Årsrapport til SFT Snorre A og Snorre B AU-EPN OWE SN-00042

Transkript

1 Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 1 av 106

2 Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 2 av 106

3 Innhold 1 Status Generelt Utslippstillatelser Kommentarer fra SFT til årsrapport Overskridelser av utslippstillatelsen Status forbruk Status nullutslippsarbeidet Kjemikalier som skal prioriteres for utfasing Utslipp fra boring Boring med vannbasert borevæske Boring med oljebasert borevæske Boring med syntetisk borevæske Borekaks importert fra andre felt Boreaktiviteter Utslipp av oljeholdig vann Utslipp av olje med produsert vann Utslippskilder og renseanlegg Snorre A og Vigdis Utslipp av olje med vann Analyse og prøvetaking av oljeholdig vann Utslipp 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 Bore- og brønnkjemikalier Produksjonskjemikalier Injeksjonskjemikalier...55 Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 3 av 106

4 5.5 Rørledningskjemikalier Gassbehandlingskjemikalier Hjelpekjemikalier Kjemikalier som tilsettes eksportstrømmen Kjemikalier fra andre produksjonssteder Vannsporstoffer Rapportering til OSPAR Kjemikalier som inneholder miljøfarlige forbindelser Forbindelser som står på Prioritetslisten, St.melding.nr 25 ( ), som tilsetninger og forurensninger i produkter Utslipp til luft Forbrenningsprosesser Utslipp fra feltet Utslipp 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...77 Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 4 av 106

5 Innledning Rapporten dekker utslipp til sjø og luft, samt håndtering av avfall fra Snorre i år 2007, og er bygd opp i henhold til SFTs retningslinjer for årsrapportering fra Petroleumsvirksomheten (Opplysningspliktforskriften). Utslipp fra Vigdis som skjer fra Snorre er også inkludert i rapporten. Det vil, som i årene fra og med 2003, lages egen årsrapport til Statens forurensningstilsyn for Vigdis, ref dok. nr, som dekker utslipp i forbindelse med boreaktiviteter på feltet, samt utslipp av hydraulikkvæske. Denne tilsettes fra Snorre A-plattformen, men går til utslipp på bunnrammen 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 ble utarbeidet av Drift Vest sin HMS-enhet i Undersøkelse og produksjon Norge (EPN OWE HSE) og registrert i EW (Environmental Web) til 1. mars. Rapporten ble videre oppdatert 11. april etter kvalitetssjekk i OLF-regi, i henhold til logg gitt i EW. Kontaktperson hos operatørselskapet er Anne Aasland Bøyum, telefon , e-postadresse anab@statoil.com. Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 5 av 106

6 1 Status 1.1 Generelt 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 og (Figur 1-1). Det er produsert olje og gass fra Snorrefeltet siden august Reservoaret er krevende og sammensatt med mange store forkastninger. Sandsteinslagene, som ligger på meters dyp, har oljebelter med varierende utvinningsgrad. For å opprettholde trykket i reservoaret nyttes både vann-, gass- og alternerende vann- og gassinjeksjon (VAG). I deler av reservoaret har det er også vært nyttet skumassistert injeksjon (FAWAG). Feltet ble først bygget ut med stålplattformen Snorre A. Denne integrerte bore-, produksjons- og boligplattformen er forankret til havbunnen med strekkstag. Snorre A er utbygd med to prosessanlegg, et for egenprosessering og et som tar imot produksjonsstrømmen fra Vigdis. Et undervanns produksjonssystem er plassert på havbunnen rundt seks kilometer nordøst for plattformen (Snorre A UPA). Vanndypet i området er meter. Delvis stabilisert olje og gass fra Snorre A transporteres i rørledning til Statfjord A-plattformen for endelig prosessering. Gassen fra Vigdis injiseres på Snorre A og brukes til drift av kompressor turbiner for Snorre A og Vigdis. Stabilisert olje fra Vigdis går til Gullfaks A for lasting og lagring. Oljen føres om bord i tankskip, mens gassen sendes videre til kontinentet via rørsystemet Statpipe. I juni 2001 ble -plattformen satt i produksjon. Den halvt nedsenkbare bore-, produksjons- og boligplattformen ligger rundt sju kilometer nord for A-plattformen. Stabilisert olje fra 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. Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 6 av 106

7 Figur 1-1 Snorrefeltets grenseflater mot andre felt Nøkkeldata Snorre A og Beliggenhet : Blokk 34/4 Snorre A: Blokk 34/7 Rettighetshavere Petoro 30 % Norsk Hydro Produksjon AS 17,77 % Statoil ASA 15,55 % (operatør) ExxonMobil Exploration & Production Norway AS 11,58 % Idemitsu Petroleum 9,60 % RWE Dea Norge AS 8,28 % Total E&P Norge AS 6,18 % Hess Norge AS 1,04 % Produksjonsstart Snorre A: 1992 : 2001 Gjenværende res. 87,4 millioner Sm3 olje (pr ) 0,9 milliarder Sm3 gass 0,3 millioner tonn NGL *Kilde; Oljedirektoratets faktasider 2007 Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 7 av 106

8 Tabell 1-1 Sentrale utslippstall for Snorre Utslippstype Produsert vann til sjø (m 3 ) Olje fra oljeholdig vann til sjø CO 2 (inkl rigger) Akutte utslipp av olje, mengde (m 3 ) 3,4 66,9 * 1,9 0,1 0,1 0,06 21,18 * 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 hadde vedlikeholdsstans høsten 2004 og i hele april Det var også en to ukers stans ca 23. oktober 2006, og under den ble det foretatt en maursyrebehandling og annet korrektivt arbeid. I 2007 var det revisjonsstans i hele august, for bygging av ny boligmodul, nytt kontrollrom samt installering av nullutslippstiltak for rensing av produsert vann og det skal også være revisjonsstans i var nedstengt i forbindelse med en revisjonsstans i juni 2005, og det er på planen en revisjonsstans fra 6. til 16. april 2008 samt en lengre stans i Det ble utført ISO-revisjon av DNV på Snorre A i 2005 og på i ytre miljøverifikasjon ble utført på begge innretninger i I tillegg utførte Ernst & Young en revisjon av HMS-regnskapet til Snorre i november I 2007 ble det gjennomført en intern verifikasjon av Snorre landorganisasjon. 1.2 Utslippstillatelser 2007 Snorre mottok utslippstillatelse 23. desember 2002 basert på de nye forskriftene (jf brev fra SFT av 27. desember 2001), og som akseptert fra SFT overtok Statoil denne tillatelsen ved operatørovertakelsen. Snorre sendte ny søknad om oppdatering av rammetillatelse 19. juni 2006 (M-TO SN ) med nye oppdateringer i januar 2008 og har mottatt draft av ny tillatelse fra SFT. Tabell 1-2 Gjeldene utslippstillatelser SFT Type tillatelse Dato gitt Varighet Rammetillatelse (02/ ) Bruk av oljebasert borevæske fra og med 16 (17 ) seksjon ved boring på Snorrefeltet (2002/ ) Inntil ny tillatelse Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 8 av 106

9 1.3 Kommentarer fra SFT til årsrapport 2006 SFT sendte kommentarer vedrørende årsrapport for 2006 til Statoil 24. september 2007 (2002/ ). Statoil besvarte dette brevet 31. oktober 2007 (M-TO SN ) samt i felles brev fra OLF 29.november 2007 (Årsrapport-2006/ed). 1.4 Overskridelser av utslippstillatelsen Overskridelser på Snorrefeltet i 2007 er gitt i tabell under; Tabell 1-3 Overskridelse av utslippstillatelsen Utslippstillatelsens ramme/ Myndighetskrav Ihht Aktivitetsforskriften kap. X-II, 55; Innholdet av olje i vann skal ikke overstige 30 mg olje per liter vann som veid gjennomsnitt for en kalendermåned. Ihht Aktivitetsforskriften kap. X-II, 55. Avvik Drenasjevann Snorre A I august og september oversteg Snorrea snittet for tillatt oljekonsentrasjon i drenasjevann. Totalt utgjorde dette 675 kg olje samlet for disse månedene. Drenasjevann I april ble det sluppet ut 419 m3 med vann fra åpent avløp med en gjennomsnittlig olje-indeks på 44 mg/l. Dette utgjorde totalt 18.6 kg olje-indeks mengde. Eventuelt Snorre A var nedstengt ifm revisjonsstans hele august. Det ble tatt noen få prøver som ble analysert i etterkant. Enkelte prøver ble funnet å inneholde høye verdier, og disse ble benyttet for flere dager opptil en hel uke (gjelder også de 6 første dagene i september). Saken er avviksbehandlet internt, med tiltak for å hindre tilsvarende ved neste stans. Snitt for øvrige mnd dette året er 12 mg/l og ca 25 kg olje pr mnd. Avvik er behandlet internt i Synergi, ref RUH Status forbruk Tabell 1-4 og tabell 1-5 oppsummerer forbruk- og produksjonsstatus for feltet for rapporteringsåret. Forbruks- og produksjonsdata er gitt av Oljedirektoratet og omfatter ikke diesel brukt på flyttbare innretninger (dvs ikke avgiftspliktig diesel). Avvik mellom dieselmengder i kapittel 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 (det vil si rikgass). Snorre finner ikke overenstemmelse mellom data gitt i Tabell 1-4 og dieseldata innrapportert for CO 2 -avgift. 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 nasjonalbudsjett for Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 9 av 106

10 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 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 Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 10 av 106

11 Olje og vann fra Snorre - Gass fra Snorre inkl. Vigdis Produsert Olje Snorre A & B Produsert Vann Snorre A og B Produsert Gass Snorre inkl Vigdis 3,0000 2,5000 MSm3 Olje og Vann ,0000 1,5000 1,0000 0,5000 0,0000 Figur 1-2 Historiske data for produksjon av olje fra oppstart i 1992, samt prognoser ut feltets levetid. 1.6 Status nullutslippsarbeidet Dokumentasjon og møter med SFT med tilknytning til nullutslippsarbeidet; - Nullutslippsrapport til SFT, 1. juni 2003 (RA-SNORRE-00044) - Status i årsrapportene til SFT for 2003, 2004, 2005 og Status i brev til SFT 15. oktober 2004, (M-TO SN /RT) - Gjennomførte og planlagte nullutslippstiltak knyttet til boring på Snorre herunder borerigger den 1. november 2005, (M-TO SN ) - Brev vedrørende utsettelse av C-Tour fra revisjonsstans 2006 til 2007; 4. april 2006 (M-TO SN ) - I forbindelse med stans av PWRI på ble det avholdt et informasjonsmøte med SFT vedrørende bakgrunn for stans, på Helsfyr den 20. april 2006, samt oversendt SFT Tiltaksplan for håndtering av produsert vann på, (M-TO SN ) den 19. juni Rapportering av kostnadstall og EIF verdier i forbindelse med nullutslippstiltak, 1. juni Nullutslippsrapport Statoil UPN 2006, 10. oktober Kommentarer til årsrapport med redegjørelse vedrørende implementering av C-Tour og H 2 S - fjerneranlegg, (M-TO SN ). GSm3 Gass Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 11 av 106

12 Med prognosene for økt vannproduksjon de kommende årene, har Snorre fortsatt høy prioritet på arbeidet med å redusere oljeinnholdet i produsert vann. Kvaliteten på produsert vann på Snorre A og er betydelig bedret i løpet av de tre siste årene og oljemengde til sjø har vært tilnærmet likt de 3 siste årene og halvert i forhold til 2001, ref Tabell 1-6. Årssnittet av oljekonsentrasjonen er redusert fra et nivå på 30 mg/l til 15 mg/l for Snorre A og fra 30 mg/l til ned mot 6 mg/l på. Felles for Snorre A og viser at økt fokus og økte ressurser med daglig oppfølging, har resultert i bedret drift- og kjemikalieoptimalisering. På har online måler vært til stor hjelp ved overvåking av vannrensingen, slik at man raskt har kunnet detektere og sette i verk tiltak ved eventuelle problemer i prosessen. EIF for Snorre er funnet å være 50 % lavere enn det som ble lovet i nullutslippsarbeidet. Utslipp av rødt stoff er redusert fra 131 tonn i 2001 til 0,25 tonn i Null utslipp av svart stoff de siste årene. Vi refererer til Tabell 1-7for gjennomførte og planlagte tiltak og kapittel 1.7 for kjemikalier. Tabell 1-6 Utvikling av olje til sjø på Snorre A og SNB Vann sjø M3x1000 SNB Olje til sjø tonn SNB Oljekons. mg/l SNA & Vigdis Vann sjø SNA & Vigdis Olje til sjø SNA & Vigdis Oljekons. SNORRE RE Oljekons. År M3x1000 tonn mg/l mg/l , , ,6 6, ,5 * -plattformen satt i produksjon i juni 2001 Snorre RESU har boret en egen brønn for injeksjon av kaks og slop i 2004, og har fokus på kontrollert borehastighet for å minimere skip-bruk. Volum av kaks sendt til land er redusert med ca % avhending. På Snorre A var det ikke boring på installasjon-en verken i 2005 eller I 2007 kom imidlertid uttesting av et nytt kakstørkean-legg i gang, og ble benyttet i forbindelse med boring av brønn 34/7-P-32 A. Ved boring med oljebasert slam var det forespeilet at anlegget kunne redusere volum farlig avfall betydelig; med rundt 50 %. Etter en lang oppstartsfase fungerte anlegget godt ved normale kaksmengder (juni-07). Det viste seg ved ytterligere testing at anlegget hadde svakheter som: begrensninger med hensyn til volum til tørking, det ble etter oppstart bl.a. jobbet med å forbedre prosedyrene for å håndtere lave kaksrater lavere lagringskapasitet enn antatt/planlagt tilgang på tilpassede tanker/utstyr både på installasjonen og på båter utfordringer knyttet til støv utfordring for å få fraktet den tørkede kaksen fra anlegget på installasjonen og til land Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 12 av 106

13 I tillegg ble det testet på om overføring av vått kaks direkte til båt via slange kunne være en bedre løsning, men sikkerhetsmessige vurderinger og væravhengighet med hensyn til slitasje på slangen ga risiko for utilsiktede utslipp til sjø. Den tradisjonelle løsningen med oppsamling i tanker og frakt til land med båt for deponering har derfor vært benyttet på feltet i 2007 i utstrakt grad, men det vil i 2008 jobbes videre med bruk av anlegget. På Snorre A har det videre vært gjennomført aktiviteter for å redusere volum av vaskevann, og det ble installert nye tankvaskere i 1.kvartal i 2007, med en forventet reduksjon på ca %. Arbeid med håndtering av slop i forbindelse med borekampanjer på boreriggen har også pågått i I mai i 2007 ble muligheten for rensing med filtrering før utslipp til sjø av slop vurdert og presentert av valgt leverandør. Men prosjektet er midlertidig stoppet på grunn av høy aktivitet på øvrige modifikasjoner på boreriggen i 2007/2008. Injeksjon av slop ble dermed løsningen. Strategien var å overføre slop fra Snorre A til for injeksjon så fremt injeksjonsanlegget på var tilgjengelig og kapasiteten god, ellers frakt med båt til land for sluttbehandling. Dette i henhold til en utarbeidet rapport Anbefalinger for overføring av slop fra SNA til SNB for injeksjon. Dette vil arbeides med og følges videre opp i Antall akutte utslipp på Snorre A og er høyt sammenlignet med andre installasjoner i EPN. Dette gjelder spesielt som har hatt 15 akutte utslipp siste 12 måneder (f.o.m. des t.o.m. nov. 2007), hvorav flere har vært lekkasjer fra BOP kontrollsystem. har i 2007 bygget om BOP en og oppdatert operasjonsprosedyrer slik at risikoen for akutte utslipp av BOP-væske er betydelig redusert. Det pågår for tiden en studie som ser på modifikasjoner på boreriggene med sikte på gjennomføring av tiltak i løpet av tidsrommet Studien tar blant annet for seg doble barrierer, og vil derfor inkludere en status for bruk av doble barrierer i forbindelse med BOP-anleggene. Snorre har også utarbeidet en egen plan, Total Fluid Management, WD0801, for å bruke og generere minst mulig kjemikalier, væsker og avfall, samt for å holde rede på forbruk, tap og deponering. Etter hver brønn som er ferdig boret, avholdes oppsummeringsmøter med gjennomgang av måloppnåelse for gitte KPI er (f. eks > 70 % gjenbruk av oljebasert slam). I denne inngår strategi for håndtering av tørket og ilandført kaks. Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 13 av 106

14 Tabell 1-7 Status på nullutslippsarbeidet Installasjon Teknologibeskrivelse Status Alle Snorre A/Vigdis Optimalisering av kjemikaliebruk og utskiftning av kjemikalier Økt gjenbruk av borevæsker og redusert kjemikalieforbruk Reduksjon av dispergert olje fra utslippsvann Pågår kontinuerlig. Ref kap 1.7 for substitusjon av kjemikalier Forventet tidsplan for gjennomføring - Ny innmat separatorer (2007; skiftet i avg.tank samt nytt skimme arrangement Gjennomføres ved behov Sist Modifikasjoner på innmat og skimmearrangement på Snorre avgassingtank Gjennomføres ved behov Rev.stans Nye hydrosyklon linere Gjennomføres ved behov Besluttet to nye i Gjennomgang av produksjonsanleggene på SN A av ekstern ekspertise for å kartlegge effektive muligheter for forbedringer av vannrenseanleggene. Gjennomført, kontinuerlig Sist i 2008 (Mator) - Økt ledelsesfokus med konkrete målsetninger og daglig oppfølging. Gjennomført, kontinuerlig - - Installere onlinemåler på SNA/Vigdis avgassingtank (SNOREV) Forberedelser startet 2009 Renseanlegg (ved nåværende vannprod.profiler) - Epcon-anlegg for Vigdis 2. trinn (kap Sm3/d) Implementert Nytt Epcon CFU Vigdis 2. trinn Implementert C-Tour Snorre 1.trinn (+ for test sep. HP) (gjenstår fortsatt litt arbeid før oppstart) Installert Ferdigstilling Rev.stans 2007 Sommeren 2008 Snorre A Introdusere ny H 2 S-fjerner Implementert 2005 Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 14 av 106

15 Installasjon Teknologibeskrivelse Status Snorre A/Vigdis IOR Realisering/videreføring av Snorre-Vigdis IOR med økte vannmengder; - Fullstendig gjennomgang av produsert vann systemet på SNA gjøres av SNOREV (Snorre Redevelopment) Forventet tidsplan for gjennomføring Pågår - C-Tour Vigdis 1. trinn Besluttet Epcon på Snorre 2.tr. (+ for test sep. LP) Tie-in pkt. rev.stans vår Vurderer nytten på ny (fortsatt ikke vann) - Snorre A/Vigdis Installere sandfjerningsanlegg Tore syklon Tie-in pkt. rev.stans vår 2006 Sommer 2006 Reduksjon av dispergert olje fra utslippsvann bl.a. vha onlinemåling, drift- og kjemialieoptimaliering og automatisk skimmeprosess av avgassingstank Implementert, kontinuerlig oppfølging Nye linere i forbedret teknologi i hydrocycloner Implementert IOR-modifikasjoner medfører installering av ny hydrosyklon med mer optimal operasjon av linere Besluttet 2009/2010 Snorre RESU Tilrettelegging for og reinjeksjon av vann ved brønnopprensking Akutte utslipp: - Etablere tiltaksplan for doble barrierer til sjø og for å redusere akutte utslipp fra boring. Odfjell utførte gjennomgang av teknisk utstyr og operasjonelle forhold i Implementert 2007 Systemgj.gang , Ny gjennomgang i Etablert kameratsjekk-rutine (SNB) og øket bemanning (SNA) i pumperom ved overføring av væsker Implementert Agitering og overløp av slurry holding tanker (SNB) Anbefalt i LAR -Div. modifikasjoner, primært optimalisering av dren rundt rotasjonsbord (SNB) Godkjent PLT-råd Vurderes Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 15 av 106

16 Installasjon Teknologibeskrivelse Status BOP -> modifikasjoner utført i 2007 Gjennomført Forventet tidsplan for gjennomføring - BOP -> Studie mht bruk av doble barrierer og nye modifikasjoner (SNA + SNB) Snorre RESU Redusere avfallsmengder fra boring: SNB; - Separat brønn for injeksjon av kaks og slop Implementert Sommer Kontrollerer borehastighet for å min. skip-bruk (volum kaks til land red. ca 60-90% avh.) SNA; Gjennomført Installere kakstørkeanlegg (inkl. bulksystem for transport) Installert 2006 Testet på brønn P- 32A Vurderes og evalueres videre i Nye tankvasker (gitt red. volum av vaskevann 80%) Installert 1.Q Etablere strategi for håndtering av ilandført og tørket kaks -> Inngår i TFM-plan Gjennomført - Etablere strategi for håndtering av slop (Installering av renseenhet presentert av leverandør, men midlertidig stoppet pga høy aktivitet på øvrige modifikasjoner på installasjonen) Strategi etablert Evalueres videre i 2008 Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 16 av 106

17 1.7 Kjemikalier som skal prioriteres for utfasing Halliburton har overtatt kontrakten for boring etter MI Norge og for komplettering etter BJ Services. Det er etablert utfasingsplaner for kjemikalier fra leverandøren. Tabell 1-8 viser hvilke kjemikalier som er substituert på Snorre i 2007 og tabell 1-9 viser hvilke kjemikalier som skal prioriteres for substitusjon i henhold til SFTs krav. Alle røde produksjonskjemikalier (unntatt hydraulikkvæsker) ble utfaset i 2005, samt stanset bruk av friksjonshemmer til SN UPA og skumdemper i oljeprosess. Rød skumdemper måtte tas i bruk igjen i vanninjeksjon i februar 2006 på grunn av store viskositets problemer i tillegg til injeksjon av skumdemper som måtte starte opp igjen i oljeprosess etter revisjonsstans i Test av gule skumdempere ble foretatt på Snorre A og våren 2007, og et av produktene fungerte tilfredsstillende. En lengre test ble gjennomført på dette produktet i vanninjeksjon Snorre A februar 2008 og planlegges gjennomført på mars Resultatene så langt er lovende og Snorre vil vurdere implementering av produktet når testarbeidet er gjennomført. Skumdemper i oljeprosess ble midlertidig stanset i 3 dager uten skumdannelse, men det ble testet gul skumdemper mhp kompatibilitet for å kunne ta inn gul ved eventuelt nytt behov for skumdemper. Videre testing vil bli utført i laboratorie for å kvalifisere en gul skumdemper. Store voksproblemer i eksportrørledning fra til Statfjord B, resulterte også i at man gikk tilbake til rødt kjemikalie. Gul vokshemmer ble tatt i bruk igjen januar Driftsproblemer kan gi behov for et lite forbruk og utslipp av rødt stoff i tillegg til vannsporstoff og hydraulikkvæske. Vedrørende borekjemikalier forventes skifte til oftere bruk av gult gjengefett i 2008, og er til dels innført på begge installasjonene allerede. Det vises til kapittel 5 for flere detaljer mht substitusjon av gjengefett generelt. Det pågår også testing av mer miljøvennlige alternativer til røde kjemikalier i oljeholdig boreslam, selv om oljeholdig borekaks og slopvann ikke slippes til sjø. Hovedfokus rettet mot kjemikalier i 2008 vil være: Gule kjemikalier som er vurdert å brytes ned til miljøfarlige stoffer De gode valgene Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 17 av 106

18 Tabell 1-8 Kjemikalier substituert i 2007 Kjemikalie for substitusjon Funksjon Klassifisering Nytt kjemikalie Klassifisering Kommentar (m. tidspkt. for utfasing) Eksportstrømkjem. PI-795 Vokshemmer i rødt PI > gult SNB; Substituert til gult i 2004 men eksportrørledning Flexoil CW288 måtte nyttes i jan 2006 pga store voksproblemer. Det pågår lengre felttest med Flexoil CW288 (gul) BOP og hydraulikk væske Castrol Brayco Hydraulikk-væske svart Castrol Brayco gult SNA UPA Micronic SV/200 Micronic SV/B Sementkjemikalier Halad 600LE+ Tapt sikrulasjon rød Halad-400L and gul Halad-300L ZoneSeal 3000 Skumsement gult ZoneSeal 4000 NS gult ZoneSeal Retarder Sementeringskjemikalie; gult ZoneSeal 4000 NS gult retarder Borevæske oljebasert Bentone 128 Viskositetsendrende rødt Utfaset ifm skifte av lev. høst-06* Flowzan L Emulgeringsmiddel rødt Utfaset ifm skifte av lev. høst-06* Versatrol Tapt sirkulasjon rødt Utfaset ifm skifte av lev. høst-06* Gjengefett Bestolife 3010 ULTRA** Mercasol 633 SR (New version MMW) ** gjengefett rødt Bestolife 3010 NM Special / Jet-Lube NCS 30ECF gult gjengefett rødt Flexlube gult OCR-325-AG gjengefett rødt Jet - Lube Seal - Guard ECF gult * Utfaset i forbindelse med skifte av leverandør høst-06 fra MI til Halliburton, men MI leverte OBM for brønn 34/4-C-7 H / AH i 2007 da Halliburton ikke hadde kapasitet. ** Hovedmengden av alt rødt gjengefett er sendt i land, men en liten mengde er beholdt for om mulig bruk som beredskap Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 18 av 106

19 Tabell 1-9 Kjemikalier som prioriteres for substitusjon i 2008 Substitusjonskjemikalier Vilkår stilt Status utfasing Produksjonskjemikalier Dyno DF-522-C Vanninjeksjonskjemikalier DF-550 (SNA) Hjelpekjemikalier Oceanic HW 443 Anti Freeze tatt inn på ny tatt inn på ny februar 2006 Nytt kjemikalie/kommentar Stoppet inj. 1.okt Kun som beredskapkjem. ombord. Test gule skumdempere, fikk ikke testet pga ikke skum i prosess og stanset inj.. Mai 2006; Etter RS på SNA må denne tas i bruk igjen inntil videre. Ny test feb. 2008; Stanset skumdemper (igjen) i 3 dager uten skumdannelse, men testet likevel gult produkt mhp kompatibilitet for å kunne ta inn dette ved eventuelt nytt behov for skumdemper. Videre testing vil bli utført i laboratoriet for å kvalifisere en gul skumdemper Brukt gult produkt fra aug 2005, tok i bruk rødt kjemikalie igjen i feb pga store viskositetsproblemer pga kulde. Testet produkter våren 2007, og et av produktene fungerte tilfredsstillende. En lengre test ble gjennomført på dette produktet i vanninjeksjon Snorre A februar 2008 og planlegges gjennomført på mars Resultatene så langt er lovende og Snorre vil vurdere implementering av produktet når testarbeidet er gjennomført. når nytt produkt ferdig kval. Dato ikke fastsatt Brukes på SNB (og Vigdis) Arbeid med å finne erstatningsprodukt er startet. Spylervæske Ferdigblandet Erstattes av spylervæske uten fargestoff Brønnoperasjoner m.m. *Biogrease LTLV Dato ikke fastsatt Polybutene Multigrade Dato ikke fastsatt Statoil marine gassolje (diesel) Dato ikke fastsatt Ny korrosjonshemmer (gul) er identifisert. Testprogram for å kvalifisere mer miljøvennlige wirelinegrease pågår. Rapportert første gang i årsrapporten for Benyttes i lukket system uten utslipp til sjø. Diesel har vært klassifisert som gul. Etter gjennomgang med leverandør er produktet reklassifisert til svart fordi det inneholder et lovpålagt fargestoff for å skille produktet fra vanlig avgiftspliktig diesel. Produktet går ikke til utslipp. Rapportert første gang i årsrapporten for Borevæske - oljebasert *Baracor (1) Ny korrosjonshemmer (gul) er identifisert. Testprogram for å kvalifisere mer miljøvennlig produkt pågår. EZ MUL 2F (NS) 2006(1) BDF-364 (gul) *EZ MUL NT (NS) 2006(1) BDF-364 (gul) Geltone II 2006(1) Nytt erstatningsprodukt (gul) er identifisert. Testprogram for å kvalifisereproduktet pågår. *Invermul 2F 2006(1) BDF-364 (gul). Det er i tillegg identifisert nytt produkt for bruk ifm HPHT rød kandidat med bedre resultat for miljøtester (økotoks). Venter på produktnavn, *Invermul NT 2006(1) BDF-364 (gul). det er i tillegg identifisert nytt produkt for Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 19 av 106

20 Substitusjonskjemikalier Vilkår stilt Status utfasing Nytt kjemikalie/kommentar bruk ifm HPHT rød kandidat med bedre resultat for miljøtester (økotoks). Venter på produktnavn, Beredskapskjemikalie *Asphaltene Dissolver RX-33/ Ikke fastsatt *DR Ikke fastsatt Erstattet CDR Liquid Power. Har unngått bruken av DR- 408 hittil. Lube seal API Mod Dato ikke fastsatt Brukt i *MS-200 vurdering Fargestoff, brukes kun v/lekkasje. Mulig gul erstatter er identifisert og testet i løpet av 1.halvår (1) Kjemikalier med egenskaper som faller innenfor kriterier for substitusjon, men disse er likevel prioritert lavt for substitusjon pga lav miljørisiko (inngår i oljebasert borevæske/beredskapskjemikalie, dvs. ingen regulære utslipp). Tatt inn i forbindelse med leverandørskifte. *Ikke brukt i 2007 Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 20 av 106

21 2 Utslipp fra boring 2.1 Boring med vannbasert borevæske Tabell 2-1 gir en oversikt over data relatert til forbruk og utslipp av vannbaserte borevæsker på feltet i 2007, mens Tabell 2-2 gir en oversikt over tilhørende kaksmengde og disponeringen av denne. Tabell 2-1 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 34/7-P-29 A SNORRE A 34/7-P SNORRE A 34/4-C-1 H SNORRE B 34/4-C-4 H SNORRE B 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 Innretning 34/7-P-29 A SNORRE A 34/7-P SNORRE A 34/4-C-1 H SNORRE B 34/4-C-4 H SNORRE B På Snorre A ble det ikke boret noen seksjoner med bruk av vannbasert borevæske i 2007, men vannbasert borevæske er benyttet i to brønnoperasjoner (P&A) på innretningen. Det samme var tilfelle for På ble det boret to seksjoner i 2007 med bruk av vannbasert borevæske, det samme antallet ble boret i 2006 også. I tillegg er vannbasert borevæske benyttet i én brønnoperasjon (P&A) på innretningen mot ingen slike operasjoner i Totalt forbruk av vannbasert borevæske i 2007 er 4957 tonn, mot 6366 tonn i fjor og 6078 tonn i Totalt er 992 tonn kaks og 1648 tonn vannbasert borevæske rapportert som utslipp til sjø i Tilsvarende mengder i 2006 var 1620 tonn kaks og 4521 tonn vannbasert borevæske. Reduksjon i mengden utslipp har sammenheng med at seksjonene i 2007 er noe kortere enn året før. Boret lengde i 2007 er totalt 1015 meter mot 1850 meter i Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 21 av 106

22 Figur 2-1 gir en sammenligning med tidligere års forbruk og utslipp av vannbasert borevæske på Snorre og gjenspeiler aktiviteten gitt i Tabell 2-1. M Forbruk Utslipp Figur 2-1 Forbruk og utslipp av vannbasert borevæske 2.2 Boring med oljebasert borevæske Tabell 2-3 gir en oversikt over data relatert til oljebasert borevæske i 2007, mens Tabell 2-4 gir en oversikt over tilhørende kaksmengder og disponeringen av denne. Tabell 2-3 Boring med oljebasert borevæske Brønnbane Forbruk av Utslipp av Borevæske Sendt bore- Borevæske etterlatt i Innretning borevæske borevæske - injisert væske til land hull eller tapt til masse formasjon 34/7-P SNORRE A 34/7-P-32 A SNORRE A 34/4-C-1 H SNORRE B 34/4-C-7 AH SNORRE B 34/4-C-7 H SNORRE B Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 22 av 106

23 Tabell 2-4 Disponering av kaks ved boring med oljebaserte borevæsker Brønnbane Lengde Teore- Total Eksportert Utslipp Masse Sendt Midlere Utslipp av Innretning (m) tisk mengde borekaks av borekaks borekaks konsen- basevæske hull- kaks til andre borekaks injisert til land trasjon av som volum generert felt til sjø basevæske vedheng (m3) som ved- på kaks heng på kaks (g/kg) 34/7-P SNORRE A 34/7-P-32 A SNORRE A 34/4-C-1 H SNORRE B 34/4-C-7 AH SNORRE B 34/4-C-7 H SNORRE B På Snorre A har det vært boret fem seksjoner i 2007 med bruk av oljebasert borevæske, mens ingen seksjoner ble boret året før. I tillegg er oljebasert borevæske benyttet i én brønnoperasjon (P&A) på innretningen i 2007 mot ingen slike operasjoner i På er oljebasert borevæske brukt til boring av fem seksjoner i 2007, det samme antallet seksjoner ble boret i Ingen brønnoperasjoner med bruk av oljebasert borevæske ble gjennomført verken i 2007 eller Total boret lengde er meter, mot 7263 meter i 2006 og meter i Både totalt forbruk av oljebasert borevæske og utboret kaksmengde er derfor høyere enn fjorårets mengder. Mengde injisert kaks er i samme størrelsesorden for 2007 og 2006, mens mengde kaks sendt til land er noe høyere for 2007 enn året før. 2.3 Boring med syntetisk borevæske Det ble ikke benyttet syntetisk borevæske på Snorrefeltet i Borekaks importert fra andre felt Det ble ikke importert borekaks fra andre felt i Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 23 av 106

24 2.5 Boreaktiviteter Tabell 2-5 viser en oversikt over boreaktivitetene på Snorre A og B i Tabell 2-5. Oversikt over boreaktiviteter Innretning Brønnbane Type Vannbasert Oljebasert Syntetisk Snorre A 34/7-P-29 Brønnoperasjon P&A* Snorre A 34/7-P-32 Brønnoperasjon P&A* P&A* Snorre A 34/7-P-32 A Boring 16 Snorre A 34/7-P-32 AT2** Boring ¼ - 8 ½ Snorre A 34/7-P-32 AT3** Boring 8 ½ 34/4-C-1 H Boring ½ - 12 ¼ - 8 ½ 34/4-C-7 H Boring & Brønnoperasjon P&A* 8 ½ 34/4-C-7 AH Boring 8 ½ * P&A betyr tilbakeplugging (Plug and Abandonment) ** Brønn 34/7-P-32 AT2 og P-32 AT3 tilhører wellbore 34/7-P-32 A (nye sidetrack til P-32 A) Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 24 av 106

25 3 Utslipp av oljeholdig vann 3.1 Utslipp av olje med produsert vann Oljeholdig vann fra produksjonsplattformene kommer fra følgende hovedkilder: Produsert vann Drenert vann Felles for både Snorre A og viser at økt ledelsesfokus, økte ressurser med daglig oppfølging, har resultert i bedret drift- og kjemikalieoptimalisering. Fra har man fått økte utslipp av produsert vann ved stans av PWRI (Produced Water Re- Injection) og økte mengder vann. Basert på prognoser for H 2 S-produksjon på, ble det gjennomført en studie for å utrede konsekvenser ved reinjeksjon av produsert vann. Anbefalingen fra dette arbeidet var å avslutte reinjeksjon av produsert vann på, ref RA-SNORRE Snorre LED sluttet seg til konklusjonene og anbefalingene i rapporten. Videre ble det bekreftet korrosjon av svært alvorlig grad i vanninjeksjonssystemet. Årssnittet av oljeinnhold i produsert vann er redusert fra et nivå på ca 30 mg/l til ned mot 6 mg/l. Også på Snorre A er det utført tiltak som har bedret kvaliteten på produsert vann, og årssnittet er gått ned fra et område på 30 mg olje per liter til ca 15 mg/l. C-Tour ble installert på Snorre 1. trinn separator høsten 2007, men det gjenstår litt arbeid før renseanlegget kan settes i drift og man får effekt av denne. Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 25 av 106

26 3.1.1 Utslippskilder og renseanlegg Snorre A og Vigdis Andelen av vann fra Vigdis som slippes ut med produsertvannet fra Snorre A-plattformen øker stadig, og utgjorde ca 30 % i Det er et eget renseanlegg for Snorre A og et eget for Vigdis. Vannrensesystemet på Snorre A plattformen håndteres under ett med krysstilkoblinger i flere ledd, noe som gjør driftsmessig tilpasning og optimalisering mulig, ref Figur 3-1. Rensesystemet for produsert vann fra Snorre A består av hydrosyklonanlegg nedstrøms første trinnsog 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 mengder produsert vann fra andre trinns separator er det mulig å kople opp hydrosykloner. C-Tour ble installert på Snorre 1. trinn separator høsten Ved tilknytning av Vigdisfeltet ble et nytt renseanlegg 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 Epcon CFU-renseanlegg. Nytt Epcon CFU ble implementert på Vigdis 2. trinn separator høsten Snorre A har ellers fått til en mye bedre sandkontroll etter installering av sanddetektorer på alle brønner. Noe som har resultert i mindre sand og dermed økte intervaller for sandspyling/jetting Rensesystemet på består av hydrosyklonanlegg nedstrøms første trinns- og testseparator. Frem til 1. april 2006 gikk det produserte vannet videre til avgassingstanken for så primært å bli reinjisert sammen med injeksjonsvannet. Viktigste bidrag til bedre produsert vann kvalitet er bedret drift av hydrosykloner, hyppig skimming og riktig nivå på avgassingstank. I tillegg til kjemikalieoptimalisering har installert nye linere med forbedret teknologi. On-line målere har vært til god hjelp ettersom man raskt får deteksjon hvor man har problemer i prosessen og tiltak iverksettes raskere. Som jetvann på brukes produsert vann 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. Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 26 av 106

27 Figur 3-1 Renseanlegg for Snorre A og Vigdis (test separator inngår ikke i figur) Figur 3-2 Renseanlegg for Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 27 av 106

28 3.1.2 Utslipp av olje med vann Fra Snorre A, Vigdis og ble det produsert totalt 2,2 mill m3 produsert vann mer i 2007 enn i På grunn av bedret produsert vann kvalitet fikk man ikke tilsvarende økning i mengde olje til sjø øket. Tabell 3-1 gir en oversikt over utslipp av oljeholdig vann fra feltet i Oljemengde til sjø i 2007 er redusert med ca 25 % fra år 2000 og ca 55 % fra år 2001, se Figur 3-4. Figur 3-3, viser historiske utslipp av produsert vann til og med 2007 og videre prognoser. Vigdis er en vesentlig bidragsyter til produsert vann mengdene, der feltets levetid er gitt til 2020, og man ser derfor en kraftig reduksjon i kurven dette året. Det er også vist mengder vann til reinjeksjon på i årene 2002 til Det ble produsert mindre vann spesielt i 2005 og til dels i 2004 enn tidligere år og dette, sammen med reinjeksjon, gir en dump i kurven for produsert vann til sjø disse årene. Tabell 3-1 Utslipp av olje og oljeholdig vann Vanntype Total vannmengd e (m3) Disperger t oljekons. til sjø (IR freon) (mg/l) Dispergert oljemengde til sjø (IR freon) Oljeindex til sjø (ISO metode) (mg/l) Oljeindex mengde til sjø (ISO metode) Injisert vannmengde (m3) Vannvolum til sjø (m3) Eksport ert vannm engde (m3) Importe rt vannme ngde (m3) Vann i olje eksp.( m3) Produsert Fortregning Drenasje Jetting Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 28 av 106

29 35 Produsert vann til sjø fra Snorre plattformene MSm3 Vann Produsert Vann til sjø - Snorre & Vigdis Produsert vann reinjisert fra Produsert Vann til sjø - eksl Vigdis Figur 3-3 Produserte mengder vann, historikk og prognose (ihht RNB2008) Tonn Figur 3-4 Utslipp av olje med produsert vann fra Snorre fra Analyse og prøvetaking av oljeholdig vann Prøve for olje i vann analyser samles opp 3 ganger i døgnet på Snorre A og 4 ganger i døgnet på til en døgnprøve. Analyser av prøven utføres av laboratorietekniker på plattformlaboratoriet og benyttes til beregning av oljemengde til sjø på døgnbasis. Prøvene ekstraheres med pentan, og ekstraktet blir kromatografert gjennom florisil før analyse på IR flatcelle (Infracal). Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 29 av 106

30 Prøvene kalibreres mot råolje fra den enkelte innretning, for analyse for av dispergert olje. For å kunne rapportere oljeindeks i henhold til OSPAR-modifisert utgave av ISO , som måler oljehydrokarbonindeks C7-C40, er månedlige kontrollprøver analysert ved hjelp av ISO-standarden på kontrollaboratorium. På ble det benyttet GC/FID frem til september 2004, før man også her gikk over til å benytte IR flatcelle (Infracal) for å bestemme oljekonsentrasjon. I 2006 ble det installert online-måler på plattformen, som har vært til god hjelp for driftsoptimalisering. I henhold til rutine skal kontrollprøve av produsert vann sendes uavhengig laboratorium månedlig, med unntak av perioder med revisjonsstans. Statoil PKS på Mongstad har utøvet denne funksjonen (dette ble gjort i forståelse med SFT). Årlig uavhengig kontroll av prøvetaking og analyse, er blitt utført på begge plattformene i 2007 (av West-Lab). For mer detaljer henvises til egne måleprogrammer. 3.2 Utslipp av tungmetaller/organiske forbindelser samt radioaktivitet med produsert vann Prøver for aromater, fenoler og metaller er tatt to ganger (vår og høst) og veiet gjennomsnitt er brukt i rapporteringene. Tungmetaller er analysert hos Analytica ved hjelp av ICP/MS, 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. BTEX og organiske syrer er analysert hos West-Lab etter 24 basert på GC-FID med "Headspace" injektor. Deteksjonsgrensen er henholdsvis 0,02 mg/l for BTEX og 5 mg/l for de organiske syrene. NPD og er analysert hos West-Lab etter 036 basert på GC/MS og fenoler er analysert hos Batelle (USA) og Sintef ihht Mod EPA Radioaktivitet er målt hos IFE. SFT påpekte i de generelle kommentarene til fjorårets rapporter at det er store svingninger i utslipp av løste komponenter. Dette gjelder både organiske komponenter og innholdet av tungmetaller. StatoilHydros forskningslaboratorier har jobbet med denne problemstillingen og i tabellen nedenfor er det listet de faktorer som en til nå vet påvirker analysene av det produserte vannet. Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 30 av 106

31 Analyseparametre Olje i vann Faktorer som kan gi variasjon Type og drift av separasjonssystem oppstrøms behandlingsanlegget for produsertvann (bruk av kjemikalier) Type og drift av behandlingsanlegget for produsertvann (bruk av kjemikalier) BTEX Reservoaravhengig, forventer lave konsentrasjoner fra tunge oljer Forhøyede BTEX-verdier kan forekomme dersom naturgass brukes til trykkstøtte, eller ved bruk av kondensat (som i C-tour) SVOC Prøvetaking er kritisk for komponenter bundet til partikler () Avhengig av oljekvalitet (dvs. reservoaret) Type og drift av separasjonssystem oppstrøms behandlingsanlegget for produsertvann (bruk av kjemikalier) Type og drift av behandlingsanlegget for produsertvann (bruk av kjemikalier) Organiske syrer Avhengig av oljekvalitet (dvs. reservoaret) Hyppig bruk av biosider kan gi forhøyet konsentrasjon av syrer. Behandlingsanlegg for produsertvann reduserer ikke konsentrasjonen av organiske syrer Elementer Avhengig av oljekvalitet (dvs. reservoaret) Kan også stamme fra materialbruk, som følge av korrosjon. Rustfritt stål inneholder 5% Ni, 22% Cr, 2-3% Mo, resten er Fe. Hvis Ni er høy, men ikke Cr, skyldes det antagelig ikke korrosjon. Sn og Pb kan stamme fra reservoarer med høyt svovelinnhold Prøvetaking er kritisk for noen elementer som binder seg til partikler For å redusere usikkerheten knyttet til analyse av organiske komponenter og innholdet av tungmetaller er det besluttet at disse analysene skal gjennomføres fire ganger pr år fra 2008 for felt som har store vannmengder. I tillegg vil det bli utarbeidet felles beskrivelser av hvordan prøvene skal tas. Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 31 av 106

32 Forkortelser BTEX: : VOC: SVOC: Ni: Cr: Mo: Fe: Sn: Pb: Benzen, Toluen, Etylbenzen og Xylener Polysykliske Aromatiske Hydrokarboner Volatile Organic Compounds Flyktige Organiske Stoffer Semi-Volatile Organic Compounds Delvis Flyktige Organiske Stoffer Nikkel Krom Molybden Jern Tinn Bly Tabell 3-3 til Tabell 3-13 gir en oversikt over utslipp av oppløste naturlige stoffer til sjø fra produsert vann fra, Snorre A inklusiv Vigdis. Oversikt over alle komponentene i produsert vann er vist i Vedlegg10 (tabeller 10.7). Tabell 3-2 viser oljeutslipp målt etter GC/ FID, men er basert på de to tidspunktene da miljøanalysene ble tatt. Tallene skal derfor i utgangspunktet ikke stemme med ISO metode i Tabell 3-1 som er basert på månedlige gjennomsnitt. Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 32 av 106

33 Tabell 3-2 Prøvetaking og analyse av produsert vann (Olje i vann) Gruppe Forbindelse Utslipp (kg) Olje i vann Olje i vann (Installasjon) Tabell 3-3 Prøvetaking og analyse av produsert vann (BTEX) Gruppe Stoff Utslipp (kg) BTEX Benzen Toluen Etylbenzen Xylen Tabell 3-4 Prøvetaking og analyse av produsert vann () Gruppe Forbindelse Utslipp (kg) Naftalen* C1-naftalen C2-naftalen C3-naftalen Fenantren* Antrasen* 3.8 C1-Fenantren C2-Fenantren C3-Fenantren 20.3 Dibenzotiofen 36.6 C1-dibenzotiofen 62.2 C2-dibenzotiofen 52.5 C3-dibenzotiofen 2.0 Acenaftylen* 3.8 Acenaften* 9.0 Fluoren* 54.2 Fluoranten* 1.6 Pyren* 3.1 Krysen* 2.4 Benzo(a)antrasen* 0.9 Benzo(a)pyren* 0.3 Benzo(g,h,i)perylen* 0.4 Benzo(b)fluoranten* 0.8 Benzo(k)fluoranten* 0.2 Indeno(1,2,3-c,d)pyren* 0.3 Dibenz(a,h)antrasen* Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 33 av 106

34 NPD Utslipp (kg) Tabell 3-5 Prøvetaking og analyse av produsert vann (Sum NPD) Tabell 3-6 Prøvetaking og analyse av produsert vann (Sum 16 EPA- (med stjerne)) 16 EPD- (med stjerne) Utslipp (kg) Rapporteringsår Tabell 3-7 Prøvetaking og analyse av produsert vann (Fenoler) Gruppe Forbindelse Utslipp (kg) Fenoler Fenol C1-Alkylfenoler C2-Alkylfenoler C3-Alkylfenoler 910 C4-Alkylfenoler 318 C5-Alkylfenoler 75 C6-Alkylfenoler 3 C7-Alkylfenoler 2 C8-Alkylfenoler 2 C9-Alkylfenoler Tabell 3-8 Prøvetaking og analyse av produsert vann (Sum Alkylfenoler C1-C3) Alkylfenoler C1-C3 Utslipp (kg) Tabell 3-9 Prøvetaking og analyse av produsert vann (Sum Alkylfenoler C4-C5) Alkylfenoler C4-C5 Utslipp (kg) Tabell 3-10 Prøvetaking og analyse av produsert vann (Sum Alkylfenoler C6-C9) Alkylfenoler C6-C9 Utslipp (kg) 8.36 Gradering: al Status: Final Utløpsdato: Side 34 av 106