UTSLIPPSRAPPORT for Ekofisk feltet

Transkript

1 UTSLIPPSRAPPORT 2006 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 MILJØPROSJEK TER I AVVIK SBEHAN DLING AV OVERSKRIDELSER I ÅR Avvik ift. utslippstillatelser på feltene STATUS FOR PRO DUKSJONSMENGDER STATUS NULLUTSLIPPSARBEIDET Produksjon Bore og Brønnservicekjemikalier UTFASNINGSPLANER UTSLIPP FRA BORING BRØNNSTATUS BORIN G MED VANNBASERT BOREVÆSK E BORIN G MED OLJEBASERT BOREVÆSKE BORIN G MED SYNTETISKBASERT BOREVÆSKE TRANSPORT AV SLAM OG K AKS FRA ANNET FELT TIL EK OFISK REINJISERTE MENGDER FRA EKOFISK 2/4 T UTSLIPP AV OLJEHOLDIG VANN UTSLIPP AV OLJE O G 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- O G BRØNNKJEMIK ALIER (BRUKSO MRÅDE A) PRODUKSJONSKJEMIKALIER (BRUKSOMRÅDE B) INJEKSJONSVANNSKJEMIKALIER (BRUKSOMRÅDE C) RØRLEDNINGSKJEMIKALIER (BRUKSOMRÅDE D) GASSBEHANDLINGSKJEMIKALIER (BRUKSO MRÅDE E) HJELPEK JEMIK ALIER (BRUKSOMRÅDE F) KJEMIKALIER SO M TILSETTES EKSPORTSTRØMMEN (BRUKSOMRÅDE G) KJEMIKALIER FRA ANDRE PRODUKSJONSSTEDER (BRUK SOMRÅDE H) VAN NSPORSTOFFER EVALUERING AV KJEMIKALIER SAMLET UTSLIPP AV KJEMIKALIER BOREKJEMIKALIER PRODUKSJONSKJEMIKALIER INJEKSJONSVANNSKJEMIKALIER RØRLEDNINGSKJEMIKALIER GASSBEHANDLINGSKJEMIKALIER HJELPEK JEMIK ALIER KJEMIKALIER SO M GÅR MED EKSPORTSTRØMMEN KJEMIKALIER FRA ANDRE PRODUKSJONSSTEDER VAN NSPORSTOFFER RAPPORTERING TIL OSPAR BRUK OG UTSLIPP AV MILJØFARLIGE FORBINDELSER BRUK OG UTSLIPP AV PRIORITERTE MILJØ FARLIGE FORBINDELSER SOM TILSETNINGER I PRODUKTER iv

4 6.3 BRUK OG UTSLIPP AV PRIORITERTE MILJØ FARLIGE FORBINDELSER SOM FO RURENSNINGER I PRODUKTER UTSLIPP TIL LUFT UTSLIPP TIL LUFT FRA FORBRENNINGSPROSESSER Permanent plasserte innretninger Flyttbare innretninger UTSLIPP VED LAGRIN G OG LASTING AV RÅOLJE DIFFUSE UTSLIPP O G KALDVEN TILERING AKUTT FORURENSNING TIL SJØ AKUTTE OLJEUTSLIPP AKUTTE FORURENSN ING AV KJEMIKALIER OG BORESLAM AKUTTE FORURENSN ING TIL LUFT HISTORISK O VERSIKT FOR AKUTTE FORURENSN IN GER AVFALL FARLIG AVFALL KILDESORTERT AVFALL AVVIK SO RTERINGSGRAD VEDLEGG OVERSIKT AV OLJEINNHOLD FOR HVER VANN TYPE MASSEBALANSE FOR ALLE KJEMIKALIER ETTER FUNK SJONSGRUPPE OVERSIKT OVER ALLE AKUTT UTSLIPP OVERSIKT OVER NEDSTENGN IN GER 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 K ilde: Olje- og Energ idep., F akta 2006 No rsk petro le um svirksom he t 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 K ilde: Olje- og Energ idep., F akta 2005 No rsk petro le umsvirksom he t 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: Status pr. Feb2007 Petoro AS* % Statoil ASA % Norsk Hydro Produksjon a.s % TOTAL E&P NORGE AS % ExxonMobil Exploration and Production Norway AS % Mobil Development Norway A/S % Norske Shell Pipelines AS 4.140% Norsea Gas A/S % Norske ConocoPhillips AS % Eni Norge AS % Norske Shell 1.115% Dong 0.690% *Det er Petoro som forvalter statens direkte økonomiske engasjement (SDØE) Kilde: Olje- og Energidep., Fakta 2005 Norsk petrole umsvirksomhet 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 2/4M Ekofisk 2/4 J TYPE/FUNKSJON 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 Brønnhode/prosesseringsplattform Ekofisk feltet, ny i 2005 i forbindelse med Ekofisk Vekst prosjektet 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 En del av de opprinnelige Ekofisk-installasjonene ble overflødige på grunn av innsynking av havbunnen og Ekofisk II-utbyggingen. I oktober 1999 sendte Phillipsgruppen inn sin plan for sluttdisponering av de overflødige Ekofisk-innretningene til Olje- og Energidepartementet. Avslutningsplanen ble godkjent ved kongelig resolusjon 21. desember I juni 2002 godkjente Stortinget etterlatelse av betongunderstellet til Ekofisk 2/4T og beskyttelsesveggen. 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 produksjon i august 1998, og rengjøringen av prosessutstyr er fullført. Klargjøringen av lagercellene på Ekofisk-tanken ble avsluttet midlertidig i 2005 for å fjerne overbygningen. Deler av oljelaget og mesteparten av sedimentene er igjen i cellene. Det er utarbeidet dokumentasjon for intern vurdering og finansiering av et nytt prosjekt for å fjerne oljelaget. Aktiviteter knyttet til sedimentene blir vurdert videre i På ettersommeren 2005 startet fjerningen av den nærmere tonn tunge overbygningen på Ekofisk-tanken. I løpet av 2005 og 2006 er det fjernet ca tonn, og målsettingen om gjenbruk/gjenvinning av 96 % av overbygningen ser ut til å bli nådd med god margin. Fjerningen av overbygningen er planlagt ferdigstilt i løpet av april

7 Boreriggen Mærsk Innovator har i 2006 vært tilknyttet Ekofisk 2/4M for boring av nye brønner. Port Rigmar har fungert som flotell. Det har vært 62 nedstengninger på Ekofisk i Dette inkluderer både feltnedstengninger, plattformnedstengninger og unit nedstengninger. For fullstendig oversikt over disse nedstegningene se vedlegg Miljøprosjekter i 2006 Substitusjon av kjemikalier Det har i 2006 vært substitusjon av kjemikalier primært grunnet skifte av leverandør og miljøkrav knyttet til ny kontrakt. En ny korrosjonshemmer med langt lavere miljørisiko som uttrykt i EIF (Environmental Impact Factor) er innført på Ekofiskfeltet. Det er få røde kjemikalier igjen å substituere, og disse er det også teknisk vanskelig å erstatte. Resultater av substitusjonsarbeidet er gitt i seksjon 1.8 Utfasningsplaner. Produsertvannrensing CTour Prosjektet med installasjon av CTour, som skal behandle alt produsert vann på Ekofiskfeltet pågår i 2006 med fabrikasjon av anlegget. Hovedmodulen ble løftet på plass sommeren COPSAS informerte SFT om forsinkelser i prosjektet i Desember Dette skyldes i stor grad mangel på kvalifisert arbeidskraft. Anlegget planlegges satt i drift i Oktober Arbeidet er beskrevet i større detalj i seksjon om nullutslippsarbeidet. Ny korrosjonsbestandig rørledning Ekofisk 2/4B- Ekofisk 2/4M På grunn av miljørisiko knyttet til utslipp av kjemikalier ble det besluttet å legge ny rørledning i korrosjonsbestandig materiale. Merkostnaden for dette var ca 80. mill Kr (kapitalkostnader). For informasjon om miljørisikoreduksjon se kapittel 1.5 om nullutslippsarbeidet. Optimalisering av produsertvann renseanlegg på 2/4J Det ble i 2006 gjort en gjennomgang for å bedre olje i vann utskillelsen på 2/4J etter problemer med vannbehandlingen sommeren MATOR ble blant annet engasjert for en systemgjennomgang med fokus på innflytelse av faststoff i anlegget. Flokkulanttesting ble gjennomført med beskjedne resultater, mens igangsettelse av sandfjerningsanlegget i HP separator har gitt bedre resultater. Det ble også vurdert å starte med flotasjon i flash tank, men dette vil ikke bli utført. Ekofisk 2/4M installasjon av nullutslippsteknologi Ekofisk 2/4M er designet med mulighet for injeksjon av den første returen etter brønnoperasjoner, noe som kan bidra til mindre forstyrrelse av separasjonsprosessen. ERMS prosjektet ConocoPhillips deltar i ERMS (Environmental Risk Management System). Vi viser til kapittel om forskning og utvikling for dette prosjektet. PEMS (Predictive Emisssion Monitoring System) Som en del av et prosjekt på condition monitoring, startet COP i samarbeid med IFE ett forskningsprosjekt for å se på mulighetene for implementering av PEMS på Ekofisk 2/4J. Dette arbeidet har fortsatt i I tillegg har IFE jobbet med ett system for beregning av konsentrasjonen av olje i produsert vann. Modellen tar i tillegg til til produsertvannmålinger 4

8 hensyn til ca. 30 prosessparametre. Etablering av felles utslippsbasis og tre års reduksjonsplan En av nøkkelaksjonene innenfor HMS arbeidet i (NSBU) North Sea Business Unit i har vært å velge ut prosjekter for videre oppfølging innen for satsingen Establish baseline and three year reduction plan. Utvelgelsen skjer med basis i hvilke prosjekter som har størst effekt og kost nytte på tvers av Nordsjøen. Dette muliggjør prioriteringer på tvers av landegrenser mellom Norge og UK for å oppnå den beste kost nytten av tiltak. Prosjekter som er sett videre på er: Fakkelgass re-kompressor re-installering. Dette prosjektet er i optimaliseringsfasen. Endelig besluttning for gjennomføring blir tatt i Mulig installasjon av varmegjenvinning på turbiner på 2/4J for elektrisitetsproduksjon i en dampturbin. Aker Kværner har utført en studie på dette til en kostnad av ca 2 mill. Kr. En mulighetsstudie viser at det antagelig er mulig å installere ett slikt anlegg som kan produsere opp til 29 MW med ingen eller lav økning i CO2 utslipp. COPSAS er i sluttprosessen med å kostnadsberegne ett slikt anlegg. Kost/nytte av anlegget synes dessverre å være svak. CTour på Ekofiskfeltet, omlegging av testseparator for redusert påvirkning av produsertvannanlegg, ejektorer for bedre energieefektivitet i gasstoget på 2/4J og kabel for samkjøring av kravtleveranse mellom 2/4J og 2/4K er allerede enten gjennomført eller bestemt. 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; Utslipp til sjø: FOU/EIF Teknologiaktiviteter Overvåkning Akutte utslipp Rapportering Utslipp til luft: Arbeidsgruppe teknologi og kompetanse Arbeidsgruppe energiledelse Virkemiddelgruppe Annet: Arbeidsgruppe LRA. ConocoPhillips er også representert i utvalg for ytre miljø. 5

9 Forskning og utvikling Forskningsaktiviteten for 2006 inneholder 100 prosjekter med en kostnad på 46 millioner kroner. Medregnet Ekofisk partnerne sin andel er totalnivået på forskningsprogrammet 86 millioner kroner. Miljøandelen er på 11% av totalen. I løpet av året er det etablert et miljøprogram som innholder 12 prosjekter relatert til forskning innen Arktisk miljø. Disse prosjektene spenner over et bredt spekter og inkluderer blant annet: 11 % 11 % EOR Vær og klima, Polartorsk, Isbreenes tilbaketrekning,. Oil in Ice Infested Waters - programmet er i gang og vil teste ut eksisterende oljeoppsamlingsteknologi samt utvikle forbedret utstyr og prosedyrer for bruk i arktiske områder. Oppbygging av en database over all tilgjengelig Arktisk informasjon i Norge. I senere faser vil denne databasen bli utvidet til å gjelde andre land rundt Polhavet. En av aktivitetene i det Arktiske programmet var å etablere en miljøkonferanse. Arctic Frontiers ble arrangert i Tromsø i januar og samlet 500 deltakere fra 20 nasjoner. Andre F&U aktiviteter relatert til ytre miljø er; Norw ay 2006 R&D 3 8 % 7 % 4 % 13 % 16 % Reservoir Characterisat ion Seismic Imag ing Real Time Op eratio ns Advanced Drilling M anaged Pressure Drilling Arctic & Environment Operations Impro vement Prod uct ivity Enhancement Studere katalytisk oksidasjon av produsert vann som alternativ rensemetode. Bedre forståelsen av mekanismene rundt H2S forsuring ifm. injeksjon av produsert vann. Studere nitritt som et mulig alternativ biosid til bruk i rørledninger. 1.3 Avviksbehandling av overskridelser i år 2006 I forbindelse med avviksbehandlingen av overskridelser i år 2006 listet i tabellen under, er intern prosedyre 4920 benyttet. Alle avvik 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 Overskridelse Avvik Kommentarer ref. Ekofisk 2/4 B Drenasjevann Olje i vann Februar 2006,7 mg/l Avviket er internt reistrert og behandlet i SAP Ekofisk 2/4 B Drenasjevann Olje i vann Mai 105 mg/l Avviket er internt reistrert og behandlet i SAP Ekofisk 2/4 B Drenasjevann Olje i vann Juli 57,5 mg/l Avviket er internt reistrert og behandlet i SAP Ekofisk 2/4 B Drenasjevann Olje i vann August 61,3 mg/l Avviket er internt reistrert og behandlet i SAP Ekofisk 2/4 X Kjemikalie Bruk uten tillatelse 300 liter TechWash (reinjisert) Avviket er internt reistrert og behandlet i SAP Ekofisk Kjemikalie Bruk uten tillatelse 57 l MS-200 (11 kg rødt stoff) til utslipp 1) Avviket er internt reistrert og behandlet i SAP 1) 107 liter ligger fortsatt i ledningen mellom Ekofisk 2/4 B og Ekofisk 2/4 M og må slippes ut sommeren Overskridelsene på 2/4B drenasjevann er små i volum (ref. tabell Overskridelsene relateres til at sea sump er av et enkelt og gammelt design. Avvikene følges opp for å identifisere årsaker og redusere utslipp. Utviklingen er positiv i forhold til Målingen i februar anses ikke å være representativ. Gjeldende utslippstilletelse for PL018: not "Bruk og utslipp av kjemikalier og utslipp til luft knyttet til produksjon på Ekofisk 2/4M" - denne inkluderer oppdatering av rammetillatelse PL 018 datert 8/7-05, SFT re. 2005/ not "tillatelse til bruk av kjemikalier Eldfisk og Ekofisk ConocoPhillips" - dette gjelder egentlig bruk av CRO på ELDB, men rammen er også oppdatert 2/2-2005, SFT ref. 2005/ Tillegg: not " Bruk av eksportkjemikalie på Ekofisk 2/4J, SFT ref. 2005/ , datert 5/12/-05 not " Tillatelse til bruk og utslipp av sporstoffer Ekofisk 2/4X ConocoPhillips", SFT ref. 2005/ , datert 22/ not / "Utslipp av oljeholdig vann på Tor feltet", SFT ref. 2005/ , datert 11/ Gjelder boring/drift. Not Tillatelse til bruk og utslipp av fargestoff MS200 Conocophillips, SFT ref. 2006/ , datert Not , Utslipp av tritiert vann til grunn på Tor, datert Not , Utslipp av radioaktive stoffer, SSV ref. 2005/01184/425.1/ITH, datert Not , Injeksjon av kvikksølvholdig materiale fra rør-og produksjonsanlegg på Ekofisk, SFT ref. 2003/ , datert

12 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

13 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

14 Figur 1-3 Produsert vann (m 3 ) EKOFISK FELTET Vannproduksjon prognose ,000,000 10,000,000 8,000,000 m3 6,000,000 4,000,000 2,000, Prognosen angir en forventet midlertidig nedgang i produsert vann i

15 1.5 Status nullutslippsarbeidet Det er i 2006 levert to rapporter til SFT som omhandler status på nullutslippsarbeidet i PL 018 området. Rapportering av kostnadstall og EIF verdier i forbindelse med nullutslippstiltak, Juni Ekstrarapportering i forbindelse med nullutslippsarbeidet 2006, Oktober I tillegg møtte Conocophillips SFT 7. Desember for å informere om forsinkelser i forbindelse med oppstart av CTour anlegget på Ekofisk 2/4J 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%, samt at olje i vann nivået reduseres fra ca. 20 mg/l til 1-2 mg/l i Ctour systemet. Valgt konsept i 2005 ble en løsning med injeksjon av kondensat nedstrøms eksisterende hydrosykloner og ett helt nytt fjerningsanlegg. Denne nedsstrømsløsningen ble vurdert å være mest robust. Kostnadene med dette tiltaket er ca millioner Kr (Nettonåverdi). Og kost /nytte ca Kr/EIF redusert. Siden Ctour ikke fjerner vannløselige kjemikalier vil det i prosjekter bli tatt hensyn til dette. Derfor ble ny Ekofisk 2/4B-2/4M rørledning lagt i korrosjonsbestandig materiale for å unngå bruk av biosid og korrosjonshemmere. Merkostnadene er ca 80 mill Kr (kapital ) og 46 mill Kr (Netto nåverdi). Kost nytte er ca Kr/EIF redusert. Nedenfor er vist forventet miljørisiko som beregnet i EIF modellen. Grafene viser effekt av CTour og korrosjonsbestandig rørledning. Det er viktig å presisere at EIF ikke er noen absolutt verdi for miljørisiko og at endringer i produsertvannmengder og spesielt behov for biosider og korrosjonshemmere i produksjonen har stor effekt på miiljørisiko i modellen. 12

16 EIF utvikling base case og løsninger EIF Base case Ctour inkl. korr. Bestandig rørledning Korrosjonsbestandig rørledning 2/4B-2/4M Kjemikalier COP har i 2006 skiftet leverandører for produksjonskjemikalier. For nullutslippsarbeidet har skifte av korrosjonshemmer hatt betydning med hensyn til redusert miljørisiko. Arbeidet med å fase ut røde stoffer, som er ett av hovedmålene i nullutslippsrabeidet fortsetter. En full oversikt over produkter er gitt i seksjon om substitusjon av kjemikalier. Utviklingen i utslipp av røde stoffer viser en fortsatt reduksjon i 2006 i forhold til 2005 med ca 50%. Figur viser utslipp av røde produksjonskjemikalier eks. boring og brønnservice 13

17 Red (hazardous) Chemical Discharge ConocoPhillips Utslippsrapport for 2006, Ekofisk-feltet Ekofisk OU-operations ,6 Red chemicals definition Chemicals containing substances that are prioritised for substitution due to inherent env. Hazardous properties Tons Almost 50% reduction ,3 1,7 0,1 0,130,080,07 0,1 0,08 0,1 0,09 0,04 0,02 0,020, F A J A O D year/monthly Cum Actual 2006 YTD:0,88 Checked no data for Tabellen nedenfor viser prioriterte tiltak i nullutslippsarbeidet på Ekofisk. Prioriterte tiltak - Ekofisk Tiltak Status Tidsplan for Ansvarlig enhet gjennomføring CTour Installasjon 2006/2007 Ansvarlig: Ekofisk drift. Utførende: Prosjekt avdeling Igangsettelse/optimalisering Oktober 2007 Ansvarlig: Ekofisk drift. Utførende: Prosjekt avdeling Substitusjon vannløselig korrosjonshemmer (Gulhøy EIF) Denne er substituert på 2/4A-2/4FTP rørledningen og 2/4B-2/4 FTP Utført Ekofisk Drift Substitusjon/redusert bruk av oljeløselig korrosjonshemmer (rød) og skumdemper (rød) rørledningen Kvalifisering av gult alternativ pågår 2007 Ekofisk Drift Bore og Brønnservicekjemikalier Hovedaktivitetene for nullutslippsarbeidet i boring og brønnservice i 2006 har fortsatt vært å fase ut og redusere utslipp av røde og sorte stoffer. Figurene under viser prosentandel fordeling av utslipp av kjemikalier i boring og brønnservice fordelt på SFT fargeklassifisering for I boring er utslipp av røde og sorte kjemikalier 0 % av total utslipp, i forhold til 0,07 % i I brønnservice er utslipp av røde kjemikalier på 0,41% av totale utslipp, kontra 2% i Prosentandel fordeling av utslipp av kjemikalier i boring og brønnservice fordelt på SFTs fargeklassifisering for

18 2006 Utslipp av borekjemikalier per fargekategori 2006 Utslipp av brønns ervice kjemikalier per farge kategori 56% 44% Grønn Gul Rød Svart Vann 42% 24% Grønn Gul Rød Vann 0% % % 0.41% 34% Håndtering av tilbakestrømning fra brønnintervensjoner er en del av nullutslippsarbeidet i boring og brønn. To prosjekter har gått parallelt for å vurdere miljørisiko av utslipp fra brønnintervensjoner og tiltak for reduksjon av miljørisiko. Det ene prosjektet har vært i regi av OLF hvor ConocoPhillips var leder av gruppen. Prosjektet har hatt som mål å utarbeide en felles metode for estimering av utslippfaktorer fra brønnstimuleringsaktiviteter. Prosjektet har også sett på hvordan miljørisiko, EIF, fra brønnintervensjonsutslipp bør kalkuleres. Prosjekt var ferdig i mai 2006 (Discharge factors for chemicals after well treatment; Results from the OLF working group project, Aquateam Project No. O-05107) og ConocoPhillips tar sikte på å implementere metoden for estimering av utslippsfaktor i ConocoPhillips jobber også med å innarbeide KIV beregning på komponent nivå for all brønnintervensjonskjemikalier for 2007 rapportering. Internt i ConocoPhillips pågår prosjektet for å kvantifisere returstrømmen fra brønnintervensjoner. Kjemisk analyse av brønnintervensjonskjemikalier har vært mer komplisert enn forventet. Derfor har vi i 2006 brukt vannsporstoff under en syrestimuleringsoperasjon for å gi oss en bedre oversikt av returstrømmen. Vi tar sikte på å sammenfatte resultatene fra analysene av returstømmen med metode for estimering av utslippsfaktor for å kvantifisere utslipp fra brønnintervensjoner. I tillegg er det planer for å beskrive en metode for å beregne EIF fra brønnintervensjoner, i regi av ERMS prosjektet. Planene er beskrevet i kapittel 1.2. ConocoPhillips tar sikte på å bruke dette for å beregne EIF for brønnintervensjonsutslipp og vurdere tiltak til nullutslippsløsninger. Prioriterte tiltak - Boring Tiltak Status Tidsplan for Ansvarlig enhet gjennomføring Substitusjon gjengefett Pågående Innen 2007 Well Ops Substitusjon jekkefett Pågående Se kapitt Well Ops elet under som o mhandler utfasingskjemikalier Smørefri casing Pågående Ubestemt Well Ops Substitusjon sorte og røde kjemikalier i borevæsker, komplettering og sement som går til sjø. Se kapittelet som omhandler utfasingsplaner. Praktisk null nivå. Kun gjengefett og jekkefett som har utslipp. Utført Well Ops 15

19 Prioriterte tiltak - Brønnservice Tiltak Status Tidsplan for gjennomføring Håndtering av Pågår. Se tekst skrevet Innen 2007 tilbakestrømning fra over. brønnoperasjoner Substitusjon sorte og røde kjemikalier. Pågående. Se kapittelet som omhandler utfasingsplaner Innen 2007, avhengig av tilgjenglighet av alternative produkter, kostnytte og miljørisiko Ansvarlig enhet Well Ops Well Ops 1.6 Utfasningsplaner Utfasingsplanene som gitt nedenfor omfatter kjemikalier som er omfattet av rammetillatelsen med SFT. Produkter som ikke er omfattet av tillatelsen er ikke oppgitt i dette avsnittet. Følgende kategorier er opprettet av SFT som støtte for klassifisering av kjemikalier som prioriterte for substitusjon med hensyn til ytre miljø: 1) Sort kategori Sort kategori omfatter stoffer 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 stoffer med følgende økotoksikologiske egenskaper kategoriseres som sorte: Stoff som har både biodegradering BOD28 <20 % og bioakkumuleringspotensial Log Pow 5. Stoff som har både biodegradering 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 stoffer 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 For stoffer som er moderat nedbrytbare (tilsvarende biodegradering BOD28 mellom 20 og 60%) skal egenskapene til nedbrytningsproduktene vurderes. Nedbrytningsprodukter som vurderes som miljøfarlige skal prioriteres for substitusjon. 16

20 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 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. Det er produkter på utfasingslisten grunnet yrkeshygieniske egenskaper. Det er en økende antall saker der hensyn til ytre miljø og arbeidsmiljø er forskjellige. Alle produkter i etterfølgende tabeller er identifisert som prioritert for utfasing Bore- og brønnkjemikalier (Bruksområde A) Per var følgende kjemikalier faset ut: Korrosjonshemmer for brønnintervensjon i rød kategori ble erstattet av gul korrosjonshemmer. Dette kjemikaliet er når omklassifisert til rødt fra ihht endring i regelverket. To emulgeringsmidler for oljebasert slam ble erstattet i 2006; i tillegg ble Versatrol utfaset i Versatec oljebasert boresystem, men kan ikke ennå erstattes i WARP eller Paratherm oljebasert boresystem. Defoam AL har erstattet Defoam NS, begge produkter er gul SFT kategori, men Defoam AL er mer effektiv enn NS og forbruk av AL er dermed en tredjedel av forbruket av NS Tre sementeringskjemikalier av SFTs røde kategori ble erstattet av kjemikalier i gul kategori. Det har vært en svært god utvikling i substitusjon for brønnoperasjonskjemikalier generelt. Vi har sett stor fremgang i prosessen for utfasing av gjengefett og vi forventer at alle røde og svarte gjengefettprodukter blir fullstendig skiftet ut med gult gjengefett tidlig i COPNo jobber tett med Maersk for å erstatte jekkefettet brukt til de oppjekkbare riggene, i håp om å finne teknisk gode erstatningsprodukter innen Innenfor brønnintervensjonskjemikalier har vi hatt en god utvikling i substitusjonsarbeidet, men endring i regelverket har berørt et par kjemikalier som nylig var introdusert som erstatning til røde kjemikalier. Leverandørene har brukt mye ressurser på å utvikle kjemikalier i gul kategori, og jobber videre med saken. Vi ser imidlertid en tendens til at substitusjon av de gjenværende røde kjemikaliene fører til at mer giftige produkter, men med god evne til 17

21 bionedbrytbarhet, blir brukt. Vi skal opprettholde fokus på bruk av miljørisiko verktøy, EIF, på styring av faktisk miljørisiko. Tabellene under viser status for utfasing av alle røde og sorte kjemikalier som er i bruk i boring og brønnservice. Utfasing av kjemikalier i Boring Substitusjons kjemikalie Status utfasing Nytt kje mikalie Be grunne lse Utslipp til sjø? Priorite t 1-bromonapthalene Erstatningsprodukt ikke identifisert RØD NEI LAV Bentone Erstatningsprodukt ikke identifisert RØD NEI LAV Bentone Erstatningsprodukt ikke identifisert RØD NEI LAV Bestolife 2010 NM Ultra Bestolife 3010 Ultra Delvis skiftet ut; fullstendig ut skifting innen 2007 Delvis skiftet ut; fullstendig ut skifting innen 2007 Jet Lube Seal Guard ECF RØD JA HØY Bestolife 3010 NM Special RØD JA HØY CFR-3L Utfaset 2006 CFR-8L RØD NEI MED Flozan L Injeksjons- og beredskapskjemikalie Erstatningsprodukt ikke identifisert RØD NEI LAV Halad 413L Ufaset 2006 Halad 300L / Halad 400L RØD NEI HØY Halad 600 LE+ Ufaset 2006 Halad 300L RØD NEI HØY Jet Lube Kop r Kote Delvis skiftet ut; fullstendig utskifting innen 2007 Jet Lube NCS 30 (ECF) SORT NEI HØY 18

22 Substitusjons kjemikalie Status utfasing Nytt kje mikalie Be grunne lse Utslipp til sjø? Priorite t SCR-500L Beredskapskjemikalier / HPHT Retarder Erstatningsprodukt ikke identifisert; RØD JA MED Statoil Multidope Mulig erstatningsprodukt identifisert men ikke teknisk vurdert ennå gogodgod RØD JA HØY Ultralube II Utfaset 2006 Ultralube II (e) RØD NEI LAV VersaTrol Delvis Parafloss RØD NEI LAV Versavert PE Utfaset 2006 Paramul RØD NEI LAV Versavert SE Utfaset 2006 Parawet RØD NEI LAV Zonesealant Utfaset 2006 Zoneseal 3000/ Zoneseal 4000 RØD NEI HØY 19

23 Utfasing av kjemikalier i Brønnservice Substitusjons kjemikalie Status utfasing Nytt kjemikalie Begrunnelse Utslipp til sjø? Priorite t Liquid Stone LSP-1 FL-32L Erstatnings-produkt ikke identifisert RØD NEI MED A259 Utfaset 2006 B208 (gul i 2006) RØD JA HØY B Erstatnings-produkt under utvikling RØD JA HØY J564 innen 2Q 2007 B269 RØD JA HØY HZ Erstatnings-produkt identifisert - GUL RØD NEI HØY Produksjonskjemikalier (Bruksområde B) Skumdemperapplikasjonen er svært vanskelig å substituere teknisk. Det er i Januar 2007 gjort felttester med gule skumdempere. Testene viser gode resultater, men produktene må kvalifiseres over en lengre periode. Leverandørindustrien har utført mye utviklingsarbeid i forbindelse med denne type produkter. Det er funnet ett alternativ til oljeløselig korrosjonshemmer, men en endelig teknisk kvalifisering av produktet gjenstår. Produksjonskjemikalier Substitusjons Kjemikalie Status utfasing Nytt kjemikalie Begrunnelse Prioritet Skumdemper DFO Oljeløselig korrosjonshemmer CRO Biosid EC 6207A Vannløselig korrosjonshemmer CRW Korrosjonshemmer FX mulige gule kandidater 2007 kvalifisering av FX 2411 pågår. Utført 2006 FX 1850 _ RØD RØD Yrkeshyg. (fareklasse 4) Gul, men Høy EIF Meget gode miljøegenskaper, men Yrkeshyg. (fareklasse 4) HØY HØY HØY 20

24 Injeksjonskjemikalier (Bruksområde C) Det ble i 2004 funnet alternativ til rød surfaktant i vanninjeksjonsbiosid SOC 5500 LF. Det nye produktet het Biotreat Det ble imidlertid vurdert at biosiden kunne erstattes med gul biosid som allerede brukes på ett annet sted i vanninjeksjonen. Bruken av SOC 5500LF opphørte i 2005 på 2/4K. Videre er bruken av biosid kraftig redusert over en toårsperiode. Gassbehandlingskjemikalier (Bruksområde E) Ingen gassbehandlingskjemikalier er prioritert for substitusjon. H 2S fjerner og reaksjonsprodukt blir normalt injisert i grunnen, og utgjør derfor en lav miljørisiko. I begynnelsen av 2006 har det imidlertid vært en periode med utslipp av H 2 S fjerner grunnet brukerkonflikt med injeksjon av slurry. Dette ble utbedret på våren Hjelpekjemikalier (Bruksområde F) Alle hjelpekjemikalier i bruk er i gul kategori, og vurderes videre ikke å gi høy miljørisiko. Eksportkjemikalier (Bruksområde G) Korrosjonshemmer EC 1410A i svart kategori ble utfaset i 2006 med ett produkt FX 2772 i rød kategori. Applikasjonen er meget krevende teknisk. Det trenges en lengre periode med teknisk overvåkning av dette nye produktet. Miljømessig er det også svært viktig at korrosjonshemmeren som beskytter hovedrørledningen opprettholder den tekniske integriteten av rørledningen. Det brukes friksjonsreduserende middel i rørledningen til Teeside. Det skal i 2007 evalueres alternativer til dagens produkt. Det er imidlertid tvilsomt at det finnes gule produkter på markedet. Eksportkjemikalier Substitusjons kjemikalie Status utfasing Nytt kjemikalie Begrunnelse Prioritet Korrosjonshemmer FX 2772 Friksjonsreduse rende middel LP100 Effekt ved skifte fra svart kjemikalie EC 1410A må vurderes en periode Ny evaluering 2007 trolig ikke gule kandinater. - Rød Medium - Anbud/rød Medium 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 Boreoperasjoner på feltet i 2006 Brønn Type Vannbasert Olje 2/4-K-16 Produksjon Slotrecovery 2/4-K-19 Produksjon Slotrecovery 8 1/2, 12 ¼, 14 ¾ Produksjon Seksjon 8 2/4-K-26 A 1/2" 8 1/2, 12 ¼, 14 ¾ 2/4-K-28 Produksjon Slotrecovery 2/4-M-10 Produksjon Seksjon 26" 8 1/2, 12 ¼, 16 Produksjon Seksjon 27" 2/4-M-11 2/4-M-13 Produksjon 8 1/2, 12 ¼, 17 ½ 2/4-M-14 Produksjon Seksjon 27" Produksjon Seksjon 27" 2/4-M /2, 12 ¼, 17 ½ 2/4-M-16 Produksjon 8 1/2, 12 ¼, 16 2/4-M-20 Produksjon 6 ½, 7 1/4, 8 1/2, 12 ¼, 16 2/4-M-21 Produksjon 12 ¼, 16 2/4-M-25 Produksjon Seksjon 27" Produksjon Seksjon 26" 2/4-M-26 2/4-M-27 Produksjon 8 1/2,12 ¼, 16 2/4-M-29 Produksjon Seksjon 27" 2/4-M-2 Produksjon 8 1/2,12 ¼, 16 2/4-M-4 Produksjon 8 1/2,12 ¼ 2/4-M-6 Produksjon Seksjon 27" 2/4-M-8 Produksjon Seksjon 27" 2/4-M-10 A Produksjon 8 1/2, 12 ¼ 2/4-X-1 Produksjon Slotrecovery, 8 1/2, 12 ¼ 2/4-X-4 Produksjon Slotrecovery, 8 1/2, 12 ¼, 14 22

26 2.2 Boring med vannbasert borevæske Tabell Bruk og utslipp av vannbasert borevæske Brønnbane Forbruk av borevæske Utslipp av borevæske - masse Borevæske injisert Sendt borevæske til land Borevæske etterlatt i hull eller tapt til formasjon Innretning 2/4-K EKOFISK K 2/4-K EKOFISK K 2/4-K-26 A EKOFISK K 2/4-K EKOFISK K 2/4-M EKOFISK M 2/4-M EKOFISK M 2/4-M EKOFISK M 2/4-M EKOFISK M 2/4-M EKOFISK M 2/4-M EKOFISK M 2/4-M EKOFISK M 2/4-M EKOFISK M 2/4-M EKOFISK M Inkludert i disse tallene er også utslipp i forbindelse med åpent slamsystem (dvs. uten stigerør). Tabell Disponering av kaks ved boring med vannbasert borevæske Brønnbane Lengde (m) Teoretisk hullvolum (m3) Total mengde kaks generert Eksportert borekaks til andre felt Utslipp av borekaks til sjø Masse borekaks injisert Sendt borekaks til land Innretning 2/4-K EKOFISK K 2/4-K EKOFISK K 2/4-K-26 A EKOFISK K 2/4-K EKOFISK K 2/4-M EKOFISK M 2/4-M EKOFISK M 2/4-M EKOFISK M 2/4-M EKOFISK M 2/4-M EKOFISK M 2/4-M EKOFISK M 2/4-M EKOFISK M 2/4-M EKOFISK M 2/4-M EKOFISK M 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. 23

27 Tabell Boring med oljebasert borevæske Brønnbane Forbruk av borevæske Utslipp av borevæske - masse Borevæske injisert Sendt borevæske til land Borevæske etterlatt i hull eller tapt til formasjon Innretning 2/4-K-19 A EKOFISK K 2/4-K-26 A EKOFISK K 2/4-M EKOFISK M 2/4-M-10 A EKOFISK M 2/4-M EKOFISK M 2/4-M EKOFISK M 2/4-M EKOFISK M 2/4-M EKOFISK M 2/4-M EKOFISK M 2/4-M EKOFISK M 2/4-M EKOFISK M 2/4-M EKOFISK M 2/4-X EKOFISK X 2/4-X EKOFISK X Tabell Disponering av kaks ved boring med oljebasert borevæske Brønnbane Lengde (m) Teoretisk hullvolum (m3) Total mengde kaks generert Eksportert borekaks til andre felt Utslipp av borekaks til sjø Masse borekaks injisert Sendt borekaks til land Midlere konsentrasjon av basevæske som vedheng på kaks (g/kg) Utslipp av basevæske som vedheng på kaks Innretning 2/4-K-19 A EKOFISK K 2/4-K-26 A EKOFISK K 2/4-M EKOFISK M 2/4-M-10 A EKOFISK M 2/4-M EKOFISK M 2/4-M EKOFISK M 2/4-M EKOFISK M 2/4-M EKOFISK M 2/4-M EKOFISK M 2/4-M EKOFISK M 2/4-M EKOFISK M 2/4-M EKOFISK M 2/4-X EKOFISK X 2/4-X EKOFISK X Boring med syntetiskbasert borevæske Det har ikke vært boret med syntetiskbasert borevæske på Ekofisk-feltet i år

28 2.5 Transport av slam og kaks fra annet felt til Ekofisk Slurry volume importert til Ekofisk i 2006 kom fra boreoperasjoner på Eldfisk B og Tor. Tabell Borekaks importert fra felt Væsketype Importert fra annet felt Oljebasert Syntetisk Eldfisk B og Tor sender kaks til Ekofisk X for reinjeksjon. 2.6 Reinjiserte mengder fra Ekofisk 2/4 T Mengder transportert fra Ekofisk 2/4 T til Ekofisk 2/4 X for Reinjeksjon, som del av Rengjøringen av Ekofisktanken: Olje: Diesel: liter liter 25

29 3 UTSLIPP AV OLJEHOLDIG VANN 3.1 Utslipp av olje og oljeholdig vann Samlede utslipp av hver utslippstype i år 2006 Tabell 3.1 Utslipp av olje og oljeholdig vann Vanntype Produsert Total vannme ngde (m3) Dispergert oljekonsentr asjon til sjø (IR freon) (mg/l) Dispergert oljemengde til sjø (IR freon) Oljeinde x til sjø (ISO metode) (mg/l) Fortregning Oljeindex mengde til sjø (ISO metode) Injisert vannmen gde (m3) Vannvolu m til sjø (m3) Eksportert vannmeng de (m3) Importert vannmeng de (m3) Vann i olje eksportert (m3) Drenasje Høyt drenvannsresultat for Februar 2006 på Ekofisk B skyldes en prøve på 6000 mg/l som trekker snittet opp og at denne antagelig ikke er representativ for utslippet i perioden Avvik Det er registrert 4 avvik for drenasjevann på Ekofisk 2/4 B. Se kap for nærmere beskrivelse 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 26

30 Ekofisk 2/4J plattformen mottar hydrokarboner fra Ekofisk, Tor og Eldfisk feltet., men produsertvann mottaes bare fra plattformene Ekofisk 2/4X, Ekofisk 2/4C og Ekofisk 2/4A.. Ekofisk 2/4M sender i tillegg lavtrykksbrønner til 2/J lavtrykkseparator for behandling. 1. Rensing av vann fra produksjonsseparatorene På Ekofisk 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 avgassingstanken som resulterer i at vann sluppet ut inneholder mindre olje enn tillatt grenseverdi (40 mg/liter i 2006). 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. I 2004 ble det gjort en endring slik at det er mulig å lede produsertvann sammen med olje fra testseparator direkte til eksportlinje. Ved brønnoperasjoner blir det vurdert om første del av tilbakestrømmingen skal eksporteres for å unngå olje i vann problemer. Skitten vannside i flash tank føres 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 er to utløp av renset vann fra drenvannsentrifugen. Når 27

31 denne er i drift som produsertvannsentrifuge 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. Ett EPCON testanlegg var inntil årskiftet 2005/2006 installert oppstrøms sentrifugene. Dette ble avsluttet da det ble vurdert at uren nitrogen som ble bruk i dette anlegget kunne føre til korrosjon. 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. 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 normalt 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. 28

32 Skisse av renseanlegg for oljeholdig vann, Ekofisk 2/4 B-K 2/4B VANN 2/4B-K gass Prod. sep olje flare 2/4K 2/4J gass Avgassingstank 2/4K Prod. sep vann vann GFU Skum sep. Utslipp av prod. vann olje + vann olje + vann overløp til sjø olje + vann slop oil tank olje(+vann) collection tank vann seasump visio 1E IMS/IKR m:3p\visio\ekobvann Etter testing og evaluering ble vannbehandlingsanlegget på 2/4 K forenklet en del i løpet av Den 18.mars 1998 ble surge tanken i anlegget satt ut av drift, og 15.september 1998 ble plateseparatorene i anlegget satt ut av drift. Dette har totalt bidratt til en bedret renseeffekt i anlegget. Produsert vann separeres i produksjonsseparatoren og testseparatoren på 2/4 B; en liten vannmengde (ca 0.5%) går med oljen til 2/4J, og resten blir sendt til vannbehandlingsanlegget. Produsert vannet føres til avgassingstank; der formålet er å redusere trykket i væsken til omtrent atmosfærisk trykk slik at medrevet gass lettere kan frigjøres og dra med seg olje til overflaten. Til slutt kommer det produserte vannet til gassflotasjons enheten (GFU) som trekker gass inn i vannet for å øke skummingen, og dermed skimming av olje i tanken før vannet slippes ut i sjøen. Utskilt olje fra de forskjellige renseprosessene samles og dreneres til spilloljesumpen for tilbakeføring til produksjonen. Det tas daglig olje i vann prøver fra utløp til sjø. Konsentrasjonene av olje blir vektet med vannproduksjon for hver måned. Produsertvannanlegget fungerer meget godt i 2006 med ett olje i vann gjennomsnitt på ca 7 mg/l. 29