UTSLIPPSRAPPORT 2003. for Ekofisk feltet

UTSLIPPSRAPPORT 2003 for Ekofisk feltet

Innledning Rapporten dekker utslipp til sjø og til luft, samt håndtering av avfall fra Ekofisk-feltet i år 2003. Kontaktpersoner hos ConocoPhillips (COPNO) er: Kontaktperson Telefon E-postadresse Gro Alice Gingstad 5202 2425 Gro.gingstad@conocophillips.com Steinar Berntsen 5202 2062 Steinar.Berntsen@conocophillips.com iii

Innholdsfortegnelse 1 STATUS... 2 1.1 FELTETS STATUS... 2 1.1.1 Beskrivelse Ekofisk-feltet... 3 1.2 MILJØPROSJEKTER I 2003... 4 1.3 AVVIKSBEHANDLING AV OVERSKRIDELSER I ÅR 2003... 7 1.3.1 Avvik ift. utslippstillatelser på feltene... 8 1.4 STATUS FOR PRODUKSJONSMENGDER... 10 1.5 STATUS NULLUTSLIPPSARBEIDET... 13 1.6 UTFASNINGSPLANER... 15 1.7 UTSLIPP VS. UTSLIPPSTILLATELSE... 20 2 UTSLIPP FRA BORING... 22 2.1 BRØNNSTATUS... 22 2.2 BORING MED VANNBASERT BOREVÆSKE... 23 2.3 BORING MED OLJEBASERT BOREVÆSKE... 23 2.4 BORING MED SYNTETISKBASERT BOREVÆSKE... 23 2.5 DISPONERING AV OLJEBASERT BOREVÆSKE... 24 3 UTSLIPP AV OLJEHOLDIG VANN... 25 3.1 UTSLIPP AV OLJE OG OLJEHOLDIG VANN... 25 3.1.1 Samlede utslipp av hver utslippstype i år 2003... 25 3.1.2 Avvik... 25 3.1.3 Rørledningsoperasjoner på Ekofisk... 25 3.1.4 Beskrivelse av renseanleggene... 26 3.1.5 Historisk utvikling for produsert vann... 30 3.1.6 Analyser av olje i vann... 32 3.2 UTSLIPP AV TUNGMETALLER MED PRODUSERT VANN... 32 3.3 UTSLIPP AV AROMATER OG ALKYLFENOLER MED PRODUSERT VANN... 32 3.4 UTSLIPP AV RADIOAKTIVITET.... 32 4 BRUK OG UTSLIPP AV KJEMIKALIER... 38 4.1 SAMLET FORBRUK OG UTSLIPP... 38 4.2 BORE- OG BRØNNKJEMIKALIER (BRUKSOMRÅDE A)... 40 4.3 PRODUKSJONSKJEMIKALIER (BRUKSOMRÅDE B)... 42 4.4 INJEKSJONSVANNSKJEMIKALIER (BRUKSOMRÅDE C)... 45 4.5 RØRLEDNINGSKJEMIKALIER (BRUKSOMRÅDE D)... 49 4.6 GASSBEHANDLINGSKJEMIKALIER (BRUKSOMRÅDE E)... 50 4.7 HJELPEKJEMIKALIER (BRUKSOMRÅDE F)... 51 4.8 KJEMIKALIER SOM TILSETTES EKSPORTSTRØMMEN (BRUKSOMRÅDE G)... 53 4.9 KJEMIKALIER FRA ANDRE PRODUKSJONSSTEDER (BRUKSOMRÅDE H)... 54 4.10 VANNSPORSTOFFER... 54 5 EVALUERING AV KJEMIKALIER... 55 5.1 SAMLET UTSLIPP AV KJEMIKALIER... 56 5.2 BOREKJEMIKALIER... 60 5.3 PRODUKSJONSKJEMIKALIER... 62 5.4 INJEKSJONSVANNSKJEMIKALIER... 63 5.5 RØRLEDNINGSKJEMIKALIER... 64 5.6 GASSBEHANDLINGSKJEMIKALIER... 65 5.7 HJELPEKJEMIKALIER... 65 5.8 KJEMIKALIER SOM GÅR MED EKSPORTSTRØMMEN... 67 5.9 KJEMIKALIER FRA ANDRE PRODUKSJONSSTEDER... 67 5.10 VANNSPORSTOFFER... 67 6 RAPPORTERING TIL OSPAR... 68 6.1 BRUK OG UTSLIPP AV MILJØFARLIGE FORBINDELSER... 68 6.2 BRUK OG UTSLIPP AV PRIORITERTE MILJØFARLIGE FORBINDELSER SOM TILSETNINGER I PRODUKTER... 69 6.3 BRUK OG UTSLIPP AV PRIORITERTE MILJØFARLIGE FORBINDELSER SOM FORURENSNINGER I PRODUKTER... 69 iv

7 UTSLIPP TIL LUFT... 72 7.1 UTSLIPP TIL LUFT FRA FORBRENNINGSPROSESSER... 73 7.1.1 Permanent plasserte innretninger... 73 7.1.2 Flyttbare innretninger... 73 7.2 UTSLIPP VED LAGRING OG LASTING AV RÅOLJE... 74 7.3 DIFFUSE UTSLIPP OG KALDVENTILERING... 74 8 AKUTT FORURENSNING TIL SJØ... 75 8.1 AKUTTE OLJEUTSLIPP... 75 8.2 AKUTTE FORURENSNING AV KJEMIKALIER OG BORESLAM... 75 8.3 AKUTTE FORURENSNING TIL LUFT... 76 8.4 HISTORISK OVERSIKT FOR AKUTTE FORURENSNINGER... 76 9 AVFALL... 79 9.1 FARLIG AVFALL... 79 9.2 KILDESORTERT AVFALL... 80 9.3 AVVIK... 80 9.4 SORTERINGSGRAD... 80 10 VEDLEGG... 81 10.1 UTSLIPP I FORBINDELSE MED BORING... 82 10.2 OVERSIKT AV OLJEINNHOLD FOR HVER VANNTYPE... 84 10.3 MASSEBALANSE FOR ALLE KJEMIKALIER ETTER FUNKSJONSGRUPPE... 88 10.4 OVERSIKT OVER ALLE AKUTT UTSLIPP... 112 10.5 OVERSIKT OVER NEDSTENGNINGER I 2003... 121 10.6 KORRELASJONSSTUDIE PRODUSERT VANN... 123 10.6.1 Olje i vann målinger... 123 10.6.2 Kontrollanalyser (ekstern og/eller intern)... 123 10.6.3 Laboratorium, frekvens av kontrollanalysene og type analyser... 123 10.6.4 Vurderinger... 124 10.6.5 Resultater... 125 10.6.6 Trender for produsertvannutslipp er gitt i denne seksjonen. Det er ikke gitt trender for drenasjevann. Drenasjevannskorrelasjon er som omtalt satt til =1 for NS 9803 og ISO 9377-2. Dette vannet er uhomogent og en korrelasjon kan ikke gis. ConocoPhillips slipper ikke ut fortrengningsvann... 125 10.6.7 Produsertvann... 125 10.6.8 Konklusjon... 128 v

1 STATUS 1.1 Feltets status Denne utslippsrapporten dekker utslipp fra aktiviteter på Ekofisk feltet innen utvinningslisens 018, der ConocoPhillips Skandinavia er operatør. Rettighetshavere i utvinningstillatelse 018: Status pr. 23.10.2003 1 TotalFinaElf Exploration AS 39,896% ConocoPhillips Norge 35,112% Norsk Agip AS 12,388% Norsk Hydro Produksjon a.s 6,654% Petoro AS 5,000% Statoil ASA 0,950% 1 Kilde: Internett, Hjemmesiden til Oljedirektoratet. Oljen stabiliseres for transport til Teesside i England via Norpipe-systemets oljerørledning. Eiere av Norpipe oljerørledning (Norpipe Oil): Status pr. 1.Januar 2000 2 ConocoPhillips Norge 35,050% TotalFinaElf Exploration Norge AS 34,930% Statoil ASA 20,000% Norsk Agip A/S 6,520% Norsk Hydro Produksjon a.s 3,500% 2 Kilde: Olje- og Energidep., Fakta 2003 Norsk petroleumsvirksomhet Oljerørledningen eies av Norpipe Oil AS. All gass fra lisens 018 prosesseres til salgskvalitet og eksporteres til kontinentet via Gassled til Emden i Tyskland. Eiere av Gassled i 2003: Status pr. 15.12.2003 1 Petoro AS 38,293% Statoil ASA 20,379% Norsk Hydro Produksjon a.s 11,134% TotalFinaElf Exploration Norge AS 9,038% Esso Exploration and Production Norway as 5,179% Norske Shell Pipelines AS 4,681% Mobil Development Norway AS 4,576% Norsea Gas A/S 3,018% ConocoPhillips Scandinavia AS 2,033% Norsk Agip as 0,862% Fortum Petroleum AS 0,807% 1 Kilde: Internett, Hjemmesiden til Oljedirektoratet. 2

1.1.1 Beskrivelse Ekofisk-feltet PLATTFORM TYPE/FUNKSJON Eko II (etter aug.98) Ekofisk 2/4 A(lfa) Brønnhodeplattform Ekofisk 2/4 B(ravo) Brønnhodeplattform Ekofisk 2/4 C(harlie) Brønnhode-og gassinjekjsonsplattform Ekofisk 2/4 FTP Stigerørsplattform for 2/4 A og B Ekofisk 2/4 G(olf) Nedstengt Ekofisk 2/4 H(otell) Boligkvarter Ekofisk 2/4 K(ilo) Vanninjeksjonsplattform Ekofisk 2/4 P(apa) Nedstengt Ekofisk 2/4 Q(uarters) Boligkvarter Ekofisk 2/4 R(iser) Nedstengt Ekofisk 2/4 S(tatpipe) Nedstengt, topside fjernet, kun jacket tilbake Ekofisk 2/4 T(ank) Nedstengt Ekofisk 2/4 W(hiskey) Vanninjeksjonsplattform Ekofisk 2/4 X Brønnhodeplattform Ekofisk 2/4 J Hovedprosesseringsplattform for Ekofisk-feltet Ekofisk Senter er et knutepunkt for prosessering og transport av olje og gass fra tredje - parts felt eller transportsystemer. I tillegg til utslipp fra feltene som innbefattes i utvinningslisens 018, dekker rapporten også utslipp knyttet til transportsystemet Norpipe, samt utslipp forbundet med tredjeparts felt eller transportsystemer, dersom slike utslipp fysisk forekommer på installasjonene i Ekofisk-området. Dette gjelder i praksis Gyda og transportsystemet Statpipe. Lisensen for Ekofiskfeltet varer til år 2028. Ekofisk 2/4R, 2/4G, 2/4S og 2/4P ble tatt ut av drift i august 1998. Disse plattformene har vært rengjort, og gått over i kald fase i 1999. Ekofisk 2/4T ble også tatt ut av produk-sjon i august 1998, og rengjøringen av prosessutstyr er fullført. Tanken er midlertidig avbemannet mens undersøkelser for metoder for rengjøring av selve tanken gjennomgåes. Når denne aktiviteten gjenopptas, vil avhenge av metode og tilgang på utstyr. Boreriggen Mærsk Giant og Mærsk Gallant har i 2003 vært tilknyttet Ekofisk 2/4W og Ekofisk 2/4 B for boring av nye brønner. Det har vært 61nedstengninger på Ekofisk i 2003. Dette inkluderer både feltnedstengninger, plattformnedstengninger og unit nedstengninger. For fullstendig oversikt over disse nedstegningene se vedlegg 10.5. 3

1.2 Miljøprosjekter i 2003 Ekofisk vekst prosjektet Dette prosjektet ble i 2003 godkjent og har som mål å øke utvinningen av olje og gass, samt øke prosesskapasiteten og påliteligheten fra Ekofisk-området. Innen prosjektet for kapasitetsøkning planlegges det å legge en kabel mellom Ekofisk 2/4J og Ekofisk 2/4K for å forsyne Ekofisk 2/4K med kraft fra Ekofisk 2/4J hvor kraften genereres med lav NOx turbiner med høy energieffektivitet. Planen baserer seg på å stenge ned turbindrevne kraftgeneratorer på Ekofisk 2/4K, som vil ha funksjon som stand by maskiner. Det er beregnet at reduksjonene i avgassene som følge av kabelinstallasjon i forhold til prosjektet uten kabel blir i størrelsesorden: CO2 maksimalt 10.000 tonn/år NOx maksimalt 150 tonn/år. Det er foreløpig ikke beregnet utslippsreduksjoner som følge av ny WHRU (Waste Heat Recovery Unit) på 4,2 MW som skal installeres på en av de eksisterende vanninjeksjonsturbinene av typen LM 2500 på 2/4K. Investeringene med kabel er vurdert å gi økonomisk gevinst grunnet økt regularitet. Legging av kabel skjer i 2004. Installasjon av ejektorer på Ekofisk 2/4J Installasjon av ejektorer på innkommende lavtrykk Eldfisk gass på Ekofisk 2/4 J er besluttet i 2003. Ejektorene vil øke trykket på gassen og føre denne oppstrøms HP gasskompressor. Dette tiltaket vil kunne fjerne restriksjoner på gasskapasitet i LP gassbehandlingssystem. Dette vil føre til økt effektivitet på gasstoget og dermed kunne redusere utslipp av CO2 og NOx. To parallelle ejektorer er valgt for å ha mer fleksibilitet bygget inn i systemet. Forventet reduksjon i gassbrenselforbruket er i størrelsesorden 5000-10000 SM3 pr. dag. Utslippsreduksjonen som følge av dette blir: CO2 ca. 3960 8030 tonn/år NOx ca. 3,3-6,6 tonn/år Investeringene for modifikasjonene er ca. 50. mill NOK, men gir totalt sett en økonomisk gevinst grunnet muligheter for økt produksjon. Reduksjon av BTEX utslipp til luft fra Ekofisk 2/4J glykol regenereringsanlegget. ConocoPhillips opererer en TEG (Tri Etylen Glykol) enhet oppstrøms fra en NGL (Natural Gas Liquids) gjenvinningsprosess på Ekofisk 2/4J plattformen. Glykolen som tidligere ble regenerert i denne enheten var ikke var ren nok, og dette medførte fryseproblemer nedstrøms i NGL prosessen. Ved å skifte utstyr og implementere tilleggsmoduler kunne glykol regeneres med en renhet på 99,95 % +wt%. De totale reduksjonene i BTEX utslipp som følge av modifikasjonene er store, og idag er BTEX utslippene fra glykol regenereringsenheten 1-5 kg/t mot tidligere 40-60 kg/t BTEX (foreløpige tall). Massebalanse beregninger skal utføres i løpet av 2004 for å verifisere reduksjoner i utslippene. 4

Substitusjon av kjemikalier Det har i 2003 også substituert svarte og røde kjemikalier. Dette involverer betydelig utviklingsarbeid hos leverandører av kjemikalier. Resultatet av dette er gitt i seksjon 1.8 Utfasningsplaner. Installasjon av fullskala EPCON test anlegg EPCON ble ført testet i 2002 med gode resultater. I 2003 ble enheten installert på skitten side av flash tank oppstrøms produsertvann sentrifugene, noe som gav en betydelig olje i vann reduksjon fra Ekofisk 2/4J. Dette er mer diskutert i kapittel om renseanleggene. Det vurderes å om permanent EPCON anlegg skal installeres, eller om andre rensemetoder skal installeres i dette prosesstrinnet. Utskiftning av powerturbiner på Ekofisk 2/4K Det vil i 2003/2004 bli skiftet ut powerturbiner på 2 av 3 vanninjeksjonsturbiner på Ekofisk 2/4K. Delene skiftes ut grunnet bla. slitasje og erstattes av beste tilgjengelige power turbiner. Powerturbinene overfører kraft fra gassturbinene til vanninjeksjonspumpene. Utslippene vil sannsynligvis gå ned da overføringen forventes mer effektiv, men dette må verifiseres med målinger. ERMS prosjektet I 2003 ble ConocoPhillips deltager i utviklingen av ERMS prosjektet (Environmental Risk Management System). Dette er et 3-årig F&U prosjekt som tar sikte på å utvikle EIF verktøyet (Environmetnal Impact factor) til bruk innenfor boring og videreutvikle dette verktøyet til bruk for produsert vann utslipp. Prosjektet har en kostnadsramme på NOK 21 mill og ConocoPhillips dekker tilsvarende vår andel som er 1/6 (per dato er det 6 selskaper som deltar i dette). EIF verktøyet ble i 2003 brukt til å kalkulere miljørisiko i forbindelse med rapportering av status til myndighetene i 0-utslippsarbeidet samt rangere de ulike tiltakene mht.kost/reduksjon i miljørisiko. Miljørelaterte OLF-prosjekter Phillips har deltatt i ConocoPhillips deltar i de fleste arbeidsgrupper i OLF som jobber med ulike miljøproblemstillinger. Arbeidsgrupper som vi deltar aktivt i er; Arbeidsgruppe utslipp til sjø. (Effektstudier produsert vann, utvikling av metode for vannsøyleovervåking, prøvetaking og analyse av produsert vann, etc.) Arbeidsgruppe olje i vann analyser. Koordineringsgruppen for miljøovervåking. Nullutslippsgruppen bestående av OLF/SFT. (Definisjoner, målsettinger og retningslinje for rapportering av nullutslipp samt teknologioversikt). Arbeidsgruppe om borekaksdeponier (se avsnitt som følger). Arbeidsgruppe teknologi produsert vann. Arbeidsgruppe for utslippsrapportering Utslipp til luft: Arbeidsgruppe teknologi og kompetanse 5

Arbeidsgruppe driftsmessige tiltak Virkemiddelgruppe Arbeidsgruppe LRA. Borekaks Phillips overtok i 2001 ledervervet i OLF sin arbeidsgruppe for borekaks som siden 1995 på eget initiativ og i samarbeid med industriorganisasjoner i Storbritannia (UKOOA) og internasjonalt (OGP) har støttet forskning og utvikling knyttet til konsekvenser og disponeringsalternativer for borekakshauger som ligger på havbunnen under offshore installasjoner i Nordsjøen. OSPAR-konvensjonen har definert generelle prinsipper for beste miljøpraksis og best tilgjengelige miljøteknologi. Målsetningen med denne pågående satsningen er å finne frem til de løsninger som møter disse prinsippene for disponering av borekaks. OLF har i 2002 oppdatert retningslinjen for karakterisering av borekakshauger. Monitorering av borekakshauger vil bli ivaretatt som en del av oppdateringen av de eksisterende retningslinjene for miljøovervåking. Når det gjelder vurdering av sluttdisponeringsalternativer for borekakshauger, som en del av Avslutningsplanen og tilhørende konsekvensutredning, vil dette bli ivaretatt ved oppdateringen av "OLF's håndbok for konsekvensutredning ved offshore avvikling". Håndboken er planlagt oppdatert i 2003. Samarbeidet med UKOOA har vært meget godt og lærerikt. Som "aktiv observatør" har OLF fått innsyn i et meget godt gjennomført prosjekt - UKOOA Drill cuttings Initiativ - og benyttet oss av muligheten til å påvirke i den retning vi synes er viktig for norsk oljeindustri. Forskning og utvikling ConocoPhillips har flere pågående forskningsprosjekter relatert til utslipp til sjø og luft. Prosjektene er beskrevet nedenfor. Utvikling av Ctour Et samarbeidsprosjekt (Statoil, Hydro og ConocoPhillips) for rensing av produsert vann. Det brukes kondensat med høyt trykk for å fjerne både dispergert olje og løste hydrokarboner og kjemikalier. Laboratorietesting, verifikasjon og oppskalering er nå ferdig, og en test rigg er bygget for felttesting av teknologien. Ctour blir felttestet på 2/4J i første kvartal 2004 under forskjellige operasjonsforhold. Resultatene fra testen skal brukes for fullskala design (dersom Ctour velges som nullutslippsløsning). Produsert vann reinjeksjon pilottest Denne testen har innbefattet drift av et produsertvann reinjekjsonsanlegg på 2/4K for å undersøke egnetheten av produsertvann reinjeksjon i ekofiskreservoaret. Studiet innbefatter undersøkelser av innvirkning på injektivitet av faktorer som temperatur, partikkel og oljekonsentrasjon. Engineering og design av anlegget startet i 2001, pilottesten startet i 2002 og prosjektet avsluttes i slutten av 1. kvartal 2004. Resultater av testene viser en redusert injektivitet på ca. 20-25%, hovedsakelig grunnet en mekanisk effekt. 6

Produsert vann forsuringsstudier ConocoPhillips sin nåværende filosofi er null injeksjon av sulfatreduserende bakterier. Dette blir forsøkt oppnådd gjennom en kombinasjon av UV sterilisering og biosidbehandling. Det er likevel noen brønner som har forhøyede verdier av H2S. Potensialet for forsuring ved produsert vann reinjeksjon er forventet å dobles ved produsert vann reinjeksjon sammenlignet med prognose for fortsatt sjøvannsinjeksjon. Med produsert vann reinjeksjon på Ekofiskfeltet, er H 2 S nivået maksimalt high case og daglig rate ut av 2/4J separatorene prognosert til å være 100 ppmv og 1150 kg/dag. Til sammenligning er high case for fortsatt sjøvannsinjeksjon 45 ppmv og 650 kg/dag (dagens målte H2S nivå er ca. 20 ppmv). De finansielle konsekvensene av økt forsuring er for tiden til vurdering. Verdiene gitt over er forløpige verdier og er basert på en forsuringsmodell utviklet for Ekofisk feltet. Det jobbes med å ferdigstille modelleringen. En detaljert offshore laboratorietest på kjemikaliebehandling for å hindre forsuring er også snart ferdig. Basert på testingen så langt kan nitritt brukes som forsuringsinhibitor, muligens i kombinasjon med biosider. Flere tester trenges for å endelig kvalifisere et behandlingsprogram, men avhenger av et evt. endelig valg av produsertvann reinjeksjon som løsning for null skadelige utslipp. Studien har involvert både interne og eksterne ressurser. Produsertvann reinjeksjon teknologi utvikling og testing. Bakgrunnen for arbeidet er å teste ut forskjellig utstyr på 2/4K pilottest på sidestrømmer. Faststoffsykloner er testet, og forsøkene viser høy partikkelfjernings effektivitet. Testing er også utført på 50 um strainere (filter). 1.3 Avviksbehandling av overskridelser i år 2003 ConocoPhillips har for 2003 styrt forbruks- og utslippsmengder etter utslippssøknad 10685932/1-6. Dette er etter avtale med SFT. Avvik er derfor i forhold til denne utslippssøknaden. I forbindelse med avviksbehandlingen av overskridelser i år 2003 listet i tabellen under, er intern prosedyre 4959 benyttet. Alle unntak behandles ved hjelp av ConocoPhillips sitt interne rapporteringssystem SAP. Her vil de berørte parter ha ansvar for å identifisere årsaken til avviket, tiltak som må iverksettes i organisasjonen og hvordan dette skal unngås i ettertid. 7

1.3.1 Avvik ift. utslippstillatelser på feltene Avvik Plattform Type COPNO ref. Ekofisk 2/4 J Drenasje vann 10784712 Olje i vann Ekofisk 2/4 J Drenasje vann 10792776 Olje i vann Ekofisk 2/4 J Drenasje vann 10823092 Overskridelse Avvik Kommentarer Olje i vann Ekofisk 2/4 J Drenasje vann 10896013 Olje i vann Ekofisk 2/4 J Drenasje vann 10896013 Olje i vann 74 mg/l mot 40 mg/l, januar 78 mg/l mot 40 mg/l, februar 97 mg/l mot 40 mg/l, mars 114 mg/l mot 40 mg/l, sept 83 mg/l mot 40 mg/l, nov Avviket er internt reistrert og bahandlet i SAP, info sendt SFT 4 mars Avviket er internt reistrert og bahandlet i SAP, info sendt SFT 31 mars Avviket er internt reistrert og bahandlet i SAP, info sendt SFT 09 juli. Avviket er internt reistrert og bahandlet i SAP, info sendt SFT 2 jan.2004 Avviket er internt reistrert og bahandlet i SAP, info sendt SFT 2 jan.2004 Ekofisk 2/4 B Drenasje vann 10823092 10823174 10823178 Olje i vann Ekofisk 2/4 B Drenasje vann 10896055 Olje i vann Ekofisk 2/4 B Drenasje vann 10896055 Olje i vann Ekofisk 2/4 B Drenasje vann 10896055 Olje i vann Ekofisk 2/4 B Drenasje vann 10896055 Olje i vann Ekofisk 2/4 B Drenasje vann 10909319 Olje i vann 510 mg/l mot 40 mg/l, juni 218 mg/l mot 40 mg/l, juli 119 mg/l mot 40 mg/l, aug 520 mg/l mot 40 mg/l, okt 121 mg/l mot 40 mg/l, nov 89,7 mg/l mot 40 mg/l, des Avviket er internt reistrert og bahandlet i SAP, info sendt SFT 09 juli Avviket er internt reistrert og bahandlet i SAP, info sendt SFT 22 des Avviket er internt reistrert og bahandlet i SAP, info sendt SFT 22 des Avviket er internt reistrert og bahandlet i SAP, info sendt SFT 22 des Avviket er internt reistrert og bahandlet i SAP, info sendt SFT 22 des Avviket er internt reistrert og bahandlet i SAP, info sendt SFT 22 des Overskridelsene på 2/4J drenasjevann er relatert til tilskitning av sentrifuge under drift som produsertvannsentrifuge. Føden til sentrifugene kan også ha høyt olje i vann innhold fra drenasjevannstankene. Det er nå lagt om på praksis fra å homogenisere tankene før rensing til å rense den renere fasen, for så å eksportere den skitneste delen i oljerørledning. Pverskridelser har ikke skjedd siden 8

denne omleggingen. Overskridelsene på 2/4B drenasjevann er relatert til at sea sump er av et enkelt og gammelt design. Avvikene følges opp og teknisk og miljøpersonell har oppgaver for å finne metoder for å øke renseeffekten. 9

1.4 Status for produksjonsmengder Tabell 1.0a - Status forbruk Måned Injisert gass (m3) Injisert sjøvann (m3) Brutto faklet gass (m3) Brutto brenngass (m3) Diesel (l) Januar 0 2 725 599 902 863 29 430 338 563 500 Februar 0 2 381 288 1 270 248 24 007 502 436 023 Mars 0 2 638 154 1 124 401 27 704 680 247 055 April 0 2 340 480 1 225 382 27 363 990 182 113 Mai 0 2 628 020 1 149 836 27 486 709 195 121 Juni 0 2 432 236 994 805 27 074 008 133 935 Juli 0 2 462 256 1 373 456 25 353 899 154 970 August 0 2 180 786 1 837 612 22 565 121 660 178 September 0 2 430 517 1 596 732 26 107 356 442 641 Oktober 0 2 654 074 989 087 28 184 414 582 545 November 0 2 549 641 975 652 26 450 946 217 470 Desember 0 2 629 119 928 436 28 419 637 521 440 0 30 052 170 14 368 510 320 148 600 4 336 991 Tabell 1.0b - Status produksjon Måned Brutto olje (m3) Netto olje (m3) Brutto kondensat (m3) Netto kondensat (m3) Brutto gass (m3) Netto gass (m3) Vann (m3) Netto NGL (m3) Januar 1 522 874 1 521 293 0 0 282 292 695 243 781 000 577 059 52 161 Februar 1 367 653 1 363 016 0 0 245 313 847 211 948 000 470 046 48 257 Mars 1 520 359 1 512 618 0 0 280 858 164 241 820 000 491 603 54 770 April 1 469 298 1 460 510 0 0 271 180 826 234 951 000 519 787 54 552 Mai 1 459 750 1 441 926 0 0 261 844 521 224 551 000 513 189 55 912 Juni 1 219 616 1 255 195 0 0 233 081 796 199 323 000 532 552 46 394 Juli 1 321 735 1 375 203 0 0 250 117 777 217 453 000 517 203 48 926 August 1 400 031 1 441 911 0 0 253 202 225 218 197 000 493 405 50 407 September 1 412 681 1 445 304 0 0 264 078 387 223 916 000 509 460 50 464 Oktober 1 417 627 1 463 562 0 0 268 467 735 228 626 000 513 528 56 077 November 1 369 149 1 408 104 0 0 255 815 545 216 566 000 504 228 52 061 Desember 1 444 011 1 484 001 0 0 272 716 170 228 691 000 562 213 53 044 16 924 784 17 172 643 0 0 3 138 969 688 2 689 823 000 6 204 273 623 025 10

Historiske data og prognoser Figur 1-1 Produksjon av olje på feltet (Sm 3 o.e.) Ekofisk Oljeproduksjon 1992-2003 + prognose 2004-2028 20 000 000 18 000 000 16 000 000 14 000 000 12 000 000 10 000 000 8 000 000 6 000 000 4 000 000 2 000 000 0 År 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 Figur 1-2 Produksjon av gass på feltene (mill. Sm3 o.e.) Ekofisk Gassproduksjon 1992-2003 + prognose 2004-2028 8 7 6 5 4 3 2 1 0 År 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 11

Figur 1-3 Produsert vann (m 3 ) EKOFISK FELTET Vannproduksjon 1971-2003 + prognose 2004-2028 14 000 000 12 000 000 10 000 000 8 000 000 m3 6 000 000 4 000 000 2 000 000 0 1971 1975 1979 1983 1987 1991 1995 1999 2003 2007 2011 2015 2019 2023 2027 12

1.5 Status nullutslippsarbeidet Status på nullutslippsarbeidet i PL 018 området ble presentert i en egen rapport til SFT i Juni 2003. Da årsrapportene i år er splittet per felt, gjøres det oppmerksom på at tiltakene som ConocoPhillips forpliktet seg i PL 018 området var basert på kost/nytte vurderinger som favoriserte tiltak på Ekofisk-feltet. Forpliktende planer ble presentert i rapporten. Nedenfor er det gitt en oppdatering av de forpliktende tiltakene beskrevet for Ekofisk-feltet. Forpliktende planer: I hovedtrekk kan planene for nullutslippsarbeidet for produsert vann på Ekofisk feltet oppsummeres med følgende hovedpunkt: - Reinjeksjon på Ekofisk-feltet vurderes. Endelig beslutning er utsatt i forhold til dato i nullutslippsrapporten grunnet pågående testing av C-tour. Endelig beslutning 2Q 2004. - Felttesting av C-tour 1Q 2004 med effektmålinger med hensyn til fjerning av naturlige forekommende miljøfarlige stoffer og tilsatte miljøfarlige kjemikalier. - C-tour og reinjeksjon vil bli vurdert opp mot hverandre innen 2Q 2004. Planlegging for konseptene skjer parallelt for AFD (Approval For Design) for begge prosjektene for ikke å miste tid for gjennomføring av valgt prosjekt. - Kontinuerlig fokus på substitusjon av kjemikalier. Miljø risiko Figur 1- viser utviklingen av EIF for Ekofisk-feltet med alternative tiltak. De komponentene som bidrar mest til miljørisiko er korrosjonshemmer, 2-3 ring PAH og dispergert olje. EIF med og uten tiltak for Ekofisk feltet 3000 EIF 2500 2000 1500 EIF basis prognose C-tour Reinjeksjon 1000 500 0 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 Figur 1-4: EIF med og uten tiltak for Ekofisk-feltet PECT-F eller EPCON Siden Juni 2003, der miljørisiko i figuren over er basert på, er det tatt i bruk biosid på Ekofisk 2/4A rørledningen, samt en ny gul klasse korrosjonshemmer. Disse applikasjonen øker EIF bidraget vesentlig med standard HOCNF økotoksikologiske data. Det utføres i 13

1Q 2004 kroniske giftighetstesting på biosid og korrosjonshemmer komponenter, samt en omfattende partisjoneringsstudie for aktuelle stoffer. En ny vurdering av EIF vil gjøres med bakgrunn i dette arbeidet. Det vurderes også bruk av PLONOR kjemikalier (nitritt) som erstatning for biosidene. Prioriterte tiltak - Ekofisk Tiltak Status Tidsplan for gjennomføring Reinjeksjon - Alt 1 Pilot prosjekt avsluttes 1Q 2004. Beslutning om reinjeksjon i 2 Q 2004. Eventuell oppstart i løpet av 2006. Reinjeksjon - Alt 2 Pilot prosjekt avsluttes 1Q 2004. Beslutning om reinjeksjon i 2 Q 2004. Eventuell oppstart i løpet av 2006. Reinjeksjon - Alt 3 Pilot prosjekt avsluttes 1Q 2004. Beslutning om reinjeksjon i 2 Q 2004. Eventuell oppstart i løpet av 2006. C-tour Felttest utføres 1Q 2004. Gode Beslutning om C-tour tas i 2Q forløpige resultater. 2004. Substitusjon vannløselig korrosjonshemmer (rød) Denne er substituert på 2/4A- 2/4FTP rørledningen. Røde utslipp fra Ekofisk feltet redusert med ca. 30% I løpet av 2003/2004 Ansvarlig enhet Ansvarlig: Ekofisk drift. Utførende: Prosjekt avdeling Ansvarlig: Ekofisk drift. Utførende: Prosjekt avdeling Ansvarlig: Ekofisk drift. Utførende: Prosjekt avdeling Ansvarlig: Ekofisk drift. Utførende: Prosjekt avdeling Ekofisk Drift Vurdering av oljeløselig korrosjonshemmer (rød) for substitusjon Vurdering av emulsjonsbryter (rød) for substitusjon 2/4B-2/4FTP gass/oljerørledning skal substitueres i 2004. Alternativer ikke identifisert I løpet av 2004 Ekofisk Drift Alternativer er identifisert i 2003. I løpet av 2004 Ekofisk Drift Prioriterte tiltak - Boring Tiltak Status 01.01.2004 Tidsplan for gjennomføring Substitusjon gjengefett Pågående Ubestemt Boring Smørefri casing Pågående Ubestemt Boring Substitusjon sorte og røde kjemikalier. Se kapitelet som omhandler utfasingsplaner. Pågående Ubestemt, avhengig av tilgjenglighet av alternative produkter Boring Ansvarlig enhet Prioriterte tiltak - Brønnservice Tiltak Status 01.01.2004 Tidsplan for gjennomføring Håndtering av tilbakestrømning fra brønn operasjoner Substitusjon sorte og røde kjemikalier. Se kapitelet som omhandler utfasingsplaner. Konseptuelle studier gjennomført. På hold, avventer konklusjon på reinjeksjon. Pågående Beslutning 2.Q 2004, eventuell gjennomføring høsten 2004. Ubestemt, avhengig av tilgjenglighet av alternative produkter Ansvarlig enhet Production Optimization and Well Services Dept. Boring 14

1.6 Utfasningsplaner Følgende kategorier er opprettet som støtte for klassifisering av kjemikalier: Røde kjemikalier Kjemikalier med følgende økotoksikologiske egenskaper: Uorganiske stoffer som er akutt giftige (EC50 eller LC50 < 1mg/l) Organiske stoffer med bionedbrytbarhet BOD28 < 20% Kjemikalier som møter to av tre av de følgende kriterier: Bionedbrytbarhet BOD28 < 60 eller Bioakkumuleringspotensial log Pow >3 eller Akutt giftighet LC50 eller EC50 < 10 mg/l I tillegg stoffer på følgende lister dersom en faglig vurdering viser at utslippene kan føre til skader på marine miljøet: OSPAR Strategy with regard to Hazardous Substances, Annex 2 OSPAR konvensjonen, appendix 2. Svarte kjemikalier Kjemikalier som inneholder stoff som er spesielt miljøskadelige. Disse er: Prioritert miljøgifter boks 6.2 A og Bi St. meld. 58 Stoff som samtidig har biodegradering BOD28 < 20% og bioakkumuleringspotensial log Pow>5. Kjemikalier der et og samme stoff både er lite nedbrytbart (BOD28<20) og har høy akutt giftighet (LC50 eller EC50 < 10mg/l) Kjemikalier som inneholder stoff med hormonforstyrrende effekt Alle produkter i etterfølgende tabeller er identifisert som prioritert for utfasing. Samtidig har produktene blitt klassifisert, hvor dette er mulig, som høy, medium eller lav i forhold til prioritert rekkefølge basert på alvorlighetsgrad og teknologimuligheter basert på BAT (Best Available Technology). Prioriteringen er basert på en vurdering av faktorer som inkluderer: Iboende egenskaper, kategorisering i gul, rød eller svart gruppe Utslippsvolumet for et produkt. Bidrag til EIF Tainting (kjemikalier som vil kunne sette smak på fisk og skalldyr) Klassifisering i forhold til Helse- og arbeidsmiljø All annen informasjon relatert til kjent miljørisiko for miljøbetenkelige komponenter Føre-var prinsippet er også tatt med i betraktning når produktene er klassifisert for utfasing etter høy, medium eller lav prioritet. Flere detaljer omkring utfasings-planene er tilgjengelig hos PPCoN. Utfasingsplanene som er laget i fellesskap med leverandørene dokumenterer planlagte og utførte tiltak. 15

Bore- og brønnkjemikalier ConocoPhillips har fortsettet å jobbe proaktivt gjennom hele 2003 for å fase ut kjemikalier som er skadelig for det ytre miljøet. En oppsummering av bore- og brønnkjemikalier som har blitt utfaset i 2003 er vist i tabellene under. I 2003 hadde ConocoPhillips som mål å erstatte barytt med ilmenitt for alle produksjonsboring operasjoner. Dette er som del av føre-var-prinsippet da baritt inneholder mer tungmetaller enn Ilmenitt. Erstatningen ble utført, men mange arbeidsmiljø utfordringer oppstod som et resultat av denne erstatningen. Derfor ble bruk av Ilmenitt stoppet og en gikk tilbake til baritt. En oppsummeringsrapport ble skrevet og er allerede sendt inn til SFT. I søket for å finnen en annen erstatning for utslipp av baritt, ble det utprøvd boring av topphullseksjonen med baritt fri spud mud som viste meget gode resultater. Dette innebærer at de første seksjonen hvor vi har utslipp bores nå uten baritt som vektmaterial, men med en tung brine i stedet. Dette førte til null utslipp av baritt, da boring av vannbasert borevæske i andre seksjoner blir reinjisert. ConocoPhillips har en policy om å reinjisere all kaks fra vannbasert borevæske, der dette er mulig. Dette har redusert utslipp til sjø av vektmateriale, og andre borekjemikalier. Bore- og brønnkjemikalier (Bruksområde A) Utfasede produkter 2003: Boring Produkt Bruksområde Farge kode Utslipp til sjø Status Liquid Flowzan OBM Sort Nei Utfaset. Erstattet av XG-L (klassifisert som gult) Carbomix HF OBM Sort Nei Utfaset. Erstattet av Ecco Mul E (klassifisert som rødt) MA1823 OBM Sort Nei Utfaset. Brukes kun ved spesielle beredskaps situasjoner. A-302N Kompletering Rød Nei Utfaset. Erstattet av Bakerclean 5 (gult) A-311N Kompletering Rød Nei Utfaset. Erstattet av Bakerclean 6 (grønt) A-418N Kompletering Rød Nei Utfaset. Erstattet av A-419N (gult) Jet Lube Pow'r Dope Sort Ja Utfaset. Erstattet av Bestolife Kote Bestolife 2000 NM Brønnservice 3010 Ultra (rød) Dope Black Ja Utfaset. Erstattet av Bestolife 2010 NM Ultra (rød) Produkt Bruksområde Farge kode Utslipp til sjø Status Diesel Syre stimulering Rød Ja Utfaset. Erstattet av J564 J457A Syre stimulering Rød Ja Utfaset. Erstattet av J564 (mindre andeler rød) SOC 5245 Syre stimulering Rød Ja Utfaset. Erstattet av B183 (gul) 16

Utfasningsplaner Bore- og brønnservice: Boring Produkt Bruksområde Farge kode Utslipp til sjø Status Bentone 128 OBM Rød Nei Baritt fri spud mud eliminerer utslipp av Bentone 128. Søkt for PLONOR kjemikalie til OIC 2004. Ecco Mul E OBM Rød Nei Utfasing satt til 2006. Carbomul HT OBM Rød Nei Utfasing satt til 2006. Carbotrol A9HT OBM Rød Nei Utfasing satt til 2006. Carbogel 1 OBM Rød Nei Søkt for PLONOR kjemikalie til OIC 2004. CFR-3L Sement Rød Ca 5% av total mengde brukt ZoneSealant Sement Rød Ca 5% av total mengde brukt Halad 413L Sement Rød Ca 5% av total mengde brukt Halad 344L Sement Rød Ca 5% av total mengde brukt Halad 600LE+ Sement Rød Ca 5% av total mengde brukt Jet Lube Kopr Kote Dope Sort Ca. 10% av total mengde brukt Bestolife 3000 Dope Rød Ca. 10% av total mengde brukt Bestolife 3010 Ultra Bestolife 2010 NM Ultra GreaseWay LiCax 90 Brønn service Dope Rød Ca. 10% av total mengde brukt Dope Rød Ca. 10% av total mengde brukt Jacking grease Black Ca. 10% av total mengde brukt Utfasing var satt til 01.06.2004, men substitusjons kjemikaliet fungerer ikke teknisk som forventet. Per 1.1.2004 brukes erstatningskjemikaliet 20%. Fullstendig utfasing vil mest sannsynlig måtte utsettes. Utfasning ikke satt. Utfasingskjemikaliet (Zoneseal 3000) har ikke fungert teknisk som forventet. Utfasning ikke satt. Substitusjonskjemikaliet fungerer ikke teknisk. Utfasning ikke satt. Substitusjonskjemikaliet fungerer ikke teknisk. Utfasning ikke satt. Substitusjonskjemikaliet fungerer ikke teknisk. Utfasing ikke satt. Substitusjonskjemikalie er ikke identifisert. Utfasing ikke satt. Substitusjonskjemikalie er ikke identifisert. Utfasing ikke satt. Substitusjonskjemikalie er ikke identifisert. Utfasing ikke satt. Substitusjonskjemikalie er ikke identifisert. Substitusjonskjemikalier er under uttesting. Utfasing satt innen utgangen av 2004. Produkt Bruksområde Farge kode Utslipp til sjø Status A259 Syrestimulering Rød Ja Miljøtester pågår for substitusjons kjemikaliet. Forventet å være gul. Substitusjon satt innen utgangen av 2004. XE 824/J507 Syrestimulering Rød Ja Prestasjonstester er ferdig utført 17

Produkt Bruksområde Farge kode Utslipp til sjø Status for substitusjonskjemikalie. En toksisitet test gjenstår, kan være gul avhengig av resultatene. Utfasing ikke satt da det avhenger av test resultater. F103 Syrestimulering Rød Ja Prestasjonstester er ferdig utført for primær substitusjonskjemikalie. Avventer resultater fra toksisitet, men kan være gul avhengig av resultatene. Utfasing ikke satt da det avhenger av test resultater. 3,4-DFBA Well service Rød Nei Lav prioritet W062 Propp. Fracture Rød Nei Lav prioritet J564 Propp. Fracture Rød Nei Lav prioritet J475 Propp. Fracture Rød Nei Lav prioritet Produksjonskjemikalier Den viktigste substitusjonen gjort i 2003 er utfasing av rød vannløselig korrosjonshemmer på Ekofisk 2/4A-2/4FTP rørledning. Denne utfasingen alene reduserer de røde utslippene fra Ekofisk feltet med ca. 30%. Produksjonskjemikalier (Bruksområde B) Substitusjons Kjemikalie Status utfasing Nytt kjemikalie Begrunnelse Prioritet Skumdemper DFO 82329 Oljeløselig korrosjonshemmer CRO 82307 Emulsjonsbryter DMO 86571 Vannløselig korrosjonshemmer CRW 85005 2004 Ingen kjente alternativer RØD MEDIUM 2004 Alternativer søkes RØD MEDIUM 2004 EKOA: 2003 Resterende: 2004 Alternativ identifisert, testing 1Q 2004. Gult alternativ identifisert. RØD RØD MEDIUM HØY Injeksjonskjemikalier (Bruksområde C) Substitusjons kjemikalie Status utfasing Nytt kjemikalie Begrunnelse Prioritet SOC 5500 LF Flere gule surfaktanter testet i 2003, men ikke gode nok teknisk. Nye forsøk i 2004. Under evaluering. Lav rød andel MEDIUM 18

Rørledningskjemikalier brukt under normal operasjon i 2003 er alle i gul kategori og er ikke prioritert for utfasing. Fargestoff MS 200 i rød kategori ble brukt som beredskapskjemikalie i rørledning, men har lav prioritet for utfasing. Ingen gassbehandlingskjemikalier prioritert for substitusjon. H 2 S fjerner og reaksjonsprodukt blir injisert i grunnen, og utgjør derfor en lav miljørisiko. Alle hjelpekjemikalier i bruk er i gul kategori, og vurderes videre ikke å gi høy miljørisiko. Det er ingen hjelpekjemikalier som er prioritert for substitusjon. 19

1.7 Utslipp vs. Utslippstillatelse Utslippstillatelse er ikke gitt på feltnivå for ConocoPhillips sine felter. Tillatelsen er gitt for PL018, og omfatter alle COPNO felter, ref. SFT nr 02/672-448.1 Tabellene 1.1-1.3 for feltene i Env.Web vil derfor vise 0 kg i utslippstillatelse. Her er tabellene 1.1-1.3 utvidet og viser alle feltene under PL018, samt oppsummerte mengder for PL018. Utslipp av rødt stoff for rørledningskjemikalie er et fargestoff som er definert som et beredskapskjemikalie (og dermed ikke søknadspliktig). Tabell 1.1a Utslipp av SVARTE kjemikalier PL018 Albuskjell Edda Embla Tor Ekofisk Eldfisk PL018 Bruksområde Tillatt utslipp Utslipp Utslipp Utslipp Utslipp Utslipp Utslipp Utslipp Bore og brønnkjemikalier 0.64 0 0.00546 0 0 0.140 0.017 0.16246 Driftskjemikalier 0.05 0 0 0 0 0.0026 0 0.0026 Rørledningskjemikalier 0 0 0 0 0 0 0 0 Tabell 1.1b Forbruk av SVARTE kjemikalier som ikke går til utslipp PL018 Albuskjell Edda Embla Tor Ekofisk Eldfisk PL018 Bruksområde Tillatt forbruk Forbruk Forbruk Forbruk Forbruk Forbruk Forbruk Forbruk Bore og brønnkjemikalier 48.40 0 0.0217 0 0 3.84 0.404 4.2657 Driftskjemikalier 0 0 0 0 0 0 0 0 Rørledningskjemikalier 0 0 0 0 0 0 0 0 Tabell 1.2a Utslipp av RØDE stoffer PL018 Albuskjell Edda Embla Tor Ekofisk Eldfisk PL018 Bruksområde Tillatt utslipp Utslipp Utslipp Utslipp Utslipp Utslipp Utslipp Utslipp Bore og brønnkjemikalier 58 0.00225 0.00279 0 3.86 12.4 6.3 22.57 Driftskjemikalier 89 0 0 0 2.68 49.6 15.7 67.98 Rørledningskjemikalier 0 0 0 0 0.04 0 0.04 20

Tabell 1.2b Forbruk av RØDE stoffer som ikke går til utslipp ConocoPhillips Utslippsrapport for 2003, Ekofisk-feltet PL018 Albuskjell Edda Embla Tor Ekofisk Eldfisk PL018 Forbruk Forbruk Forbruk Bruksområde Tillatt forbruk Forbruk Forbruk Forbruk Forbruk Bore og brønnkjemikalier 672 9.05 10.6 0 0 379 93.2 492 Driftskjemikalier 290 0 0 0 0 166 8.2 174.2 Rørledningskjemikalier 0 0 0 0 0 0 0 0 Tabell 1.3a Utslipp av GULE kjemikalier PL018 Albuskjell Edda Embla Tor Ekofisk Eldfisk PL018 PL018 Anslått utslipp neste rapporteringsår Bruksområde Anslått utslipp Utslipp Utslipp Utslipp Utslipp Utslipp Utslipp Utslipp Bore og brønnkjemikalier 759 0.0013 0.028 0 7.5 106 321 435 1178 Driftskjemikalier 1030 0.0156 0.996 0.466 2.99 405 69 478 905 Rørledningskjemikalier 3 0 0 0 0 0.3 0 0.3 3 Tabell 1.3b - Utslipp av stoff i grønn kategori Albuskjell Edda Embla Tor Ekofisk Eldfisk PL018 Bruksområde Utslipp Utslipp Utslipp Utslipp Utslipp Utslipp Utslipp Bore og brønnkjemikalier 0 0 0 0.9 2 769 165 2934.9 Driftskjemikalier 0 0 79.8 23 672 305 1079.8 Rørledningskjemikalier 0 0 0 0 3 0 3 Kommentar til Bore- og brønnkjemikalier: Det faktiske forbruk uten utslipp er mye lavere enn søkte mengder grunnet mindre bruk enn prognosert samt utfasing av kjemikalier. COPNO vil sende i et eget brev en oppdatert forbruks og utslippssøknad som reflekterer nye forbruks og utslipps prognoser for boring og brønnservice i 2004. 21

2 UTSLIPP FRA BORING 2.1 Brønnstatus Brønnfordeling på feltet og tilhørende satelittfelt pr. 31.12.03 Produserende Produserbare Gassinjektorer Vanninjeksjons- Reinjeksjon brønner brønner brønner Ekofisk 74 79 3 30 1 Brønnoperasjoner på feltene i 2003 Brønn Felt Type Vannbasert Olje 2/4 B-17 C Ekofisk Produkjson 14 ¾, 12 ¼, 8 ½ 2/4 B- 18 C Ekofisk Produksjon 26 16, 12 ¼, 8 ½ 2/4 X-29 Ekofisk Produksjon 26 (2002) 16 (2002), 12 ¼, 8 ½ 2/4 X- 11 Ekofisk Produksjon 26 16, 12 ¼, 8 ½ 2/4 X-14 Ekofisk Produksjon 26 16, 12 ¼, 8 ½ 2/4 X- 50 Ekofisk Produksjon 26 16, 12 ¼, 8 ½ 2/4 X-21 Ekofisk Produksjon 26 16, 12 ¼, 8 ½ 2/4 X-22 Ekofisk Produksjon 26 16, 12 ¼, 8 ½ 2/4 X-23 Ekofisk Produksjon 26, 8 ½ 16, 12 1/4 2/4 X-24 Ekofisk Produksjon 26 16, 12 ¼, 8 ½ 2/4 X-25 Ekofisk Produksjon 26 2/4 X-41 Ekofisk Produksjon 26 16, 12 ¼, 8 ½ 2/4 X-43 Ekofisk Produksjon 26 2/4 W-05 Ekofisk Produksjon 12 ¼, 8 ½ To sekjoner som ble boret i 2002 (Ekofisk 2/4 X-29, seksjon 26 og 16 ) er tatt med i denne rapporten (brønnene var ikke ferdig boret i 2002, og dermed ble ikke disse seksjonene rapportert i 2002. 22

2.2 Boring med vannbasert borevæske Det vises til vedlegg 10.1-1 for detaljer per brønn boret med vannbasert borevæske. Tabell 2.1 Kaks og borevæskemengder fra boring med vannbasert borevæske Innretning EKOFISK X Brønnbane Utboret mengde Forbruk av borevæske (m3) Utslipp av borevæske - volum (m3) Utslipp av borevæske - masse Gjennomsnittlig borevæskeutslipp pr. meter (m3) 2/4-X-11 263 695 695 876 2.72 2/4-X-14 262 476 476 572 1.87 2/4-X-22 316 574 574 643 1.86 2/4-X-23 316 540 540 605 1.75 2/4-X-29 243 566 566 594 2.39 2/4-X-41 262 505 505 606 1.98 2/4-X-50 257 975 975 1 170 3.90 Forboring EKOFISK X 1 266 2 368 2 365 2 649 1.92 3 184 6 699 6 697 7 714 18.40 Inkludert i disse tallene er også utslipp i forbindelse med åpent slamsystem (dvs. uten stigerør). Det har vært praksis for tidligere Phillips Petroleum å inkludere utslippstall for åpent slamsystem, derfor er også årets tall inkl. dette. Forboring Ekofisk X består av 4 brønner, 2/4-X-21, 2/4-X-24, 2/4-X-25 og 2/4-X-43. I 2002 rapporten ble feil tetthet på borevæsken brukt, slik at borevæskeutslippet i tonn ble rapportert altfor høyt. 2.3 Boring med oljebasert borevæske Borevæske som følger som vedheng til borekaks samt selve borekakset er reinjisert for alle brønnene. Prosent vedheng av basevæske til borekaks er på grunn av dette heller ikke oppgitt i vedlegg 10.1-2. Det vises til samme vedlegg for detaljer per brønn boret med oljebasert borevæske. Tabell 2.2 Kaks og borevæskemengder fra boring med oljebasert borevæske Innretning Brønnbane Teoretisk hullvolum (m3) Forbruk av borevæske (m3) Borevæske til disponering Kaks til disponering Total mengde generert kaks/borevæske EKOFISK B 2/4-B-17 C 289 816 810 866 1 676 EKOFISK W 2/4-W-5 388 1 336 1 365 1 163 2 528 EKOFISK X 2/4-X-11 363 2 354 1 127 1 089 2 216 2/4-X-14 293 569 612 880 1 491 2/4-X-22 310 620 880 931 1 811 2/4-X-23 258 942 768 775 1 543 2/4-X-29 304 881 558 912 1 470 2/4-X-41 158 214 273 475 748 2/4-X-50 394 1 580 836 1 181 2 017 2 758 9 311 7 227 8 273 15 500 I 2002 rapporten ble feil tetthet på borevæsken brukt, slik at borevæskeutslippet i tonn ble rapportert altfor høyt. 2.4 Boring med syntetiskbasert borevæske 23

Det har ikke vært boret med syntetiskbasert borevæske på Ekofisk-feltet i år 2003. 2.5 Disponering av oljebasert borevæske Tabell 2.4 Oversikt over disponering av oljeholdig og syntetiskbasert bore-væske Væsketype Generert slam- /kaksmengde Importert fra annet felt Slam- /kaksmengde til disponering Utslipp til sjø Eksportert til annet felt Injisert Sendt til land Oljebasert 15 500 4 566 20 066 0 0 15 500 0 Syntetisk 15 500 4 566 20 066 0 0 15 500 Kommentar Mengden slam/kaks importert fra annet felt - 4566 tonn (Eldfisk 2/7 B 12 C og Leteboring Tommeliten) er injisert på Ekofisk. Tabell 2.4 viser kun mengden slam/kaks fra Ekofisk brønner. Tabell 2.5 Utslipp og injeksjon av slam/kaks Væsketype Total mengde brukt Utslipp - antall brønner Utslipp - vedheng olje i kaks (g/kg) Disponering - total oljemengde Injeksjon - antall brønner Injeksjon - total mengde kaks Oljebasert 15 500 0 0 0 9 15 500 Mengden slam/kaks importert fra annet felt - 4566 tonn (Eldfisk 2/7 B 12 C og Leteboring Tommeliten) er injisert på Ekofisk. Tabell 2.5 viser kun mengden slam/kaks fra Ekofisk brønner. 24

3 UTSLIPP AV OLJEHOLDIG VANN 3.1 Utslipp av olje og oljeholdig vann 3.1.1 Samlede utslipp av hver utslippstype i år 2003 Tabell 3.1 Utslipp av olje og oljeholdig vann Vanntype Produsert Total vannm engde (m3) 6 514 641 Dispergert oljekonsen trasjon til sjø (IR freon) (mg/l) Dispergert oljemengd e til sjø (IR freon) Oljeindex til sjø (ISO metode) (mg/l) Oljeindex mengde til sjø (ISO metode) Injisert vannmen gde (m3) Vannvolum til sjø (m3) Eksportert vannmeng de (m3) Importert vannmeng de (m3) Vann i olje eksportert (m3) 22.4 140 15.7 98.2 255 052 6 259 589 0 0 453 258 Fortregning 0.0 0 0.0 0.0 0 Drenasje 17 647 65.2 1.2 65.2 1.2 0 17 647 0 0 0 6 532 288 142 99.4 255 052 6 277 236 0 0 453 258 3.1.2 Avvik Det er registrert 11 avvik for oljeholdig vann på Ekofisk. 5 avvik for drenasjevann på Ekofisk 2/4 J, og 6 avvik for drenasjevann på Ekofisk 2/4 B. Se kap 1.3.1 for nærmere beskrivelse. 3.1.3 Rørledningsoperasjoner på Ekofisk Det ble i 2003 utført skrapepigging av to rørledninger på Ekofiskfeltet, fra 2/4A-2/4FTP og fra 2/4B til 2/4FTP. Det ble gitt tillatelse til utslipp av olje på faststoff utover 1% (ref. tillatelsesbrev - 2002/672-16448.1). Det ble ikke gitt unntak fra krav om 40 mg/l olje i vann. Med oljefjernende filter i bruk ble vann sluppet ut til enhver tid holdt < 40 mg/l. Videre var innhold av olje i scale som ble sluppet til sjø analysert, og innholdet var <1% for begge rørledningsoperasjonene. Operasjonene ble derfor utført uten avvik fra tillatelsen. Utslippsdata: 2/4A-2/4FTP rørledning: Ojekonsentrasjon i vann til sjø: 1,3-10 mg/l (todelt operasjon) Vannmengde til sjø: 5100 m3 Oljemengde i oljeholdig vann: 12 kg. Scale mengde til sjø: ca. 31500 kg Oljeinnhold i avleiringer : 0,86% Olje i avleiringer til sjø:270 kg. 25

2/4B-2/4FTP rørledning Oljekonsentrasjon i vann til sjø: 11 mg/l gjennomsnitt. Vannmengde til sjø: 2350 m3 Oljemengde til sjø: 26 kg. Scale mengde til sjø: ca. 4000 kg Oljeinnhold i avleiringer: 0,7% Olje i avleiringer til sjø: 28 kg. 3.1.4 Beskrivelse av renseanleggene Skisse av renseanlegg for oljeholdig vann, Ekofisk 2/4 J HP separator LP separator Test separator olje vann olje vann M Sentrifuge A/B M Drenasjevann flash tank M sjø sjø Ekofisk 2/4J plattformen mottar hydrokarboner fra følgende felter: Ekofisk, Tor, Eldfisk Alpha, Eldfisk Bravo, og Embla. Av disse sender bare Ekofiskfeltet produsert vann til 2/4J for behandling. Av de følgende Ekofisk plattformene: 2/4X, 2/4C, 2/4A og 2/4B, sender de tre første produsert vann til 2/4J for behandling. Produsert vann fra 2/4B plattformen separeres ut på 2/4B, og behandles på 2/4K plattformen. 1. Rensing av vann fra produksjonsseparatorene På 2/4J er det to produksjons separatorer. Den ene opererer ved ca.20 bar og den andre ved ca.10 bar. Begge separatorene skiller ut produsert vann i en separat strøm. Det produserte vannet sendes deretter til to separate trykkbeholdere som hver inneholder mange hydrosykloner; også kalt linere. Vannet fra høytrykks- og lavtrykksseparator sendes til hver sin dedikerte hydrosyklonpakke. I tillegg til de to operative hydrosyklonpakkene, finnes det en stand by hydrosyklonpakke som valgfritt kan benyttes for høytrykk eller lavtrykkseparator. Dette arrangementet tillater at en hydrosyklonpakke 26

kan tas ut av drift for reparasjon eller service uten at det er nødvendig å redusere vann eller prosesseringskapasiteten på 2/4J. Det er to utløp fra hydrosyklonpakkene. Det ene utløpet inneholder produsert vann hvor oljeinnholdet har blitt betydelig redusert. Det andre utløpet inneholder en blanding av olje og vann. Etter oljefjerning i hydrosyklonene sendes vannet til en avgassing tank (flash tank). Denne opereres ved nær atmosfærisk trykk, og gassen i vannet tar med seg oljerester til overflaten og bidrar dermed til en ytterligere oljefjerning fra vannet. Det er den kombinerte effekten av oljefjerning i hydrosyklonene og ytterligere fjerning av olje i avgassingstanken som resulterer i at vann sluppet ut inneholder mindre olje enn tillatt grenseverdi (40 mg/liter). For å kunne fjerne den separerte oljen består avgassingstanken av to seksjoner, en ren og en mer oljeholdig seksjon. Disse seksjonene er avskilte med ei vertikal skilleplate. Renset vann fra hydrosyklonene ledes som nevnt inn i den rene seksjonen. I denne seksjonen holdes vann/gass grenseflaten litt over nivået for skilleplata slik at utfelt olje og noe vann renner ned i den oljeholdige seksjonen, hvor væske/gass grenseflaten holdes en god del under nivået for skilleplata. Også oljeholdig væske fra oljeholdig utløp fra hydrosyklonene føres til oljeholdig seksjon i avgassingstanken tanken. Partikler i produsertvannet er et økende problem for produsert vann renseprosessen og fører til opphopning i prosessutstyr. Det er derfor installert lav G faststoffsykloner i utløp fra HP separator samt fra test separator. I tillegg er det installert tornadoer i bunnen av HP separator for fjernering av avsetninger i denne. Disse er imidlertid ikke brukt grunnet tekniske problemer. 2. Rensing av vann fra testseparatoren, fra oljeholdig seksjon i flash tanken samt drenasjevann. Det er installert en trefase testseparator på 2/4J plattformen. Produsert vann fra test separatoren sendes direkte til skitten seksjon i flash tanken sammen med reject olje fra hydrosyklonene. Skitten vannside i flash tank føres til en fullskala EPCON renseenhet. EPCON enheten er en fullskala testrigg som vil stå installert inntil en permanent løsning er på plass. Den er derfor ikke inntegnet på figuren. EPCON ble først testet som erstatning for produsertvannsentrifugen, men dette gav ikke tilfredstillende olje i vann rensing. Først når EPCON anlegget i Juli 2003 ble installert oppstrøms produsertvannsentrifuge i serie, ble rensing av skitten side fra flash tank betydelig forbedret. Det viser olje i vann resultatene tydelig. Fra EPCON anlegget føres renset vann til en av de to sentrifugene, A og B. Sentrifugene består av roterende nærmest sfæriske beholdere, drives av elektromotorer og skiller olje og vann ved hjelp av en sentrifugal akselerasjon som er flere tusen ganger sterkere enn tyngdekraften. Siden det er to sentrifuger på plattformen er den ene dedikert for rensing av drenasjevann (sentrifuge B), men kan også benyttes for rensing av produsert vann fra flash tanken dersom dette er påkrevd. Det vil si at en sentrifuge kan stoppes for reparasjon eller vedlikehold. Når sentrifuge B, som vanligvis benyttes for rensing av drenasjevann, må ta over for sentrifuge A pga. slike årsaker, stenges sentrifuge B for inntak og rensing av drenasje vann. På grunn av dette samles drenasjevannet i en egen tank før det ledes inn på sentrifuge B. I tanken finnes en nivåmåler som indikerer når det er på tide å tømme tanken. Tømmingen starter automatisk, og det er on-line måling av volumstrømmen nedstrøms sentrifugen. Fra Desember 2003 ble homogenisering av 27