følgende hovedkilder: Produsert vann Drenert vann (eneste kilde fra flyterigger) Snorre A (inkl. vann fra Vigdis) Rensesystemet for produsert vann fra Snorre A består opprinnelig av hydrosyklonanlegg nedstrøms første trinns- og testseparator. Fra hydrosyklonanlegget går det produserte vannet videre til en avgassingstank, for så å bli sluppet ut til sjø. Produsert vann fra andre trinns separator kommer inn i vannbehandlingsanlegget nedstrøms for hydrosyklonene. Ved større produsert vann mengder fra andre trinns separator er det mulig å kople opp hydrosykloner. Ved tilknytning av Vigdis feltet ble et nytt rensesystem installert som inkluderer et hydrosyklonanlegg nedstrøms andre trinns separator og en avgassingstank. Fra sommeren 2002 er Vigdis produsert vann også renset ytterligere ved hjelp av CFU EPCON-renseanlegg. Vannrensesystemet på Snorre A plattformen håndteres under ett med krysstilkoblinger i flere ledd, noe som gjør driftsmessig tilpasning og optimalisering mulig. For 2004 var ca 67 % av produsertvannet som ble sluppet ut fra Snorre A egenprodusert, mens vann fra Vigdis utgjorde ca 33 %. Jetting av separatorene utføres regelmessig ihht. interne prosedyrer, i snitt en gang per uke. Det tas prøver underveis for å sjekke oljeinnholdet. For 2004 ble det funnet at 28,5 tonn olje gikk til sjø fra Snorre A plattformen ifm. jetting (ihht.ir freon-), ref Tabell Snorre B Rensesystemet på Snorre B består av hydrosyklonanlegg nedstrøms første trinns- og test separator. Fra hydrosyklonanlegget går det produserte vannet videre til avgassingstanken for så primært å bli reinjisert sammen med injeksjonsvannet. Alternativt kan det slippes til sjø hvis vanninjeksjonsanlegget er stoppet. I 2004 oppnådde Snorre B å reinjisere 89 % av produsertvannet.

20 20 av 85 Som jetvann på Snorre B brukes produsertvann fra avgassingstank som resirkuleres. Jetvannet går etter jetting gjennom en sandsyklon (med oppsamling) og deretter gjennom en væskesyklon før det ledes til avgassingstanken. Renset vann går til sjø, oljeholdig vann ledes inn i prosessen og sanden vaskes før den reinjiseres sammen med boreavfall eller slippes til sjø. For 2004 ble det funnet at 33 kg olje gikk til sjø fra Snorre B plattformen ifm. jetting (ihht IR freon-), ref Tabell 3-1 Figur 3-1 Renseanlegg for Snorre A

21 21 av 85 Figur 3-2 Renseanlegg for Vigdis, EPCON CFU er ikke vist på skissen Figur 3-3 Renseanlegg for Snorre B

22 22 av av olje med vann Tabell 3-1 gir en oversikt over utslipp av oljeholdig vann fra feltet. Tabell 3-1 av olje og oljeholdig vann fra Snorre plattformene Vanntype Total vannmengde (m3) Dispergert oljekons. til sjø (IR freon) (mg/l) Dispergert oljemengde til sjø (IR freon) Oljeindex til sjø (ISO ) (mg/l) Oljeindex mengde til sjø (ISO ) Injisert vannmengde (m3) Vannvolum til sjø (m3) Eksportert vannmengde (m3) Importert vannmengde (m3) Vann i olje eksp. (m3) Produsert Fortregning Drenasje Jetting MSm3 Vann Produsert Vann - Snorre A og B inkl. Vigdis Produsert Vann - Snorre & Vigdis Produsert Vann til Sjø - Snorre & Vigdis Figur 3-4 Produserte mengder vann, historikk og prognose (ihht RNB2005) Figur 3-4 viser prognose over økning i produsertvann mengde, heltrukket linje. Gitt at Snorre B klarer å reinjisere 90 % av det produserte vannet på plattformen, viser stiplet linje utslipp til sjø.

23 23 av 85 Produsertvann mengde til sjø ble redusert med ca 17 % fra 2003 til Oljemengde til sjø er redusert med ca 28 % i samme periode Tonn Figur 3-5 av olje med produsert vann fra Snorre Tabell 3-2 Overskridelser av utslippstillatelsen 40 mg/l mnd.snitt stillatelsens ramme/myndighetskrav Innholdet av olje i vann skal ikke overstige 40 mg olje per liter vann som veid gjennomsnitt for en kalendermåned. Avvik Produsertvann I august ble snitt olje i vann på Snorre A lik 43,1 mg/l.. Eventuelt August var likevel den mnd i 2004 med totalt lavest mengde olje til sjø. Snorre A var nedstengt ifm revisjonsstans 20.aug til 5.sept Analyse og prøvetaking av oljeholdig vann Snorre A Prøve for olje i vann analyser samles opp 3 ganger i døgnet til en døgnprøve. Analyser av døgnprøven utføres av laboratorietekniker på plattformlaboratoriet, og benyttes til beregning av oljemengde til sjø på døgnbasis. Prøvene ble ekstrahert med pentan, og ekstraktet kromatografert gjennom florisil før analyse på IR flatcelle (Infracall). Prøvene er kalibrert mot råolje fra den enkelte innretning, og analysert for innhold av dispergert olje. For å kunne rapportere oljeindeks i henhold til ISO standard NS-EN ISO er månedlige kontrollprøver analysert ved hjelp av ISO-standarden på kontrollaboratorium.

24 24 av Snorre B Prøve for olje i vann analyser samles opp 4 ganger i døgnet til en døgnprøve. Analyser av døgnprøven utføres av laboratorietekniker på plattformlaboratoriet, og benyttes til beregning av oljemengde til sjø på døgnbasis. Laboratorieteknikeren er ansvarlig for prøvetaking, analyse og rapportering. Det ble benyttet GC/FID ved analyse av prøvene til september Snorre B gikk deretter over til å benytte IR flatcelle (Infracall) for å finne oljekonsentrasjon. Det er foretatt analyser med begge r for hele året. Uavhengige analyser ble ihht prosedyre utført en gang pr. måned av Statoils PKS laboratorium på Mongstad. Dette ble gjort i forståelse med SFT. Årlig uavhengig kontroll av prøvetaking og analyse på plattformene er blitt utført på begge plattformene i 2004 (West-Lab). 3.2 av tungmetaller/organiske forbindelser samt radioaktivitet med produsert vann Målinger av innhold av oljekomponenter, tungmetaller og radioaktivitet i produsert vann fra feltet er utført i Produsertvannprøver tatt vår og høst er analysert og veiet gjennomsnitt er brukt for rapporteringen. Tungmetaller er analysert hos Analytica ved hjelp av ICP/SMS, modifisert EPA og Prøvene er filtrert, men ikke oppsluttet. For kvikksølv er prøvene oppsluttet i mikrobølgeovn for å unngå inteferens fra olje. For kvantifisering er det benyttet atomfluorescens. Deteksjonsgrense for kvikksølv er 0,002 ug/l. For de øvrige tungmetaller varierer deteksjonsgrensen fra 0,05 µg/l til 2 µg/l. BTEX og organiske syrer er analysert hos West-Lab etter M-24 basert på GC-FID med "Headspace" injektor. Deteksjons- grensen er henholdsvis 0,02 mg/l for BTEX og 5 mg/l for de organiske syrene. NPD og er analysert hos West-Lab etter basert på GC/MS og fenoler er analysert hos Batelle (USA) ihht Mod EPA Deteksjonsgrensen er 0,01µg/l for NPD, og fenoler. Tabell 3-3 til Tabell 3-14 gir en oversikt over utslipp av oppløste naturlige stoffer til sjø fra produsert vann fra Snorre A, Snorre B inklusiv Vigdis. Oversikt over alle komponentene i produsert vann er vist i vedlegg 10 (tabeller 10.7).

25 25 av 85 Tabell 3-3 Prøvetaking og analyse av produsert vann (Olje i vann) Gruppe Forbindelse (kg) Olje i vann Olje i vann (Installasjon) Tabell 3-4 Prøvetaking og analyse av produsert vann (BTEX) Gruppe Forbindelse (kg) BTEX Benzen Etylbenzen Toluen Xylen Tabell 3-5 Prøvetaking og analyse av produsert vann () Gruppe Forbindelse (kg) Naftalen* C1-naftalen C2-naftalen C3-naftalen Fenantren* Antrasen* 8.61 C1-Fenantren C2-Fenantren C3-Fenantren Dibenzotiofen C1-dibenzotiofen C2-dibenzotiofen C3-dibenzotiofen 2.96 Acenaftylen* 0.04 Acenaften* 9.06 Fluoren* Fluoranten* 1.50 Pyren* 5.86 Krysen* 3.88 Benzo(a)antrasen* 2.64 Benzo(a)pyren* 0.45 Benzo(g,h,i)perylen* 0.45 Benzo(b)fluoranten* 1.04 Benzo(k)fluoranten* 0.08 Indeno(1,2,3-c,d)pyren* 0.11 Dibenz(a,h)antrasen*

26 26 av 85 Tabell 3-6 Prøvetaking og analyse av produsert vann (Sum NPD) NPD (kg) Tabell 3-7 Prøvetaking og analyse av produsert vann (Sum 16 EPA- (med stjerne)) 16 EPD- (med stjerne) (kg) Rapporteringsår Tabell 3-8 Prøvetaking og analyse av produsert vann (Fenoler) Gruppe Forbindelse (kg) Fenoler Fenol C1-Alkylfenoler C2-Alkylfenoler C3-Alkylfenoler 658 C4-Alkylfenoler 260 C5-Alkylfenoler 123 C6-Alkylfenoler 4 C7-Alkylfenoler 4 C8-Alkylfenoler 2 C9-Alkylfenoler Tabell 3-9 Prøvetaking og analyse av produsert vann (Sum Alkylfenoler C1-C3) Alkylfenoler C1-C3 (kg) Tabell 3-10 Prøvetaking og analyse av produsert vann (Sum Alkylfenoler C4-C5) Alkylfenoler C4-C5 (kg) Tabell 3-11 Prøvetaking og analyse av produsert vann (Sum Alkylfenoler C6-C9) Alkylfenoler C6-C9 (kg) 11.1

27 27 av 85 Tabell 3-12 Prøvetaking og analyse av produsert vann (Organiske syrer) Gruppe Organiske syrer Forbindelse (kg) Maursyre Eddiksyre Propionsyre Butansyre Pentansyre Naftensyrer Tabell 3-13 Prøvetaking og analyse av produsert vann (Andre) Gruppe Forbindelse (kg) Andre Arsen Bly 6.5 Kadmium 0.9 Kobber 18.3 Krom 9.0 Kvikksølv 0.3 Nikkel 6.9 Zink 29.9 Barium Jern Tabell 3-14 Prøvetaking og analyse av produsert vann (Radioaktivitet) Radioaktivt utslipp (bq) Gruppe Forbindelse Radioaktivitet 226Ra

28 28 av 85 Figur 3-6 gir en oversikt over fordelingen av tungmetaller i produsertvann til sjø. 0.1 % 2.4 % 3.2 % 6.5 % 0.3 % 2.3 % 10.6 % 74.6 % Arsen Bly Kadmium Kobber Krom Kvikksølv Nikkel Sink Figur 3-6 Fordeling av tungmetaller i produsert vann til sjø Figur 3-7 gir en sammenligning med tidligere år. Kg Arsen Bly Kadmium Kobber Krom Kvikksølv Nikkel Sink Figur 3-7 Utvikling i utslipp av tungmetaller fra Snorrefeltet I 2004 finner en hverken de store mengdene kobber og sink som i 2002 eller de store mengdene bly og sink som i Arsen innholdet er høyt på Snorre. Bly med produsertvann i 2003 er sannsynligvis overestimert (det var store variasjon mellom prøvene for Vigdis og snittet ble brukt).

29 29 av 85 Figur 3-8 gir en oversikt over bidragene av aromater og alkylfenoler i produsert vann. 2.1 % 8.1 % 0.3 % 0.0 % 14.9 % 74.5 % BTEX Alkylfenoler C1-C3 Alkylfenoler C4-C5 Alkylfenoler C6-C9 Fenol Figur 3-8 Fordeling av aromater og alkylefenoler i produsert vann til sjø Figur 3-9 gir en sammenligning av organiske stoffer de 3 siste årene BTEX * Alkylfenoler C1-C3 Alkylfenoler C6-C9 16 EPA- m/stjerne Alkylfenoler C4-C5 Fenol *BTEX er gitt i tonn, mens de andre stoffene er gitt i kg. Figur 3-9 Utvikling i utslipp av aromater og alkylfenoler fra Snorrefeltet

30 30 av 85 Analysene av produsertvann viser en kraftig reduksjon av BTEX fra 2002 til 2003 (EPCON bidrar med reduksjon av BTEX). BTEX var 312,5 tonn i 2002, 64,4 tonn i 2003 og 71,8 tonn i Produsertvann mengde til sjø var nærmere 20 % høyere i 2003 enn i 2002 og Reduksjon av mengde organiske stoffer til utslipp fra 2003 til 2004, står i forhold til redusert mengde produsertvann til sjø.

31 31 av 85 4 Bruk og utslipp av kjemikalier Bruk og utslipp av kjemikalier i kapitlet, stammer fra bore-/brønnoperasjoner og produksjon på Snorre hovedfelt (Snorre A ). I tillegg rapporteres kjemikalier som tilsettes i forbindelse med produksjonen fra Vigdis, på Snorre A. Unntak er hydraulikkvæske som tilsettes fra plattform men slippes ut på bunnramme ved operasjon av ventiler, og utslipp av denne inngår i årsrapporten for Vigdis. Kjemikalier benyttet til de ulike bruksområder er registrert i UPN miljøregnskap, TEAMS. Data herfra sammen med opplysninger fra HOCNF 1 -beskrivelsene, er benyttet til å estimere utslipp. Beregning av utslipp av produksjonskjemikalier er gjort ved hjelp av Statoils Kjemikaliemasse- balansemodell (forkortet KIV, versjon 1.20). Modellen benytter felt spesifikk informasjon og beregner mengde kjemikalie som går til utslipp til sjø. Sentralt i disse beregningene er olje/vann fordelingskoeffisienten av de enkelte stoffene i kjemikaliene. Kilden til disse koeffisientene er enten log Pow verdier hentet fra HOCNF skjemaene eller eksperimentelt bestemte Kow verdier. I de tilfellene hvor begge verdiene foreligger blir Kow verdier foretrukket og brukt. På bakgrunn av olje- og vannproduksjonen på hvert felt og kjemikalieforbruket beregner modellen forbruket og utslippet av hvert stoff i tonn og den prosentvise andelen av hvert stoff i utslippet. En utslippsfaktor for hele kjemikaliet fåes ved å dividere mengde kjemikalie sluppet ut med mengde kjemikalie forbrukt. Modellen er basert på følgende antagelser: - Kjemikaliet blir kontinuerlig dosert før eller i separator, dvs kjemikaliene er i kontakt med olje og med vann. De årlige olje- og vannratene vil derved være representative for de volumene kjemikaliet skal fordele seg i. - Kjemikaliet foreligger uforandret etter separasjonsprosessen, dvs en ser bort ifra dekomponering, hydrolyse og andre kjemiske reaksjoner. Typiske produksjonskjemikalier som emulsjonsbrytere, skumdempere, korrosjonshemmere og avleiringshemmere oppfyller begge disse antagelsene. Brannskum (AFFF) og drikkevannsbehandlingskjemikalier inngår ikke i oversikten over forbruk og utslipp av kjemikalier som angitt i kap 4, 5, 6 samt vedlegg. I vedlegg 10 (tabell tabell ) er vist massebalanse for kjemikaliene innen hvert bruksområde, etter funksjonsgruppe med hovedkomponent. 1 Harmonised Offshore Chemical Notification Format

32 32 av Samlet forbruk og utslipp Tabell 4-1 gir en oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier fra feltet. Tabell 4-1 Samlet forbruk og utslipp av kjemikalier Bruksområdegruppe Bruksområde Forbruk Injisert A Bore og brønnkjemikalier B Produksjonskjemikalier C Injeksjonskjemikalier D Rørledningskjemikalier E Gassbehandlingskjemikalier F Hjelpekjemikalier G Kjemikalier som tilsettes eksportstrømmen H K Kjemikalier fra andre produksjonssteder Reservoar styring Figur 4-1 gir en oversikt over totale mengder forbruk og utslipp fra 1998 til Tonn Forbruk Reinjeksjon Figur 4-1 Samlet oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier For å kunne sammenligne med tidligere år er samlet forbruk og utslipp av kjemikalier fra Vigdis også inkludert i Figur 4-1, ref. Årsrapport for Vigdis som viser et forbruk på tonn og et utslipp på 2052 tonn. Det gir et samlet forbruk for Snorre og Vigdis på tonn. Samlet utslipp for Snorre og Vigdis er tonn. De totalt utslippene fra kjemikalier på Snorre og Vigdis, gikk ned 2420 tonn fra 2003 til 2004 (fra 7703 til 5283 tonn).

33 33 av Borekjemikalier Tabell 4-2 gir en oversikt over forbruk og utslipp av bore og brønnkjemikalier fra feltet. Tabell 4-2 Samlet forbruk og utslipp av bore og brønnkjemikalier ID-Nr Funksjon Forbruk Injisert 1 Biosid Korrosjonshemmer Avleiringshemmer Skumdemper Oksygenfjerner Hydrathemmer Frostvæske Hydraulikkvæske (inkl. BOP væske) ph regulerende kjemikalier Friksjonsreduserende kjemikalier Emulsjonsbryte Vektstoffer og uorganiske kjemikalier Kjemikalier for å hindre tapt sirkulasjon Viskositetsendrende kjemikalier (ink. Lignosulfat, lignitt) Tensider Leirskiferstabilisator Emulgeringsmiddel Gjengefett Smøremidler Sementeringskjemikalier Kompletteringskjemikalier Vaske- og rensemidler Oljebasert basevæske Andre

34 34 av 85 Figur 4-2 gir en oversikt over forbruk og utslipp av borekjemikalier. Tonn Forbruk Reinjisert Figur 4-2 Forbruk og utslipp av borekjemikalier For å kunne sammenligne med tidligere år er også samlet forbruk og utslipp av kjemikalier fra Vigdis inkludert i figuren, ref årsrapport for Vigdis. Vigdis bidrar i 2003 med 21 % av forbruket og nærmere 40 % av utslippet.

35 35 av Produksjonskjemikalier Tabell 4-3 gir en oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier fra feltet. Tabell 4-3 Samlet forbruk og utslipp av produksjonskjemikalier ID-Nr Funksjon Forbruk Injisert 2 Korrosjonshemmer Avleiringshemmer Skumdemper Flokkulant Hydrathemmer Emulsjonsbryte Figur 4-3 gir en oversikt av utvikling i forbruk og utslipp av produksjonskjemikalier Tonn Forbruk Figur 4-3 Forbruk og utslipp av produksjonskjemikalier Forbruket av produksjonskjemikalier har økt med 550 tonn fra 2003 til 2004, hvorav 350 tonn skyldtes hydrathemmer (metanol). Avleiringshemmerforbruket økte med 200 tonn samme periode. Både Snorre A gikk over til gul avleiringshemmer rundt årskiftet 2003/2004. Forbruket av korrosjonshemmer er derimot redusert (30 tonn) i samme periode. Snorre A gikk over til gul korrosjonshemmer våren 2003, mens Snorre B skiftet til gul i mars 2004.

36 36 av Injeksjonskjemikalier Tabell 4-4 gir en oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier fra feltet. Tabell 4-4 Samlet forbruk og utslipp av injeksjonskjemikalier ID-Nr Funksjon Forbruk Injisert 1 Biosid Korrosjonshemmer Avleiringshemmer Skumdemper Oksygenfjerner Hydrathemmer Friksjonsreduserende kjemikalier Figur 4-4 viser forbruk og utslipp av injeksjonskjemikalier Tonn Forbruk Figur 4-4 Forbruk og utslipp av injeksjonskjemikalier På tross av at mengdene injisert sjøvann økte fra 16 til 17 mill. m3 fra 2003 til 2004, er de totale mengdene injeksjonskjemikalier gått ned med 120 tonn. I 2004 ble det brukt nærmere 70 tonn biosid mindre enn i Forbruket av hydrathemmer gikk ned 50 tonn.

37 37 av Rørledningskjemikalier Det er ikke benyttet rørledningskjemikalier siden Figur 4-5 gir en oversikt over forbruk og utslipp av rørledningskjemikalier. I år 2001 ble det brukt og sluppet ut rørledningskjemikalier fra Snorre i forbindelse med oppstart av Snorre B Tonn Forbruk Figur 4-5 Forbruk og utslipp av rørledningskjemikalier

38 38 av Gassbehandlingskjemikalier Tabell 4-5 gir en oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier fra feltet. Tabell 4-5 Samlet forbruk og utslipp av gassbehandlingskjemikalier ID-Nr Funksjon Forbruk Injisert 8 Gasstørkekjemikalier ph regulerende kjemikalier H2S Fjerner Figur 4-6 gir en oversikt over forbruk og utslipp av gassbehandlingskjemikalier. Tonn Forbruk Figur 4-6 Forbruk og utslipp av gassbehandlingskjemikalier H2S-fjerner blir benyttet både som gassbehandlings- (ca en tredel) og eksportstrømkjemikalie (ca to tredeler) på Snorre A. Totalt nyttet Snorre 313 tonn H2S-fjerner i 2004, hvorav 208 tonn ble tilsatt nedstrøm 2. trinn separator og fulgte eksportstrømmen til Statfjord A, hvor også utslippet blir rapportert for I 2003 ble det totalt bruk 244 tonn H2S-fjerner. Tidligere år er alt forbruk av H2S-fjerner på Snorre blitt registrert som gassbehandlingskjemikalier. Figur 4-6 gir dermed en noe feilaktig fremstilling av nedgangen i bruk av gassbehandlingskjemikalier. Forbruk av gasstørkekjemikalier har imidlertid gått ned 82 tonn fra 2003 til et ser ut til å være en del høyere både i 2003 og 2004 enn i 2002, ettersom det i 2002 ikke ble regnet utslipp fra gasstørkekjemikalier.

39 39 av Hjelpekjemikalier Tabell 4-6 gir en oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier fra feltet. Tabell 4-6 Samlet forbruk og utslipp av hjelpekjemikalier ID-Nr Funksjon Forbruk Injisert 1 Biosid Korrosjonshemmer Avleiringshemmer Oksygenfjerner Hydraulikkvæske (inkl. BOP væske) Vaske- og rensemidler Andre * 67,5 tonn biosid gjelder natriumhypokloritt fremstilt på plattform ved elektrolyse av sjøvann Figur 4-7 gir en oversikt over forbruk og utslipp av hjelpekjemikalier Tonn Forbruk Figur 4-7 Forbruk og utslipp av hjelpekjemikalier Hjelpekjemikalier benyttet for Vigdis er også inkludert i Figur 4-7, for å kunne sammenligne med tidligere år. Det er brukt 45 tonn mindre av hjelpekjemikalier i 2004 enn i Forbruket av hydraulikkvæske, biosid og vaskekjemikalier er redusert med ca 15 tonn hver fra forrige år. Forbruket av hydraulikkvæske er fra 2004 registrert som forbruk på Snorre A, mens utslippet er rapportert i årsrapporten til Vigdis. I 2003 ble ble både forbruk og utslipp registrert i i årsrapporten til Vigdis.

40 40 av Kjemikalier som tilsettes eksportstrømmen Tabell 4-7 gir en oversikt over forbruk og utslip av kjemikalier fra feltet. Tabell 4-7 Samlet forbruk og utslipp av kjemikalier som tilsettes eksportstrømmen ID-Nr Funksjon Forbruk Injisert 1 Biosid Korrosjonshemmer Voksinhibitor H2S Fjerner Bruken av korrosjonshemmer er gått opp ca 90 tonn i forhold til 2002 og I 2004 er ca 2/3 av H2S-fjerner forbruket på Snorre A rapportert som eksportstrømkjemikalie (tilsettes nedstrøm 2. trinn separator), ettersom utslippene skjer på Statfjord A inngår disse i årsrapporten for Statfjord. Tidligere år er denne rapport med forbruk og utslipp som gassbehandlingskjemikalie. Snorre har i 2004 unngått bruken av og faset ut friksjonshemmer, CDR-Liquid Power (LP100 Winter). Denne er tidligere blitt benyttet mer som et beredskapskjemikalie ved problemer med pumpene/eksport. 4.9 Kjemikalier fra andre produksjonssteder Ikke aktuell for Snorrefeltet Vannsporstoffer Det ble ikke benyttet vannsporstoff på Snorrefeltet i 2004.

41 41 av 85 5 Evaluering av kjemikalier Klassifiseringen av kjemikalier og stoff i kjemikalier er i henhold til den klassifisering som angis i datasystemet Chems. Klassifiseringen av kjemikalier skjer ut fra stoffenes: Bionedbrytning Bioakkumulering Akutt giftighet Kombinasjoner av punktene over Unntak her er følgende produkter som ikke enda er etablert i Chems eller som ikke kommer til å bli brukt mer og derfor ikke etableres i Chems: CATTS-101 er klassifisert som svart i Chems pga manglende giftighetstesting av organisk komponent med BOD < 20 %. Det ble brukt 0,03 tonn av dette kjemikaliet på Snorre B i forbindelse med WAG brønner i Giftighetstesting av produktet pågår. SI-445 ble benyttet på Snorre B i januar 2004 og er heller ikke godkjent i Chems. Kjemikaliet ble etter dette faset ut og erstattet av SI-4549 som er klassifisert som et gult kjemikalie i Chems. Videre bruker Snorre A hydraulikkvæsken Oceanic HW 443 tilsatt 0,003 vekt % av fargestoffet Fluorescein før utsendelse til innretningene. Vi har pt ikke HOCNF for disse blandingene og produktene er reklassifisert fra gul til rød pga Fluorescein tilsetningen. De ulike bruksområdene for kjemikaliene er oppsummert mht mengder av miljøklassene gule, røde og svarte stoffgrupper.