Boring og produksjon på Åsgardfeltet inkludert Mikkel, Yttergryta og Morvin

Transkript

1 Statoil ASA 4035 Stavanger Att: Unni Sandbakken Deres ref.: AU-DPN ON ASG Vår ref. (bes oppgitt ved svar): 2013/ Oslo, Saksbehandler: Ann Mari Vik Green Boring og produksjon på Åsgardfeltet inkludert Mikkel, Yttergryta og Morvin Vedtak om endret tillatelse etter forurensningsloven Miljødirektoratet har behandlet søknad fra Statoil ASA om oppdatering av rammetillatelsen for Åsgardfeltet, inkludert Mikkel, Yttergryta, Morvin og Trestakk, og fattet vedtak om tillatelse. Oppdatert tillatelse for boring og produksjon med tilhørende vilkår følger vedlagt. Endringene omfatter: - endrede mengder bruk og utslipp av kjemikalier - utslipp til sjø av olje og naturlig forekommende stoff - utslipp til luft - krav til beredskap mot akutt forurensning - krav om at det skal gjennomføres risiko- og teknologivurderinger for utslipp av produsert vann på Åsgardfeltet. Det er tatt inn nye vilkår under punkt 13 om: gjennomføring av EIF-beregninger for produsert vann og rapportering av resultater innen 15. mars 2015, etablering av lokalt beste praksis for drift og vedlikehold av renseanlegg og rapportering av resultater innen 15. mars 2015, gjennomføring av teknologi- og kost/nyttevurderinger for installasjoner med EIF større enn 10 eller oljeinnhold i produsert vann som slippes til sjø større enn 30 mg/l og rapportering av resultater fra vurderingene 15. mars gjennomføring av risikovurderinger med WET-tilnærming for produsert vann for installasjoner med maksimal EIF større enn 10 og rapportering av resultater innen 15. mars Videre tas det under punkt 4.1 inn vilkår om at praksis for drift og vedlikehold av renseanlegget for oljeholdig vann som slippes til sjø, skal revideres årlig. Statoil skal før boreaktivitet i områder med kartlagte forekomster eller mulige forekomster av sårbar bunnfauna redegjøre for aktiviteten og eventuelle avbøtende tiltak. Miljødirektoratet kan på bakgrunn av denne redegjørelsen stille nærmere vilkår til utslipp ved enkeltaktivitetene. Trestakk er et prosjekt som fortsatt er på beslutningsstadiet, og Miljødirektoratet venter derfor med å inkludere dette i tillatelsen. Vi ber Statoil om å søke på nytt når endelig beslutning foreligger.

2 Vi viser til søknad fra Statoil ASA datert 1. november om oppdatering av tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for boring og produksjon på Åsgardfeltet, inkludert tie-in-feltene Mikkel, Yttergryta, Morvin og framtidig tie-in av Trestakk. Vi viser videre til innsendt miljørisikoanalyse og beredskapsanalyse, datert henholdsvis 19.november 2013 og 24.mars Søknad om tillatelse til forbruk og utslipp av kjemikalier fra RFO-operasjoner på Smørbukk sør i 2014 og 2015 (deres ref AU-DPN ON ASG-00178) datert 20.februar 2014, er også behandlet og inkludert i foreliggende tillatelse. Vi viser videre til vårt varsel om vedtak om krav til risiko- og teknologivurderinger for produsert vann datert 4. juli 2014, brev fra Norsk olje og gass datert 12. september med kommentarer til varselet. Miljødirektoratet gir med dette endret tillatelse til produksjon og drift. Tillatelsen er endret med hjemmel i forurensningsloven 18. Krav til beredskap er fastsatt med hjemmel i forurensningsloven 40 jf. aktivitetsforskriften 73. Utslipp som ikke er uttrykkelig regulert gjennom spesifikke vilkår er omfattet av tillatelsen hvis opplysninger om slike utslipp ble fremlagt i forbindelse med saksbehandlingen eller må anses å ha vært kjent på annen måte da vedtaket ble truffet. Selv om utslippene holdes innenfor de fastsatte utslippsgrensene, plikter operatøren å redusere utslippene så langt det er mulig uten urimelige kostnader. Det samme gjelder utslipp av komponenter Miljødirektoratet ikke uttrykkelig har satt grenser for gjennom vilkårene. En eventuell søknad om endringer i tillatelsen må foreligge i god tid før endring ønskes gjennomført. Miljødirektoratet kan foreta endringer i denne tillatelsen på eget initiativ, i medhold av forurensningsloven 18. Endringer skal være basert på skriftlig saksbehandling og en forsvarlig utredning av saken. Når en tillatelse er mer enn 10 år har Miljødirektoratet adgang til å foreta en full revisjon av tillatelsen i henhold til forurensningsloven 18, tredje ledd. Utgangspunktet for beregning av tillatelsens alder er datoen som fremkommer i feltet "Tillatelse gitt/totalrevidert" på side 1 i tillatelsen. For å kunne foreta en total revisjon av tillatelsen må Miljødirektoratet innhente nødvendige opplysninger og dokumentasjon fra operatøren. Operatøren har også et selvstendig ansvar for å påse at tillatelsen til enhver tid er dekkende for den aktiviteten som drives på feltet. At forurensningen er tillatt utelukker ikke erstatningsansvar for skade, ulemper eller tap som er forårsaket av forurensningen, jf. forurensningsloven 56. I tillegg til de kravene som følger av tillatelsen plikter operatøren å overholde forurensningsloven, produktkontrolloven og forskrifter som er fastsatt i medhold av disse lovene, herunder HMS-forskriftene for petroleumsvirksomheten. Side 2 av 28

3 Brudd på tillatelsen er straffbart etter forurensningsloven 78 og 79. Brudd på krav som følger direkte av forurensningsloven, produktkontrolloven og forskrifter fastsatt i medhold av disse lovene er også straffbart. 1 Bakgrunn Åsgard ligger på Haltenbanken, 200 km fra Kysten av Midt-Norge og 50 km fra Heidrun. Feltet har en utstrekning på 60x20 km, med et havdyp på 240 til 310 meter. Feltet består av kondensat- og gassforekomstene Smørbukk og Smørbukk Sør, og gassforekomsten Midgard. I løpet av 2014 skal det bygges ut en ny bunnramme, Smørbukk Sør Extension, i samme lisens som Åsgard. Åsgard er bygget ut med havbunnskompletterte brønner som er knyttet til produksjonsog lagerskipet Åsgard A som produserer og lagrer olje. Den flytende plattformen Åsgard B behandler gass og kondensat. Til Åsgard B er det knyttet et lagerskip for kondensat mot Åsgard C. I tillegg til å behandle egen produksjon blir gassen fra Mikkel, samt kondensat fra Kristin og Tyrihans prosessert på Åsgard B. Kondensat fra feltet blir transportert med skip, mens gassen går gjennom Åsgard transport til Kårstø. Feltet ble påvist i 1981 og produksjonsstart var i Mikkel, Yttergryta og Morvin er tie-in felt til Åsgard. Smørbukk Sør er en del av Åsgardfeltet og ligger ca 9 km sørøst for produksjonsskipet Åsgard A. En utvidelse av feltet, Smørbukk Sør Extension planlegges bygget ut i løpet av Første fase av utbyggingen omfatter installasjon av en ny brønnramme med 4 brønnslisser, kombinerte produksjons- og injeksjons-brønnhoder, en ny produksjonsbrønn med sidesteg, en ny injeksjonsbrønn, oppkobling mot bunnramme R for injeksjon og bunnramme P for produksjon, samt ny kontrollkabel med utvidet kapasitet som erstatter eksisterende kabel fra Åsgard A. Brønnstrømmen fra Smørbukk Sør Extension vil bli ledet til Åsgard A for produksjon og eksport. Produksjonsstart er forventet til 2015, med antatt produksjonsperiode fram til Mikkel er bygd ut med et undervannsanlegg som består av to brønner med til sammen tre produksjonsbrønner. Feltet har produsert siden Brønnstrømmen går til Åsgard B-plattformen, og den separerte gassen sendes til Kårstø gjennom rørledningen Åsgard transport. Yttergryta er et gass- og kondensatfelt 33 km øst for Åsgard B som er bygget ut med et enkelt undervannsanlegg og med rørledning til Åsgard B-plattformen. Feltet hadde produksjon i perioden 2009 til 2013 og skal plugges permanent i Morvin er et oljefelt, men noe assosiert gass, utbygd med to havbunnsrammer knyttet mot Åsgard B-plattformen. Feltet ligger ca 15 km nordvest for Åsgard A. Feltet kom i produksjon i Gass fra Morvin blir eksportert via Åsgard Transport til Kårstø, mens oljen overføres til Åsgard C for videre transport med tankskip. Side 3 av 28

4 Trestakk er et prosjekt som fortsatt er på beslutningsstadiet, og Miljødirektoratet venter derfor med å inkludere dette i tillatelsen. Vi ber Statoil om å søke på nytt når endelig beslutning foreligger. Forekomster av koraller er identifisert flere steder på Åsgard og tie-in-feltene. På Morvin er forekomstene tette og revene i meget god kondisjon. Det er gjennomført flere studier av korallene på Morvin. Statoil har ikke like god kjennskap til korallforekomstene på de øvrige feltene som omfattes av søknaden, da det ved utbygging av disse ikke ble stilt krav om en like omfattende kartlegging av korallforekomster som i dag. Søknaden omfatter forbruk og utslipp av kjemikalier, oljeholdig vann, utslipp til luft fra Åsgard undervannskompresjon, utslipp til luft fra kraftgenerering og fakling fra Åsgard A, B og C samt flyterigger. For ytterligere beskrivelse viser vi til operatørens søknad, tidligere søknader og årlige utslippsrapporter. 1.1 Risiko- og teknologivurderinger av produsert vann Petroleumsvirksomheten har oppnådd store miljøforbedringer som følge av målet om null utslipp av olje og miljøfarlige stoff til sjø, som først ble introdusert i Men utslippsreduksjonen av olje og miljøfarlige stoff som følger produsert vann er langt fra målet. Miljødirektoratet har derfor varslet operatørene om at vi vil vurdere flere tiltak for å redusere disse utslippene. Partene i OSPAR-konvensjonen har blitt enige om at alle installasjoner innen OSPARs virkeområde skal gjennomføre jevnlige miljørisikovurderinger og vurdere relevante tiltak for å redusere risiko knyttet til utslipp av produsert vann gjennom såkalt Risk Based Approach (RBA). Dette er nedfelt i OSPAR Recommendation 2012/5 (OSPAR 2012/5). Alle installasjoner skal være vurdert innen Norge må rapportere årlig fremdrift i dette arbeidet til OSPAR. Miljødirektoratet vil følge opp OSPAR-konvensjonen ved å implementere OSPAR 2012/5 i HMS-forskriftene for petroleumsvirksomheten. Endringene av forskriftene vil bli gjennomført i henhold til ordinær forskriftsprosedyre, inkludert konsekvensvurdering og høring. Inntil forskriftsendringene trer i kraft, stiller Miljødirektoratet tilsvarende krav gjennom vedtak om omgjøring av den enkelte tillatelse. Miljødirektoratet har hatt dialog med Norsk olje og gass, på vegne av operatørene på norsk sokkel, for å finne en best mulig implementering av OSPAR 2012/5 i Norge. Kravene er utarbeidet i samråd med industrien og omtales nærmere nedenfor. Side 4 av 28

5 2 Saksgang Miljødirektoratet behandler søknader i henhold til forurensningsforskriften kapittel 36 om behandling av tillatelser etter forurensningsloven. Søknaden om endring av tillatelsen ble forhåndsvarslet med høringsfrist 11. desember En kort oppsummering av uttalelsene følger nedenfor. Miljødirektoratet har vurdert høringsuttalelsene i behandlingen av saken. Operatører med felt i drift ble forhåndsvarslet om krav til risiko- og teknologivurderinger av produsert vann i henhold til forurensningsforskriften 36-4, med mulighet til å uttale seg innen 12. september Operatørene leverte en felles uttalelse gjennom Norsk olje og gass. Av uttalelsen framgår det at operatørene i hovedsak er positive til de varslede krav, med unntak av at de mener at det er unødvendig å gjennomføre nye vurderinger av om teknologi for vannrensing er best tilgjengelig (BAT) før ny teknologi blir tilgjengelig, eller det gjøres større endringer i drift, eller bytte av teknologi eller driftsrutiner. Miljødirektoratet har vurdert uttalelsen i behandlingen av saken. 2.1 Uttalelser Statens strålevern har vurdert Statoils søknad, og kan ikke se at endringene som er omsøkt vil føre til utslipp av radioaktive stoffer utover de mengdene de har tillatelse til fra Strålevernet. Strålevernet kan heller ikke se at det er andre sider ved søknaden som vil føre til bruk eller økt utslipp av radioaktivitet på Åsgardfeltet. Fiskeridirektoratet er bekymret for at det planlegges utslipp av kjemikalier i gul og rød kategori, og forventer at det treffes tiltak for å begrense utslippene mest mulig. Fiskeriaktiviteten i området foregår i hovedsak vest for Åsgardfeltet, langs eggakanten. Det benyttes i hovedsak pelagisk trål i fiske etter vassild og line i fiske etter brosme og lange. Fiskeridirektoratet antar at eventuelle ressursbiologiske vurderinger ivaretas av Havforskningsinstituttet. Havforskningsinstituttet (HI) påpeker at det framkommer av søknaden at kunnskapen om forekomst av koraller er best på Morvinfeltet og mindre på de andre feltene det er søkt om tillatelse for. HI mener at i områder rikt på svamper og koraller bør utbygger ha program for overvåkning av om nye utbygginger eller økt aktivitet kan gi skade på ressursene. Videre viser HI til at det er oppgitt et estimert tall på 5 brønner i året for høyaktivitetsår, og at kaks skal slippes til sjø dersom det ikke gir negativ innvirkning på korallforekomster. Men det er ikke oppgitt mengde borekaks som skal slippes ut. Vedrørende kjemikalier vises det i søknaden til NEMS-databasen som HI ikke har tilgang til, og HI kan ikke uttale seg spesifikt om dette, men peker spesielt på at det søkes om Side 5 av 28

6 utslipp av 500 kg svarte kjemikalier, og begrunnelsen for utslippet er at erstatningsstoff kan ødelegge tetningsringene når det blir blandet med vann. Norges fiskarlag peker på at det i søknadens kapittel er nevnt at sild, torsk og sei er de kommersielt viktigste fiskebestandene i Norskehavet, mens hyse, lange, brosme og uer er andre arter hvor en også stor del av fangsten blir tatt i Norskehavet, men som utgjør en volummessig mindre den enn de tre første. I følge HI er denne informasjonen trolig basert på gamle data, og makrell anses nå også som en viktig bestand i Norskehavet. Videre er det for hyse og brosme reguleringer som gjør at volumet blir lavt, men både disse og lange og brosme er viktige fiskeslag for enkeltfartøy i Norskehavet. Dette er også arter som i stor grad hevdes å ha tilhold i områder med koraller, noe som bør vektlegges når søknaden skal vurderes. Forskerne hevder at både uer, og delvis lange og brosme har svake bestander, og det er iverksatt strenge tiltak i forhold til fiskeri. Fiskarlaget mener også at det ville vært mer betryggende om det var satt et tidspunkt for substitusjon av kjemikalier som skal erstattes, og at tillatelse til utslipp av slike stoffer bare bør gis når det kan dokumenteres at det er kritisk for drift. Norges fiskarlag forventer at Miljødirektoratet krever at utslipp til sjø reduseres til et absolutt minimum, og at utslipp av borekaks blir så begrenset at det ikke påvirker koraller i området. Kystverket har ingen vesentlige kommentarer til omsøkt endring, og kan akseptere en utvidelse til utløpet av Uttalelsen er basert på fagansvar og forvaltningsområde hjemlet i havne- og farvannsloven. 2.2 Operatørens kommentarer til uttalelsene Statoil har ikke kommentarer til de forhåndsvarslede instansenes merknader. 3 Miljødirektoratets vurderinger og begrunnelse for fastsatte krav Ved avgjørelsen av om tillatelse skal gis og ved fastsetting av vilkår har Miljødirektoratet lagt vekt på å vurdere de forurensningsmessige ulempene ved tiltaket opp mot de fordelene og ulempene som tiltaket for øvrig vil medføre, slik forurensningsloven krever. Ved fastsettingen av vilkårene har vi lagt til grunn hva som kan oppnås ved innføring av beste tilgjengelige teknikker (BAT). Miljødirektoratet har i tillegg lagt HMS-forskriftene for petroleumsvirksomheten til grunn for behandlingen av søknaden. Vi har videre vektlagt de overordnede rammene gitt i stortingsmeldinger om regjeringens miljøvernpolitikk og om petroleumsvirksomhet. Forskrift om helse, miljø og sikkerhet i petroleumsvirksomheten og på enkelte landanlegg (rammeforskriften) 11, omhandler prinsippene for risikoreduksjon. Paragrafen spesifiser at skade eller fare for skade på det ytre miljøet skal forhindres Side 6 av 28

7 eller begrenses i tråd med lovgivingen, og at risikoen deretter skal reduseres ytterligere så langt det er teknisk og økonomisk mulig. Forskriften presiserer kravet til bruk av beste tekniske, operasjonelle eller organisatoriske løsninger, at føre-varprinsippet skal følges, og at operatørene har en generell substitusjonsplikt når det gjelder faktorer som kan volde skade eller ulempe for miljøet. I denne saken har vi lagt særlig vekt på rammene som er gitt i Stortingsmelding nr. 37 ( ) Helhetlig forvaltning av det marine miljø i Norskehavet. Forvaltningsplanen for Norskehavet sier at det ikke skal tillates boring i korallrev eller utslipp av borekaks i områder der den faglige vurderingen er at dette med stor sannsynlighet vil kunne skade korallrev. Videre er det spesifisert at i spesielle områder med forekomster av sårbar bunnfauna vil det kunne stilles krav om å benytte teknologi for å håndtere kaks og borevæske for å hindre nedslamming. Naturmangfoldlovens 4 og 5 fastslår at naturtyper skal ivaretas på lang sikt innen deres naturlige utbredelsesområde og med det artsmangfoldet og de økologiske prosessene som kjennetegner den enkelte naturtype. Videre at økosystemers funksjon, struktur og produktivitet ivaretas så langt det er rimelig og at artene og deres genetiske mangfold ivaretas på lang sikt og forekommer i levedyktige bestander i sine naturlige utbredelsesområder. Naturmangfoldlovens 8 10 om kunnskapsgrunnlaget, føre var-tilnærming og samlet belastning er spesielt vurdert i denne saken knyttet til eventuelle effekter på sårbar bunnfauna og behov for spesifikke krav til aktiviteter og utslipp. Rundt flere av installasjonene på Åsgardfeltet er det funnet korallforekomster. Bunnen rundt de eldste installasjonene er ikke tilstrekkelig kartlagt i henhold til dagens standard for kartlegging av sårbar bunnfauna. Morvin skiller seg ut med svært tette forekomster av Lophelia, mens for de andre installasjonene kan det synes som forekomster av koraller er mer spredt. For Yttergryta, Midgard, Smørbukk/Smørbukk Sør er havbunnen kun delvis kartlagt i tilstrekkelig oppløsning til å avdekke eventuell korallskog eller enkeltindivider. Førtilstand og mulig påvirkning fra tidligere aktiviteter er derfor heller ikke kjent. Statoil beskriver at bunnen rundt disse installasjonene kartlegges etter hvert som det planlegges boreaktiviteter der. Vurderingene er basert på opplysninger i operatørens søknad og opplysninger fremkommet skriftlig under saksbehandlingen. I det følgende gir vi en omtale av de viktigste kravene som stilles i tillatelsen og en begrunnelse for fastsettelsen av disse. 3.1 Utslipp til sjø Målet om nullutslipp gjelder både tilsatte kjemikalier og naturlig forekommende miljøfarlige stoff i produsert vann og forutsetter at industrien utvikler teknologi som kan fjerne eller redusere utslippene. Side 7 av 28

8 I henhold til nullutslippsmålet gir vi kun tillatelse til utslipp av kjemikalier i svart og rød kategori dersom det foreligger tungtveiende tekniske eller sikkerhetsmessige grunner. I henhold til eksisterende forvaltningsplaner skal det tas spesielt hensyn til områder identifisert som særlig verdifulle eller sårbare. Dette er områder som ut fra naturfaglige vurderinger har vesentlig betydning for det biologiske mangfoldet og den biologiske produksjonen. Miljødirektoratet legger føre-var-prinsippet til grunn dersom det ikke foreligger tilstrekkelig kunnskap om hvilke virkninger aktiviteten kan ha for naturmangfoldet i området Bruk og utslipp av kjemikalier Operatøren har plikt til å bytte ut helse- og miljøfarlige kjemikalier med mindre farlige alternativer (jf. produktkontrolloven 3a, substitusjonsplikt). Denne plikten gjelder alle kjemikalier. Miljødirektoratet forutsetter at operatøren legger vekt på å redusere behovet for kjemikalier i størst mulig grad i planleggingen av aktivitetene, blant annet gjennom valg av materialer og løsninger for optimal dosering. Kjemikalier skal være kategorisert i fargekategori ut fra stoffenes iboende økotoksikologiske egenskaper i henhold til aktivitetsforskriften 63. Miljødirektoratets regulering baseres i hovedsak på enkeltstoff og ikke på stoffblandinger (kjemikalier). I tillegg til fargekategori legger vi vekt på operatørens vurderinger av mulige miljøeffekter etter utslipp av de ulike kjemikaliene både med hensyn til mengde, tid og sted for utslipp. Operatøren skal vurdere de aktuelle kjemikaliene og velge de som har minst potensial for miljøskade også om dette innebærer forbruk og utslipp av miljøfarlige kjemikalier i rød og svart kategori. Miljødirektoratet setter normalt ikke spesifikke vilkår til bruk og utslipp av kjemikalier som bare inneholder stoff i gul eller grønn kategori. Stoff i svart kategori Miljødirektoratet vil kun unntaksvis gi tillatelse til bruk og utslipp av kjemikalier med innhold av stoff i svart kategori. Dette er stoff som er lite nedbrytbare og samtidig viser høyt potensial for bioakkumulering eller har høy akutt giftighet. For å sikre fokus på substitusjon av disse kjemikaliene regulerer Miljødirektoratet kjemikalier i svart kategori på produktnivå. Statoil søker om forbruk og utslipp av svart stoff i diesel, thrusterolje og sporstoff. Avgiftsfri diesel med et lovpålagt fargestoff i svart kategori brukes i forbindelse med RFO aktiviteter og under brønnbehandling. Statoil søker om forbruk av kg diesel, hvorav 2 kg svart stoff. Konsentrasjonen av fargestoffet liten (0,001 %) og diesel skal ikke gå til utslipp. Side 8 av 28

9 Statoil søker om utslipp av 500 kg svart stoff i hylsetetningsoljen Loadway EP 150 på thrusterne på Åsgard A. Dette ble tidligere ansett som et lukket system, men ifølge Statoil og leverandøren er utslipp forventet med ca 1-2 liter pr døgn. Andre mer miljøvennlige oljer er tatt i bruk på andre Statoil-installasjoner, men er ikke egnet for Åsgard-thrusterne på grunn av mer sensitive pakningsmaterialer. Det foreligger ikke fullstendig HOCNF for Loadway EP 150. Siden dette er et produkt som går til utslipp gis det ikke unntak for testing av additivpakken. Fullstendig HOCNF bør fremskaffes snarest og Miljødirektoratet forventer videre at arbeid med å finne thrusterolje med bedre miljøegenskaper prioriteres av operatøren. Statoil søker om årlig forbruk av 10 kg svart stoff som oljesporstoff fordelt på 9 forskjellige produkter. I følge Statoil vil minst 80 % av svarte sporstoff bli forbrent i forbindelse med opprensking av brønnene. Resterende sporstoffer vil følge brønnstrømmen tilbake til rigg, og vil over tid følge produksjonsstrømmen. Derfor antas null utslipp til sjø. Tillatelse til bruk og utslipp av kjemikalier i svart kategori er gitt ut fra et begrunnet og dokumentert behov. Total mengde av innhold av stoff i svart kategori som tillates brukt og sluppet ut, er gitt i den vedlagte tillatelsen. Bruk av kjemikalier i svart kategori i lukkede system er beskrevet i et eget avsnitt. Stoff i rød kategori Kjemikalier som inneholder stoff i rød kategori skal prioriteres spesielt for substitusjon. Stoff i rød kategori brytes sakte ned i marint miljø, viser potensial for bioakkumulering og/eller er akutt giftige. Statoil søker om forbruk og utslipp av rødt stoff knyttet til produksjonskjemikalier, oljebasert borevæske, gjengefett og vannsporstoff. Produksjonskjemikalier Søknaden omfatter en silikonbasert skumdemper i aminanlegget med et forbruk på kg per år. Det forventes minimalt utslipp av produktet da dette vil følge oljestrømmen. Per i dag brukes en korrosjonshemmer/algehemmer som tilsettes dampkjelen på Åsgard B. Kjemikaliet er knyttet til garanti fra leverandøren av denne vannkjelen som ble tatt i bruk i Forbruket per år av produktet er satt til 17 tonn hvorav 3 % i rød kategori. Utslipp til sjø av rødt stoff er beregnet til 5 kg per år. Statoil søker om bruk og utslipp av en barrierevæske som skal brukes på pumpene på undervannskompresjonsanlegget. Barrierevæsken var opprinnelig antatt å få en lekkasjerate på hver av to pumper på 2,4 liter per dag til kondensatstrømmen etter oppstart av anlegget, jf søknaden. Fabrikasjonstest på de aktuelle pumpene pluss erfaringen fra drift av tilsvarende pumper på Tyrihans tilsier en høyere lekkasjerate Side 9 av 28

10 opp mot totalt 20 liter barrierevæske pr døgn fra de to pumpene. Produktet vil følge kondensatet til Åsgard B hvor deler av mengden vil følge produsertvannet til sjø. Andel rødt stoff i produktet er ca. 0,64 % og antatt utslipp er opp mot 20 kg per år. I følge Statoil finnes det ikke teknisk kvalifiserte produkter som kan erstatte dette produktet per i dag. 2 ulike hydraulikkvæsker med innhold av stoffer i rød kategori omfattes av søknaden. Det ene produktet, som benyttes subsea for å hindre korrosjon, var tidligere i gul kategori, men er omklassifisert til rød på grunn av en liten mengde rødt stoff i additivpakken. Mengden rødt stoff er svært liten (0,0035 %), men det arbeides med å få erstattet produktet med et uten dette tilsettingsstoffet. Antatt utslipp per år er 3 kg rødt stoff. Den andre hydraulikkvæsken har også additiver i rød kategori. Statoil søker i tillegg om forbruk av 150 kg frostvæske med om lag 1 % innhold av rødt stoff. Frostvæsken går ikke til utslipp. Riggkjemikalier Statoil søker om bruk av et gjengefett med rød klassifisering ved boring av de nedre seksjonene på grunn av reservoarutfordringer på enkelte av satellittfeltene til Åsgard. Dette gjengefettet følger oljebasert borevæske og går ikke til utslipp. Vannsporstoff Statoil søker om forbruk og utslipp av vannsporstoff i rød kategori. Statoil forventer at minst 50 % av sporstoffene vil bli forbrent i forbindelse med opprensking av brønnen. Vannsporstoffene er vannløselige og vil ifølge Statoil tilbakeproduseres med produsertvannet og slippes til sjø over flere år med et utslipp på ppt til ppb-nivå. Statoil søker om utslipp per år basert på at hele utslippsmengden kommer samme år som det injiseres. Tillatelse til bruk og utslipp av stoff i rød kategori er gitt ut fra et begrunnet og dokumentert behov. Total mengde stoff i rød kategori som tillates brukt og sluppet ut er gitt i den vedlagte tillatelsen. Miljødirektoratet forutsetter fortsatt fokus på substitusjon av miljøfarlige kjemikalier i rød kategori. Bruk av stoff i rød kategori som inngår i kjemikalier i lukkede system er beskrevet i et eget avsnitt. Bruk av stoff i rød kategori som inngår i oljebasert borevæske er beskrevet i et eget avsnitt. Stoff i gul kategori Stoff som har akseptable miljøegenskaper (gul kategori), brytes relativt raskt ned i marint miljø, og/eller viser lavt potensial for bioakkumulering og/eller er lite akutt giftige. Statoil har søkt om utslipp av 799 tonn stoff i gul kategori. Av dette er 527 tonn i gul Y1 kategori, dvs lett nedbrytbare stoffer, mens 271 tonn er i gul Y2 kategori, det vil si stoffer som brytes ned til antatt ufarlige nedbrytningsprodukter. Størst Side 10 av 28

11 forbruk og utslipp er knyttet til boring og brønn. Av kjemikaliene i gul Y2 kategori er to produkter knyttet til produksjon, hvorav et fargestoff og en avleiringshemmer. En hydraulikkvæske på BOP inneholder en liten andel gul Y2. Ett produkt som benyttes som leirskifer stabilisator i vannbasert borevæske utgjør det største utslippsvolumet av stoff i gul Y2 kategori. Dette er et polymerbasert produkt som er lite nedbrytbart i marint miljø, men er ikke giftig eller bioakkumulerende. Miljødirektoratet legger til grunn at omsøkt mengde stoff i gul kategori er nødvendig for å gjennomføre aktivitetene og at utslippet ikke forventet å ha betydelig effekter for miljøet. Stoff i gul kategori tillates derfor brukt og sluppet ut i tråd med søknaden. Mengde brukt og sluppet ut skal også her minimeres. Tillatelse til utslipp av borekjemikalier er gitt under forutsetning av at eventuelle viktige forekomster av sårbar bunnfauna ikke skades av utslippene. Statoil skal før boreaktivitet i områder med kartlagte forekomster eller mulige forekomster av sårbar bunnfauna redegjøre for aktiviteten og eventuelle avbøtende tiltak. Miljødirektoratet kan på bakgrunn av denne redegjørelsen stille nærmere vilkår til utslipp ved enkeltaktivitetene. Stoff i grønn kategori For stoff i grønn kategori, finnes det en liste vedtatt i OSPAR, PLONOR-listen. Statoil har søkt om utslipp av tonn stoff i grønn kategori, hvorav omlag 60 % er knyttet til boreaktivitetene. Av dette utgjøres en betydelig andel av salter og mineraler, i form av kalsiumklorid og barytt. Miljødirektoratet fastsetter ikke utslippsgrenser for stoff i grønn kategori, men vi forutsetter at forbruk og utslipp minimeres. Etter Miljødirektoratets vurdering vil utslippet fra de aktivitetene og i det omfang det er søkt om, ikke medføre skade eller ulempe for det marine miljøet. Tillatelse til utslipp av borekjemikalier er gitt under forutsetning av at eventuelle viktige forekomster av sårbar bunnfauna ikke skades av utslippene. Statoil skal før boreaktivitet i områder med kartlagte forekomster eller mulige forekomster av sårbar bunnfauna redegjøre for aktiviteten og eventuelle avbøtende tiltak. Miljødirektoratet kan på bakgrunn av denne redegjørelsen stille nærmere vilkår til utslipp ved enkeltaktivitetene. Oljebaserte borevæsker Statoil søker om årlig forbruk av tonn oljebasert borevæske, hvorav 316 tonn i rød kategori, tonn i gul kategori og tonn i grønn kategori. Oljebasert borevæske brukes ved boring av 17 ½, 12 ¼ og 8 ½ ''-seksjonene fordi dette anses som den beste løsningen teknisk og sikkerhetsmessig. Operatøren baserer denne vurderingen på erfaringen med boring av brønner i dette området. Oljebasert borevæske returneres til rigg hvor borekaks og overskytende borevæske sendes til land for deponering/gjenbruk. Side 11 av 28

12 Miljødirektoratet tillater omsøkt forbruk av oljebasert borevæske basert på et dokumentert behov. Kjemikalier i lukkede system Statoil har søkt om bruk av liter kjemikalier i lukkede system på Åsgard A og B samt liter på 3 navngitte mobile rigger på Åsgard inkludert tie-in felter. I tillegg søker Statoil om forbruk av liter kjemikalier i lukkede systemer på ikke navngitt rigg. Ved full utskifting av systemer (first fill) vil volumene kunne bli høyere. Totalt utgjør forbruket i disse systemene liter stoff i svart kategori, og liter stoff i rød kategori. Som verste scenario vil forbruk ved ikke navngitt rigg være på liter svart stoff. Det vil ikke være utslipp av kjemikalier i lukkede system. Additivpakkene i kjemikalier i lukkede system er unntatt testing. Stoff som ikke er testet kategoriseres som svarte. Miljødirektoratet anser at bruken av kjemikalier i lukkede system er nødvendig for gjennomføring av aktiviteten, og tillater derfor bruken som omsøkt. Mengde brukt skal minimeres. Operatøren skal dokumentere bruken av kjemikalier i lukkede system, og skal rapportere forbruk i henhold til HMS-forskriftene for petroleumsvirksomheten. Utslipp av kjemikalier etter endt boreoperasjon Statoil søker om tillatelse til å slippe ut ferdig blandet borevæske som gjenstår etter endt boreoperasjon. Dette gjelder vannbaserte borevæsker som i hovedsak består av vann og kjemikalier i grønn kategori, og enkelte ganger mindre mengder kjemikalier i gul kategori. Statoils begrunnelse for å søke om dette er at de har et internt krav på 100 % overskudd av væsker for å sikre brønnkontroll ved f.eks. væsketap til formasjonen. I følge Statoil er det vanskelig å forutse mengde tapt væske og derfor er kravet til ekstra væske så høyt som 100 %. Borevæskene blandes spesifikt til operasjonen, men kan som regel gjenbrukes i andre operasjoner og sendes da med båt til land. Statoil søker om utslipp av disse væskene i de tilfeller der gjenbruk ikke er mulig eller ugunstig, eller hvor beste miljøløsning vil være å slippe væskene til sjø. Det følger av forurensningsforskriften 22-4 at dumping av avfall og annet materiale fra innretning er forbudt. Med dumping menes enhver forsettlig disponering av avfall eller annet materiale i sjø eller vassdrag med det formål å bringe det av veien. Dumping er ikke disponering av avfall og annet materiale som er knyttet til eller skriver seg fra vanlig drift av innretningen, så lenge det ikke er fraktet bort fra avfallskilden med det formål å bringe det av veien. OSPAR-konvensjonen trekker i vedlegg III artikkel 3 opp en grense mellom dumping og utslipp fra offshore kilder. Denne grensedragningen har betydning for hva som er omfattet av forbudet mot dumping etter forurensningsforskriften kapittel 22 og hva som kan tillates sluppet ut i tillatelsen etter forurensningsloven kapittel 3. Når det gjelder ubrukte kjemikalier er forbudet mot dumping presisert i aktivitetsforskriften 66 andre ledd, hvor det Side 12 av 28

13 fremkommer at ubrukte kjemikalier ikke skal slippes til sjø. I denne sammenheng nevnes i tillegg kravet i 66 fjerde ledd, om at bruk og utslipp av kjemikalier skal reduseres så langt det er mulig. Avfall og annet materiale som generes i forbindelse med boreaktiviteten er omfattet av forbudet mot dumping i forurensningsforskriften 22-4 med mindre det er å anse som utslipp som det er gitt tillatelse til etter forurensningsloven. På denne bakgrunn er Miljødirektoratets oppfatning at borevæsker som benyttes i boreprosessen og dermed er i sirkulasjon i boreanlegget, kan tillates sluppet ut i likhet med annet prosessutslipp i medhold av forurensingsloven kapittel 3. Når det gjelder ferdigblandet borevæske som står på egne tanker, vil det å kvitte seg med denne borevæsken ved å tømme innholdet i tankene i sjøen være å anse som dumping i henhold til 22-4, og dermed i utgangspunktet forbudt. Forbudet mot dumping er strengt og det er få muligheter til å gi dispensasjon fra dette. Dumping kan tillates i helt spesielle situasjoner dersom deponering på land medfører uakseptabel fare eller skade, jf bokstav e. Det er derfor ikke tilstrekkelig for å kunne tillate dumping at dumping vil være en bedre miljømessig løsning enn å frakte den vannbaserte borevæsken til land. Det presiseres i denne forbindelse at det som følge av de folkerettslige forpliktelsene Norge er bundet av gjennom OSPAR-konvensjonen heller ikke kan gis unntak fra forbudet mot dumping i medhold av forurensningsforskriften 41-4 eller rammeforskriften 70. På denne bakgrunn gis det ikke tillatelse til utslipp av ferdigblandet borevæske som står på egne tanker Utslipp til sjø av borekaks Utslipp av borekaks er regulert i aktivitetsforskriften. Miljødirektoratet setter normalt ikke spesifikke vilkår til utslipp av kaks utboret med vannbasert borevæske. Vannbaserte borevæskesystem har vanligvis høyt saltinnhold og inneholder lett nedbrytbare organiske komponenter. Disse kjemikalier gir liten virkning på det marine miljøet. Utslipp av kaks fører til fysisk nedslamming av bunnen nær utslippspunktet og at organismer eksponeres for kakspartikler i vannmassene og på havbunnen. Mineralbaserte vektstoff i borevæskesystem bidrar også til denne nedslammingseffekten. Koraller og svamp er fastsittende (sessile) og filtrerende organismer. Det er derfor grunn til å tro at de kan være følsomme for begge typer eksponering. Som beskrevet over er det funnet korallforekomster rundt flere av installasjonene på Åsgardfeltet. Bunnen rundt de eldste installasjonene er ikke tilstrekkelig kartlagt iht dagens standard for kartlegging av sårbar bunnfauna. Miljødirektoratet har derfor ikke godt nok grunnlag for å stille konkrete krav til enkeltaktiviteter i denne rammetillatelsen. Statoil skal derfor, før boreaktivitet i områder med kartlagte forekomster eller mulige forekomster av sårbar bunnfauna, redegjøre for aktiviteten og eventuelle avbøtende tiltak. Miljødirektoratet kan på bakgrunn av denne redegjørelsen stille nærmere vilkår til utslipp ved enkeltaktivitetene. Dette omfatter Side 13 av 28

14 også utslipp av partikulært materiale i bore- og brønnkjemikalier, jf. pkt om stoff i gul og grønn kategori over Utslipp av oljeholdig vann Utslipp av oljeholdig vann på Åsgardfeltet er knyttet til produsert vann fra Åsgard A og Åsgard B, samt drenasjevann fra Åsgard A, Åsgard B, Åsgard C og mobile rigger som utfører bore- og brønnoperasjoner på feltet. Åsgard A prosesserer oljen fra Smørbukk og Midgard. I 2013 var gjennomsnittlig oljekonsentrasjon på 4,6 mg/l for produsert vann fra Åsgard A, som er godt under snittet for norsk sokkel. Gitt et vannvolum til sjø på m 3 pr i 2013 ga dette utslipp av 1,8 tonn olje pr år. For behandling av drenasjevann skilles det mellom to system, åpen drenering er alt vann fra dekk, som går via oppsamlingstank i skipet og pumpes til sentrifuger for rensing før det slippes til sjø. Normalt oljeinnhold i dette vannet er maksimalt 4-5 mg/l. Til lukket drenering går vann fra prosess og dreietårnområdet samt væske som er separert ut i fakkesystemet. Renseanlegget for produsert vann på Åsgard B håndterer produksjonsstrømmen gass og kondensat fra Midgard og Smørbukk, samt Yttergryta og Mikkel. Anlegget prosesserer også brønnstrømmen fra Morvin med både olje og gass. Åsgard B behandler om lag samme mengde produsert vann per år ( m 3 i 2013), men hadde i 2013 en gjennomsnittlig oljekonsentrasjon på 10,1 mg/l og derfor også et utslipp av mer enn dobbelt så mye olje som Åsgard A (4,5 tonn). Det slippes ut mye mer oljeholdig drenasjevann fra Åsgard B enn Åsgard A, og oljekonsentrasjonen i dette vannet var spesielt høy i 2013 (26,3 mg/l). Åsgard C slipper ut oljeholdig drenasjevann fra skipets maskinrom, normalt mellom 20 og 30 m 3 pr måned. Oljekonsentrasjonen i dette vannet er lav og normalt under 3 mg/l. I følge Statoils prognoser for Åsgardfeltet vil vannmengden gå ned etter Miljødirektoratet vil følge opp vannbehandlingsprosessen og utslippene fra Åsgard gjennom nullutslippsarbeidet og krav til risikovurderinger og teknologi vurderinger. Selv om EIF for Åsgard A og B er relativt lav forventer vi at Statoil følger med i teknologiutviklingen og vurderer implementering av relevant teknologi. I henhold til aktivitetsforskriften 60, skal oljeinnholdet i vann som slippes ut til sjø være så lavt som mulig. Dette innebærer at operatøren skal tilstrebe å redusere oljeinnholdet ytterligere, selv om det ligger under 30 mg/l. Miljødirektoratet forventer at operatøren til enhver tid har dokumenterte målsetninger om å senke oljeinnholdet i vann, i tråd med styringsforskriften 7. Det er viktig at operatøren har et tilstrekkelig vedlikeholds- og kontrollprogram for å oppnå høy renseeffekt Risiko- og teknologivurderinger av produsert vann Gjeldende krav og mål Krav knyttet til utslipp av oljeholdig vann, herunder produsert vann, fremkommer i forskrift om utføring av aktiviteter i petroleumsvirksomheten (aktivitetsforskriften) 60. I henhold til denne bestemmelsen skal oljeinnholdet i vann som slippes ut til sjø Side 14 av 28

15 være så lavt som mulig, men uansett ikke overstige 30 mg/l. Dette innebærer at operatøren skal tilstrebe å redusere oljeinnholdet ytterligere, selv om det ligger under den absolutte grensen 30 mg/l. Dette kravet underbygges av øvrige krav i HMSforskriftene om risikoreduksjon, oppfølging og forbedring. Forskrift om helse, miljø og sikkerhet i petroleumsvirksomheten og på enkelte landanlegg (rammeforskriften) 11 angir prinsipper for risikoreduksjon, blant annet krav om bruk av BAT. Forskrift om styring og opplysningsplikt i petroleumsvirksomheten og på enkelte landanlegg (styringsforskriften) stiller spesifikke krav til oppfølging og forbedring i 7 og 19 23, blant annet krav til kontinuerlig forbedring og mål. I tillegg er det stilt krav om at Miljødirektoratet skal opplyses om endringer i risikoen for forurensning jf. styringsforskriften 34 første ledd bokstav b. Nullutslippsmålet for olje og miljøfarlige stoffer til sjø fra petroleumsvirksomheten ble etablert i St.meld. nr. 58 ( ) om Miljøvernpolitikk for en bærekraftig utvikling. Målet ble utdypet i St.meld. nr. 25 ( ) og er senere presisert og spesifisert i en rekke Stortingsmeldinger, sist i St.meld. nr. 26 ( ). Målet om nullutslipp gjelder både tilsatte kjemikalier og naturlig forekommende miljøfarlige stoff i produsert vann og forutsetter at industrien utvikler teknologi som kan fjerne eller redusere utslippene. Gjennomføring av stoffbaserte risikovurderinger for utslipp av produsert vann Gjennom vårt nasjonale arbeid mot nullutslipp av olje og miljøfarlige stoff til sjø har operatører på norsk sokkel gjennomført risikovurderinger med bruk av Dose-related Risk and Effect Assessment Model (DREAM) og Environmental Impact Factor (EIF) i over 10 år. Dette har så langt vært et frivillig tiltak for de norske operatørene. DREAM er et verktøy for å utføre risikovurderinger basert på giftigheten til de enkelte komponentene i produsert vann. OSPAR har utarbeidet en omforent liste av grenseverdier for giftighet, såkalte "Predicted No Effect Concentrations" (PNECs), for de mest vanlige naturlig forekommende stoffene i produsert vann. Noen av disse verdiene avviker fra de verdiene som er brukt av norske operatører i EIF-beregningene så langt. Det vil derfor være nødvendig at operatørene oppdaterer risikovurderingene sine med nye PNEC-verdier. På denne bakgrunnen pålegges operatøren å gjennomføre risikovurderinger i form av EIF-beregninger på hver enkelt installasjon med utslipp av produsert vann. Beregningene skal gjøres med ulike metoder for å kunne sammenligne resultatene og avspeile utviklingen i tid: 1. EIF-beregninger med opprinnelig EIF-metode, dvs. med bruk av tidligere PNECverdier for naturlige forekommende stoffer, maksimum og tidsintegrert EIF, med vekting. 2. EIF-beregninger som gitt under punkt 1, men hvor gamle PNEC-verdier er erstattet med nye OSPAR PNEC-verdier. 3. EIF-beregninger med bruk av nye OSPAR PNEC-verdier for naturlige forekommende stoffer og tidsintegrert og maksimum EIF, uten vekting. Side 15 av 28

16 Beregningene skal også omfatte tilsatte komponenter i produsert vann. Resultatene fra vurderingene, inkludert alle beregnede verdier for EIF, skal rapporteres til Miljødirektoratet innen 15. mars Operatøren kan om ønskelig inkludere dette i årsrapporten, jf. styringsforskriften 34 første ledd bokstav c. Gjennomføring av risikovurderinger for utslipp av produsert vann med WETtilnærming OSPAR 2012/5 gir stor frihetsgrad i hvordan risikovurderingene skal gjennomføres, blant annet om de skal være stoffbasert eller basert på Whole Effluent Toxicity (WET) eller en kombinasjon av disse. DREAM er, som nevnt over, et stoffbasert verktøy. I dialogen Miljødirektoratet har hatt med operatørene, er det identifisert et behov for å gjennomføre risikovurderinger også ved bruk av WET-tilnærmingen. Hensikten med dette er å kunne verifisere at man ikke utelukker vesentlige risikobidrag fra ukjente stoffer i det produserte vannet, for eksempel fra den så kalte UCM-fraksjonen (Unresolved Complex Mixture). Miljødirektoratet pålegger operatøren å gjøre WET-verifisering for installasjoner som får tidsintegrert EIF større enn 10 ved bruk av nye OSPAR PNEC-verdier for naturlige forekommende stoffer, uten vekting. Resultatene skal rapporteres til Miljødirektoratet innen 15. mars Operatøren kan om ønskelig inkludere dette i årsrapporten, jf. styringsforskriften 34 første ledd bokstav c. Kontinuerlig forbedring og bruk av BAT I henhold til aktivitetsforskriften 60, skal oljeinnholdet i vann som slippes ut til sjø være så lavt som mulig. Dette innebærer som nevnt over at operatøren skal tilstrebe å redusere oljeinnholdet ytterligere, selv om det ligger under den absolutte grensen 30 mg/l. Det følger av rammeforskriften 11 at "den ansvarlige skal velge de tekniske, operasjonelle eller organisatoriske løsningene som ( ) gir de beste resultatene". Samtidig stiller rammeforskriften 15 og styringsforskriften 23 krav til kontinuerlig forbedring. Denne innebærer at resultatene fra risikovurderingene skal brukes videre i nye vurderinger av beste tilgjengelige teknikker (BAT) og mulige tiltak for å redusere miljørisiko på hvert felt. God og stabil drift av renseanlegg har stor betydning for ytelsen og dermed for miljørisikoen knyttet til utslipp av produsert vann. Operatørene har derfor foreslått at hver enkelt installasjon skal etablere en lokal beste praksis for drift og vedlikehold av renseanlegget, og at denne skal revideres årlig for å sikre kontinuerlig forbedring. Norsk olje og gass har kommentert at det ikke har kommet vesentlige nyvinninger på teknologiområdet når det gjelder behandling av produsert vann på mange år, og viser til Oljedirektoratets rapport "Miljøteknologi" fra De mener derfor at det ikke er nødvendig å gjøre BAT-vurderinger knyttet til teknologi før det blir kjent ny renseteknologi, med det mindre gjøres større endringer på et felt, inkludert bytte av teknologi eller driftsrutiner. Side 16 av 28

17 Miljødirektoratets vurdering er at når nullutslippsmålet ikke er nådd med hensyn til olje og naturlig forekommende komponenter, er det nødvendig å på nytt gjennomgå tiltak som kan bidra til å nå dette målet. Vår vurdering er dessuten at det har skjedd teknologiutvikling de senere år, og vi er ikke kjent med at alle operatører har oppdatert sine tidligere vurderinger av muligheter og kostnader knyttet til implementering av forbedret teknologi. I tråd med forslag fra industrien, gjennom Norsk olje og gass, pålegges operatøren å etablere en lokal beste praksis for drift og vedlikehold av renseanlegget på alle installasjoner som har utslipp av produsert vann og rapportere om resultatet og implementeringen til Miljødirektoratet innen 15. mars Operatøren kan om ønskelig inkludere dette i årsrapporten, jf. styringsforskriften 34 første ledd bokstav c. Etablert beste praksis skal deretter revideres årlig. I tillegg skal nye teknologivurderinger gjennomføres for alle installasjoner med tidsintegrert EIF er større enn 10 med bruk av nye OSPAR PNEC-verdier for naturlige forekommende stoffer, uten vekting, eller dersom oljeinnholdet i vann som slippes til sjø er større enn 30 mg/l. Slike vurderinger skal også innebære en vurdering av kostnader forbundet med de ulike tiltakene sett opp mot miljøgevinsten. Frist for gjennomføring og rapportering av slike vurderinger er 15. mars Operatøren kan om ønskelig inkludere dette i årsrapporten, jf. styringsforskriften 34 første ledd bokstav c. Disse rapportene vil være grunnlag for Miljødirektoratets vurdering av behov for feltspesifikke krav. Vi forventer at operatøren vurderer tilgjengelig teknologi også for installasjoner med mindre risikobidrag, jf. rammeforskriften 15 og styringsforskriften 23, men at det normalt ikke vil være nødvendig med detaljerte kost-/nyttevurderinger for implementering av dyr teknologi. Oppfølging Tilbakemeldingene fra operatørene vil være grunnlag for vår videre prosess for å implementere OSPAR 2012/5 og følge opp nullutslippsmålet. Resultatene fra risikovurderingene og konklusjonene fra teknologi- og kost-/nytte-vurderingene vil bidra til å identifisere gjennomførbare tiltak for ytterligere reduksjon i miljørisiko på hvert felt. Miljødirektoratet vil i tillegg rapportere status til OSPAR årlig fram til Etter det vil man i OSPAR vurdere oppnådde resultater og om OSPAR 2012/5 fungerer etter hensikten. 3.2 Utslipp til luft Utslipp til luft fra Åsgardfeltet er hovedsakelig avgasser fra forbrenning av diesel og gass til kraftgenerering og fakling fra Åsgard A, B og C, samt kaldventilering og diffuse utslipp på innretningene og utslipp ved lasting og lagring av råolje. I tillegg kommer utslipp fra forbrenning av diesel til kraftgenerering på flyterigger og fra forbrenning av olje og gass fra brenneroperasjoner over brennerbommer fra flyterigger. Side 17 av 28

18 Utslipp av CO2 Utslipp av CO 2 fra energianlegg (turbiner, motorer og kjeler) og fakkelsystem omfattes av kvoteplikten og reguleres gjennom en særskilt tillatelse til kvotepliktige utslipp. Disse utslippene omtales derfor ikke nærmere her utover at utslippene angis Utslipp fra energianlegg Statoil har i søknaden angitt forventede totalutslipp til luft i perioden for installasjonene Åsgard A, B og C. Tabell viser utslippene fra forbrenning av diesel og naturgass. Tabell Utslipp fra turbiner og motorer på Åsgard A, B og C Komponent Brensel diesel gass diesel gass diesel gass diesel gass diesel gass CO 2 (mill 0,024 0,788 0,023 0,826 0,025 0,698 0,022 0,67 0,021 0,582 tonn) CH 4 (tonn) NO x (1000 0,448 0,845 0,428 0,965 0,445 0,878 0,42 0,858 0,383 0,779 tonn SO x (tonn) nmvoc (tonn) 0, , , , ,15 90 Energianlegget på Åsgard A omfatter to kompressorturbiner med lav-nox teknologi (LM2500+PR DLE) og to kraftturbiner, hvorav den ene har lav-nox teknologi (LM6000 PB DLE) og den andre er en konvensjonell turbin (LM6000 PA SAC). Åsgard A er også utstyrt med to dieselgeneratorer (dieselmotorer) med standard-nox teknologi som brukes i perioder med økt kraftbehov. For å kompensere for skiftende vind- og bølgeforhold og for å holde fartøyet stabilt opp mot været, har Åsgard A i tillegg i alt 5 thrustere koblet mot DP-systemet. Dette kommer i tillegg til normal drift av fartøy og prosessanlegg om bord. Energianlegget på Åsgard B omfatter tre kompressorturbiner med lav-nox-teknologi (LM2500+PR DLE) og to kraftturbiner, hvorav en med lav-nox teknologi (LM2500+PR DLE) og en med konvensjonell teknologi (LM2500 PC). Åsgard B er også utstyrt med dieselgeneratorer som brukes i perioder med økt kraftbehov. Åsgard C har 4 dieseldrevne motorer for egen kraftgenerering. Åsgard har i sin tillatelse hatt tillatelse til utslipp av 1500 tonn NO X per år fra energiproduksjon (eksosgass fra gass og dieseldrevne turbiner og motorer) siden Energianlegg offshore med samlet innfyrt effekt på 50 MW og større er omfattet av Industriutslippsdirektivet (EU-direktivet 2010/75/EU) som er implementert i norsk miljølovgivning gjennom forurensningsforskriften, kapittel 36. Et viktig prinsipp er at alle hensiktsmessige forebyggende tiltak mot forurensning skal treffes, særlig ved å ta i bruk de beste tilgjengelige teknikker. I vurderingen av hvilke utslippsvilkår som er nødvendige for å sikre at energianleggene opereres i samsvar med beste tilgjengelige Side 18 av 28

19 teknikker (BAT) legger Miljødirektoratet til grunn EUs BAT-referansedokument for store energianlegg (LCP-BREF). Omsøkte totale utslipp av NO X fra kraftgenereringen på de faste installasjonene og fartøy for lette brønnintervensjoner (LWI) er gitt i tabell Produksjonen fra Midgard har falt raskere enn forventet i opprinnelig PUD på grunn av høyere trykkfall i rørledningene og at to brønner er stengt pga vannproduksjon. For å opprettholde produksjon fra Midgard og Mikkel som forutsatt i gjeldene PUD for feltene, har Statoil besluttet å installere og drive et havbunnsbasert kompresjonsanlegg på Midgard, for å øke strømningsraten i produksjonsrørledningene inn mot Åsgard B. Gjennom PUD for drift av kompresjonsanlegget er det godkjent at Statoil skal hente nødvendig elektrisk kraft (24 MW) til anlegget fra Åsgard A FPSO fra oppstart og fram til slutten av Kompresjonsanlegget vil starte full operasjon i 2. kvartal Kraftforbruket på Åsgard A øker da fra 16 til 24 MW i Ny lav-no X -turbin ble installert på Åsgard A i 2013 og utslippene var forventet å gå noe ned fra Basert på utslippstall fra 2013 og utslipp hittil i år ser imidlertid Statoil at utslippene fortsatt ligger tett opp mot 1500 tonn NO X. Med økt kraftbehov fra Q ser derfor Statoil behov for økt ramme på NO X til 1700 tonn per år. Også de øvrige utslippene oppgitt i tabell er ifølge Statoil utslippsberegninger basert på prognoser gitt i RNB Disse prognosene er forbundet med usikkerhet og Statoil mener det er hensiktsmessig å legge inn en sikkerhetsmargin på 20 % også på SO X, CH 4 og nmvoc for å unngå stadige søknader om utvidelse. Miljødirektoratet finner å kunne gi tillatelse til utslipp til luft fra energianleggene på Åsgard A, B og C som omsøkt, hvilket innebærer utslippsgrenser per år for NO X, SO X, CH 4 og nmvoc på hhv 1700, 22, 408 og 112 tonn. Åsgard er en imidlertid en stor kilde for utslipp til luft fra aktiviteten på norsk sokkel. Miljødirektoratet vil følge utviklingen tett gjennom årsrapportene og forventer at tiltak for å redusere utslippene prioriteres høyt. Statoil planlegger å bruke 2-4 flyttbare innretninger per år i perioden IMRfartøyet er allerede nevnt og i tillegg kommer de 4 riggene Deepsea Bergen, Transocean Spitsbergen, Songa Encourage og Transocean Leader, som vil bli brukt i varierende grad. Estimert antall riggdøgn, dieselforbruk og tilhørende utslipp basert på standardfaktorer fra Norsk olje og gass er gitt i tabell Tabell Utslipp til luft fra flyttbare innretninger på Åsgardfeltet (inkludert LWI/IMRfartøy) Estimert antall riggdøgn Estimert dieselforbruk CO 2 (tonn) NO x (tonn) nmvoc (tonn) SO x (tonn) Side 19 av 28

20 Miljødirektoratet opprettholder utslippsgrensen på 1500 tonn NO x per år fra energianleggene om bord på Åsgard A, B og C, basert på opplysningene i søknaden for perioden Utslipp av NO x fra flyttbare innretninger på Åsgardfeltet er betydelig og Miljødirektoratet har derfor funnet det nødvendig å fastsette spesifikke utslippsgrenser for NO x også fra de flyttbare innretningene. Utslippsgrensene er fastsatt til det som i søknaden er oppgitt som maksutslipp fram til I maksimalutslippet som gjelder flyttbare innretninger inngår også vedlikeholdsfartøy (IMR). For de andre komponentene som slippes ut fra kraftgenering på Åsgard A, B og C og flyttbare innretninger, er utslippsgrensene satt til det som i søknaden er oppgitt som maksimalutslipp fram til Utslipp fra fakkel/fakkelsystem Fakkelsystemet på Åsgard består av en høytrykksfakkel (HP-fakkel) og en lavtrykksfakkel (LP-fakkel) både på Åsgard A og B. NO X -utslippet fra fakkelsystemet på Åsgardfeltet utgjør ca. 31 tonn per år fra Åsgard A, B og C. Fakling vil også kunne gi utslipp av PAH/sot og andre uforbrente komponenter. Forventet utslipp av andre komponenter fra fakkel er 8 tonn CH 4, 1,9 tonn nmvoc og 220 tonn SO X. Til sammenligning var utslippene i 2013 hhv 40 tonn NO X, 16,9 tonn CH 4, 1,7 tonn nmvoc og 198 tonn SO X. Hoveddelen av utslippet av SO x fra fakkel er knyttet til kaldventilering av H 2 S-gass fra aminanlegget på Åsgard B gjennom LP fakkel. Statoil har tidligere informert om at incinerator for forbrenning av strippegassen fra aminanlegget med påfølgende utvasking til sjø ikke kan brukes. I årsrapporten for 2012 skrev Statoil at det ble utført et arbeid for å undersøke mulighet for kjemisk stripping av H 2 S av avgassen fra aminanlegget. Miljødirektoratet er ikke kjent med om dette arbeidet er ferdigstilt og eventuelle konklusjoner fra dette. Vi ber om en statusrapport innen Miljødirektoratet har på nåværende tidspunkt ikke fastsatt spesifikke utslippsgrenser for utslipp fra fakling. Utviklingen i faklingsvolumene og utslippene som følge av fakling vil være gjenstand for vurdering i lys av nasjonale mål og internasjonale forpliktelser, herunder behovet for individuell regulering og utslippsreduserende tiltak. Miljødirektoratet legger til grunn at operatøren tilstreber en energioptimal produksjon slik at faklingsvolumene og utslippene som følge av fakling blir så lave som mulig. Statoil må påregne at dette vil bli fulgt opp i forbindelse med tilsyn Utslipp fra brenneroperasjoner over brennerbom på flyterigger Statoil søker om tillatelse til utførelse av brenneroperasjoner over brennerbom på flyterigger der dette er nødvendig og disse operasjonene ikke kan eller av andre hensyn ikke bør utføres mot fast installasjon. I følge Statoil vil brenning over brennerbom i hovedsak skje i forbindelse med brønnopprensking, korte brønntester og "bleed off"-operasjoner hvor gass, kondensat, olje og rester fra brønnvæsker kan bli brent. Statoil har estimert årlige utslipp fra slik aktivitet basert på 10 vanlige brønnopprenskinger på Åsgard etterfulgt av en kort brønntest med en varighet på om Side 20 av 28