UTSLIPPSRAPPORT 2005 for Ekofisk feltet
Innledning Rapporten dekker utslipp til sjø og til luft, samt håndtering av avfall fra Ekofisk-feltet i år 2005. 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 2005... 4 1.3 AVVIKSBEHANDLING AV OVERSKRIDELSER I ÅR 2005... 7 1.3.1 Avvik ift. utslippstillatelser på feltene... 8 1.4 STATUS FOR PRODUKSJONSMENGDER... 10 1.5 STATUS NULLUTSLIPPSARBEIDET... 13 1.5.1 Produksjon... 13 1.5.2 Kjemikalier Bore og Brønnservice... 16 1.6 UTFASNINGSPLANER... 18 2 UTSLIPP FRA BORING... 23 2.1 BRØNNSTATUS... 23 2.2 BORING MED VANNBASERT BOREVÆSKE... 23 2.3 BORING MED OLJEBASERT BOREVÆSKE... 24 2.4 BORING MED SYNTETISKBASERT BOREVÆSKE... 26 2.5 TRANSPORT AV SLAM OG KAKS FRA ANNET FELT TIL EKOFISK... 26 2.6 REINJISERTE MENGDER FRA EKOFISK 2/4 T... 26 3 UTSLIPP AV OLJEHOLDIG VANN... 27 3.1 UTSLIPP AV OLJE OG OLJEHOLDIG VANN... 27 3.1.1 Samlede utslipp av hver utslippstype i år 2004... 27 3.1.2 Avvik... 27 3.1.3 Beskrivelse av renseanleggene... 27 3.1.4 Historisk utvikling for produsert vann... 32 3.1.5 Analyser av olje i vann... 34 3.2 UTSLIPP AV TUNGMETALLER MED PRODUSERT VANN... 34 3.3 UTSLIPP AV AROMATER OG ALKYLFENOLER MED PRODUSERT VANN... 34 3.4 UTSLIPP AV RADIOAKTIVITET.... 34 4 BRUK OG UTSLIPP AV KJEMIKALIER... 40 4.1 SAMLET FORBRUK OG UTSLIPP... 40 4.2 BORE- OG BRØNNKJEMIKALIER (BRUKSOMRÅDE A)... 41 4.3 PRODUKSJONSKJEMIKALIER (BRUKSOMRÅDE B)... 42 4.4 INJEKSJONSVANNSKJEMIKALIER (BRUKSOMRÅDE C)... 44 4.5 RØRLEDNINGSKJEMIKALIER (BRUKSOMRÅDE D)... 46 4.6 GASSBEHANDLINGSKJEMIKALIER (BRUKSOMRÅDE E)... 46 4.7 HJELPEKJEMIKALIER (BRUKSOMRÅDE F)... 47 4.8 KJEMIKALIER SOM TILSETTES EKSPORTSTRØMMEN (BRUKSOMRÅDE G)... 48 4.9 KJEMIKALIER FRA ANDRE PRODUKSJONSSTEDER (BRUKSOMRÅDE H)... 49 4.10 VANNSPORSTOFFER... 49 5 EVALUERING AV KJEMIKALIER... 50 5.1 SAMLET UTSLIPP AV KJEMIKALIER... 51 5.2 BOREKJEMIKALIER... 53 5.3 PRODUKSJONSKJEMIKALIER... 54 5.4 INJEKSJONSVANNSKJEMIKALIER... 55 5.5 RØRLEDNINGSKJEMIKALIER... 56 5.6 GASSBEHANDLINGSKJEMIKALIER... 56 5.7 HJELPEKJEMIKALIER... 57 5.8 KJEMIKALIER SOM GÅR MED EKSPORTSTRØMMEN... 59 5.9 KJEMIKALIER FRA ANDRE PRODUKSJONSSTEDER... 59 5.10 VANNSPORSTOFFER... 59 6 RAPPORTERING TIL OSPAR... 60 6.1 BRUK OG UTSLIPP AV MILJØFARLIGE FORBINDELSER... 60 6.2 BRUK OG UTSLIPP AV PRIORITERTE MILJØFARLIGE FORBINDELSER SOM TILSETNINGER I PRODUKTER... 61 iv
6.3 BRUK OG UTSLIPP AV PRIORITERTE MILJØFARLIGE FORBINDELSER SOM FORURENSNINGER I PRODUKTER... 61 7 UTSLIPP TIL LUFT... 62 7.1 UTSLIPP TIL LUFT FRA FORBRENNINGSPROSESSER... 63 7.1.1 Permanent plasserte innretninger... 63 7.1.2 Flyttbare innretninger... 63 7.2 UTSLIPP VED LAGRING OG LASTING AV RÅOLJE... 64 7.3 DIFFUSE UTSLIPP OG KALDVENTILERING... 64 8 AKUTT FORURENSNING TIL SJØ... 65 8.1 AKUTTE OLJEUTSLIPP... 65 8.2 AKUTTE FORURENSNING AV KJEMIKALIER OG BORESLAM... 65 8.3 AKUTTE FORURENSNING TIL LUFT... 66 8.4 HISTORISK OVERSIKT FOR AKUTTE FORURENSNINGER... 67 9 AVFALL... 70 9.1 FARLIG AVFALL... 70 9.2 KILDESORTERT AVFALL... 71 9.3 AVVIK... 71 9.4 SORTERINGSGRAD... 72 10 VEDLEGG... 73 10.1 OVERSIKT AV OLJEINNHOLD FOR HVER VANNTYPE... 74 10.2 MASSEBALANSE FOR ALLE KJEMIKALIER ETTER FUNKSJONSGRUPPE... 78 10.3 OVERSIKT OVER ALLE AKUTT UTSLIPP... 106 10.4 OVERSIKT OVER NEDSTENGNINGER I 2005... 109 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. 06.01.2006 1 TOTAL E&P Norge AS 39,896% ConocoPhillips Skandinavia AS 35,112% Eni Norge AS 12,388% Norsk Hydro Produksjon a.s 6,654% Petoro AS 5,000% Statoil ASA 0,950% 1 Kilde: Olje- og Energidep., Fakta 2005 Norsk petroleumsvirksomhet Oljen stabiliseres for transport til Teesside i England via Norpipe-systemets oljerørledning. Eiere av Norpipe oljerørledning (Norpipe Oil): Status pr. 06.01.2006 1 ConocoPhillips Norge 35,050% TOTAL E&P Norge AS 34,930% Statoil ASA 20,000% Eni Norge A/S 6,520% Norsk Hydro Produksjon a.s 3,500% 1 Kilde: Olje- og Energidep., Fakta 2005 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 2005: Status pr. 2005 Petoro AS* 38.627 % Statoil ASA 20.557 % Norsk Hydro Produksjon a.s 11.186 % TOTAL E&P NORGE AS 8.672 % ExxonMobil Exploration and Production Norway AS 5.179 % Mobil Development Norway A/S 4.576 % Norske Shell Pipelines AS 4.440% Norsea Gas A/S 3.045 % Norske ConocoPhillips AS 2.030 % Eni Norge AS 1.688 % *Petoro holds the participating interest on behalf of the Norwegian State (State Direct Financial Interest SDFI) 1 Kilde: Olje- og Energidep., Fakta 2005 Norsk petroleumsvirksomhet 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 2/4M Brønnhode/prosesseringsplattform Ekofisk feltet ny i 2005. 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. Det pågår nå fjerning av overbygning på tanken. Boreriggen Mærsk Gallant har i 2005 vært tilknyttet Ekofisk 2/4M og Ekofisk 2/4 B for boring av nye brønner. Port Rigmar har fungert som flotell. Det har vært 42 nedstengninger på Ekofisk i 2005. Dette inkluderer både feltnedstengninger, plattformnedstengninger og unit nedstengninger. For fullstendig oversikt over disse nedstegningene se vedlegg 10.5. 3
1.2 Miljøprosjekter i 2005 Elektrisk kabel 2/4K- 2/4J Det ble i 2004 lagt 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. Med dette kan man delvis 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. Investeringene med kabel er vurdert å gi økonomisk gevinst grunnet økt regularitet. Legging av kabel skjedde i 2004, og kraftsamkjøringen startet 1. kvartal 2005. Substitusjon av kjemikalier Det har i 2005 også vært substitusjon og utfasing av røde kjemikalier. Dette involverer betydelig utviklingsarbeid hos leverandører av kjemikalier. Resultatet av dette er gitt i seksjon 1.8 Utfasningsplaner. Produsertvannrensing CTour Prosjektet med installasjon av Ctour, som skal behandle alt produsert vann på Ekofiskfeltet pågår i 2005 med fabrikkasjon av anlegget. Anlegget planlegges satt i drift i slutten av 2006. Arbeidet er beskrevet i større detalj seksjon om nullutslippsrabeidet. Optimalisering av produsertvannprosessen på 2/4J Det ble i 2005 utført ett prosjekt for å bedre olje i vann utskillelsen på 2/4J. MATOR ble blant annet engasjert for en systemgjennomgang. Det er registrert en merkbar økt renseeffekt etter dette tiltaket sommeren 2005. Ekofisk 2/4M installasjon av nullutslippsteknologi På Ekofisk 2/4M vil vannet inntil Ctour er på plass bli behandlet med PECT-F og hydrosykloner. Disse gir så langt lave olje i vannverdier på ca 10 mg/l. Ekofisk 2/4M er designet med mulighet for injeksjon av den første returen etter brønnoperasjoner, noe som vil bidra til mindre forstyrrelse av separasjonsprosessen. ERMS prosjektet ConocoPhillips deltar i ERMS (Environmental Risk Management System). Vi viser til kapittel om forskning og utvikling for dette prosjektet. PEMS (Predictive Emisssion Monitoring System) Som en del av et prosjekt på condition monitoring, startet COP i samarbeid med IFE i desember 2005 ett forskningsprosjekt for å se på mulighetene for implementering av PEMS på Ekofisk 2/4J. Etablering av felles utslippsbasis og tre års reduksjonsplan En av nøkkelaksjonene innenfor HMS arbeidet i (NSBU) North Sea Business Unit i 2004 og 2005 har vært å velge ut prosjekter for videre oppfølging innen for satsingen Establish 4
baseline and three year reduction plan. Utvelgelsen skjer med basis i hvilke prosjekter som har størst effekt og kost nytte på tvers av Nordsjøen. Dette muliggjør prioriteringer på tvers av landegrenser mellom Norge og UK for å oppnå den beste kost nytten av tiltak. Utslipp som er sett på er: Utslipp til luft: CO2 NOx VOC Utslipp til sjø: Olje i vann EIF Bruk og utslipp av produksjonskjemikalier. Bruk og utslipp av borekjemikalier. Prosjekter som er anbefalt tatt videre er Fakkelgass re-kompressor re-installering og studie at mulig gjennvinning av eksosvarme på 2/4J. CTour på Ekofiskfeltet, omlegging av testseparator for redusert påvirkning av produsertvannanlegg, ejektorer for bedre energieefektivitet i gasstoget på 2/4J og kabel for samkjøring av kravtleveranse mellom 2/4J og 2/4K er allerede enten gjennomført eller bestemt. Kartlegging av kjemikalier i lukkede systemer ConocoPhillips har i 2005 gjort en omfattende kartlegging av bla. Smøre og hydraulikkoljer på alle installasjoner i forbindelse med SFT sitt pålegg om dette arbeidet til industrien. Miljørelaterte OLF-prosjekter Phillips har deltatt i ConocoPhillips deltar i de fleste arbeidsgrupper i OLF som jobber med ulike miljøproblemstillinger. Arbeidsgrupper som vi deltar aktivt i er; Utslipp til sjø: Arbeidsgruppe utslipp til sjø. (Effektstudier produsert vann, utvikling av metode for vannsøyleovervåking). Arbeidsgruppe olje i vann analyser. Koordineringsgruppen for miljøovervåking. Nullutslippsgruppen bestående av OLF/SFT/OD. (Oppfølging av nullutslippsarbeidet). Arbeidsgruppe om borekaksdeponier (se avsnitt som følger). Arbeidsgruppe for Sub Sea Leak detection OG21 TTA1, Environmental Strategy OG21 prosjekter/teknologi gruppe* Arbeidsgruppe for utslippsrapportering Arbeidsgruppe for rapportering av Kjemikalier i Lukkede Systemer Arbeidsgruppe for beregning av Utslippsfaktor fra Brønnoperasjoner Forprosjekt/JIP mellom OD og en rekke operatører om Reservoar Forsuring fra produsert vann reinjeksjon. Arbeidsgruppe RKU Nordsjøen (oppdatering) Helhetlig Forvaltningsplan for Barentshavet 5
Utslipp til luft: Arbeidsgruppe teknologi og kompetanse Arbeidsgruppe driftsmessige tiltak Virkemiddelgruppe Annet: Arbeidsgruppe LRA. ConocoPhillips er også representert i Miljøforum * Produsertvann 2010 er et forskingsprosjekt der flere operatører på norsk sokkel deltar for å finne frem til bedre renseteknologi og olje i vann overvåkingsmetoder. COP deltar her i prosjektet som støtter opp om OG 21 sitt arbeid på produsert vann som OLF koordinerer. Forskning og utvikling ConocoPhillips har flere pågående forskningsprosjekter relatert til ytre miljø. Prosjektene er beskrevet nedenfor. ERMS- prosjektet I 2003 ble ConocoPhillips deltager i utviklingen av ERMS-prosjektet (Environmental Risk Management System). Dette har vært et treårig forskning og utviklingsprosjekt som tok sikte på å utvikle EIF-verktøyet (Environmetnal Impact factor) til bruk innenfor boring og videreutvikle dette verktøyet til bruk for utslipp av produsert vann. Prosjektet har hatt en kostnadsramme på vel 25 millioner kroner og ConocoPhillips dekker 1/7 (Petrobas ble deltager i 2004 slik at det er nå syv deltagende selskaper). EIF-verktøyet brukes aktivt av selskapet til å kalkulere miljørisiko i forbindelse med rapportering av status til myndighetene i null-utslippsarbeidet samt rangere de ulike tiltakene med hensyn til kost/reduksjon i miljørisiko. ERMS prosjektet avsluttes tidlig i 2006. CO2 injeksjon for økt oljeutvinning ConocoPhillips studerer muligheten for økt olje utvinning ved hjelp av CO2 injeksjon på Ekofisk feltet. Det er store usikkerheter rundt de nåværende estimatene av økt produksjon forårsaket av eventuell CO2 injeksjon på Ekofisk. Fokuset nå er å innhente undergrunns data (reservoar) gjennom diverse forskningsprosjekter som vil øke nøyaktigheten på reserve estimatene i forbindelse med CO2 injeksjon. Fluid studier gjøres ved ConocoPhillips sitt forskningssenter i Bartlesville, Oklahoma (BTC). Studier som fokuserer på hvordan kalkstein vil reagere på CO2 injeksjon i forhold til innsynkning og kompaksjon blir også studert. Flere eksterne forskningsprogram relatert til CO2 injeksjon og økt olje utvinning blir også støttet av ConocoPhillips. Disse prosjektene utføres ved Sintef Petroleumsforskning, Rogalandsforskning og ResLab. Den nåværende planen for Ekofisk er å fortsette den suksessfulle vanninjeksjonen iallefall til 2020. Det er derfor ikke sannsynlig at en eventuell CO2 innjeksjon på Ekofisk vil bli implementert før denne tid. En full skala CO2 injeksjon på Ekofisk vil ha behov for i størrelsesorden 5-7 million tonn CO2 per år. 6
ConocoPhillips Utslippsrapport for 2005, Ekofisk-feltet Arktisk og kaldt vann ConocoPhillips har i 2005 jobbet med å definere et arktisk forskningsprogram som skal fokusere på problemstillinger knyttet til operasjoner i arktiske strøk. Det Internasjonale Polar Året 2007/2008 vil danne en ramme for dette forskningsprogrammet. Olje I is Dette programmet er i gang og fokuserer på videreutvikling av eksisterende kunnskap og teknologi omkring oljevern for videre bruk i arktiske strøk. Ny-Ålesund Marine Laboratoriet er det nordligste vitenskapelige forskningslaboratoriet i verden. 1.3 Avviksbehandling av overskridelser i år 2005 I forbindelse med avviksbehandlingen av overskridelser i år 2005 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 Overskridelse Avvik Kommentarer ref. Ekofisk 2/4 B Drenasjevann 11484818 Olje i vann Januar 40,5 mg/l Avviket er internt reistrert og behandlet i SAP Ekofisk 2/4 B Drenasjevann 11484818 Olje i vann Mars 61 mg/l Avviket er internt reistrert og behandlet i SAP Ekofisk 2/4 B Drenasjevann 11544738 Olje i vann Mai 101 mg/l Avviket er internt reistrert og behandlet i SAP Ekofisk 2/4 B Drenasjevann 11698437 Olje i vann Juli 184 mg/l Avviket er internt reistrert og behandlet i SAP Ekofisk 2/4 B Drenasjevann 11698437 Olje i vann August 136 mg/l Avviket er internt reistrert og behandlet i SAP Ekofisk 2/4 B Drenasjevann 11698437 Olje i vann September 53,7 mg/l Avviket er internt reistrert og behandlet i SAP Ekofisk 2/4 B Drenasjevann 11698437 Olje i vann Oktober 75 mg/l Avviket er internt reistrert og behandlet i SAP Ekofisk 2/4 B Drenasjevann 11698437 Olje i vann November 96,5 mg/l Avviket er internt reistrert og behandlet i SAP Ekofisk 2/4 J Drenasjevann 11698434 Olje i vann Juli 121,3 mg/l Avviket er internt reistrert og behandlet i SAP Ekofisk 2/4 J Drenasjevann 11698434 Olje i vann Oktober 81 mg/l Avviket er internt reistrert og behandlet i SAP Mærsk Sort 11731318 Bestolife Brukt 848 kg, sluppet Avviket er internt reistrert og behandlet i SAP, brev sendt SFT Gallant kjemikalie 3000 ut 9,8 kg sort stoff 28.09.05. Mærsk Sort 11731441 Greaseway Bruk 870 kg, utslipp Avviket er internt reistrert og behandlet i SAP, brev sendt SFT Gallant Kjemikalie LiCax90 435kg xxxxxx Overskridelsene på 2/4B drenasjevann er små i volum (ref. tabell 10.4.2. Overskridelsene relateres til at sea sump er av et enkelt og gammelt design. Avvikene følges opp for å identifisere årsaker og redusere utslipp. Renseefekten er bedret i 2005 i forhold til 2004. Gjeldende utslippstilletelse for PL018: not. 11559349 "Bruk og utslipp av kjemikalier og utslipp til luft knyttet til produksjon på Ekofisk 2/4M" - denne inkluderer oppdatering av rammetillatelse PL 018 datert 8/7-05 not 11428574 "tillatelse til bruk av kjemikalier Eldfisk og Ekofisk ConocoPhillips" - dette gjelder egentlig bruk av CRO 80147 på ELDB, men rammen er også oppdatert 2/2-2005. 8
Tillegg: Vedtak om unntak for felttesting av kjemikalier (Phenoseal og Flocele). SFT ref. 2002/672 448.1 datert 29.06.2004, COPNO ref. 10949668. Vedtak om unntak for Catts 101, SFT ref. 2002/672 448.1 datert 27.08.2004, COPNO ref. 11290499. not. 11703671 " Bruk av eksportkjemikalie på Ekofisk 2/4J, datert 5/12/-05 not. 11547336 " Tillatelse til bruk og utslipp av sporstoffer Ekofisk 2/4X ConocoPhillips". 22/6-2005 not. 11604930 "Utslipp av oljeholdig vann på Tor feltet" 11/10-2005. Gjelder boring/drift. 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 2 468 862 1 205 427 28 013 777 856 200 Februar 0 2 070 538 1 501 432 24 143 614 803 340 Mars 0 2 556 844 1 455 600 27 798 208 867 200 April 0 2 349 518 859 263 26 605 508 1 302 600 Mai 0 2 352 294 1 666 671 27 039 536 975 000 Juni 0 2 304 708 1 202 631 26 124 821 1 320 700 Juli 0 2 271 918 2 589 406 27 414 935 702 000 August 0 2 154 532 2 105 989 25 750 066 1 835 800 September 0 2 286 743 1 693 746 24 091 392 800 000 Oktober 0 2 210 759 1 190 863 26 516 940 1 916 000 November 0 2 072 382 1 095 805 27 248 427 1 426 000 Desember 0 2 383 775 1 601 151 28 518 389 616 149 0 27 482 873 18 167 984 319 265 613 13 420 989 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 1 347 342 1 379 153 0 0 263 240 455 225 022 000 636 783 57 743 Februar 1 178 820 1 213 396 0 0 226 791 496 192 992 000 570 630 48 379 Mars 1 343 076 1 373 524 0 0 260 053 349 221 574 000 643 237 57 571 April 1 292 957 1 323 666 0 0 250 747 566 215 336 000 690 914 55 165 Mai 1 355 627 1 402 661 0 0 265 671 218 226 340 000 667 169 49 003 Juni 1 288 752 1 330 382 0 0 250 654 415 211 747 000 644 362 41 460 Juli 1 330 323 1 363 843 0 0 259 333 749 217 218 000 648 257 49 826 August 1 233 700 1 265 199 0 0 237 147 771 197 484 000 605 786 47 479 September 1 236 647 1 271 790 0 0 237 590 267 202 407 000 619 971 49 056 Oktober 1 249 400 1 278 495 0 0 247 077 837 209 651 000 600 771 50 546 November 1 244 712 1 274 714 0 0 240 118 596 203 182 000 583 680 51 556 Desember 1 319 902 1 346 248 0 0 248 826 531 208 453 000 634 328 54 694 15 421 258 15 823 071 0 0 2 987 253 250 2 531 406 000 7 545 888 612 478 10
Historiske data og prognoser Figur 1-1 Produksjon av olje på feltet (Sm 3 o.e.) Ekofisk Oljeproduksjon 1992-2005 + prognose 2006-2028 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 1992-2005 + prognose 2006-2028 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 1971-2005 + prognose 2006-2028 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 Prognosetallene inkluderer tall i Ressursklasse RK1-RK4. 12
1.5 Status nullutslippsarbeidet Status på nullutslippsarbeidet i PL 018 området ble presentert i en egen rapport til SFT i Juni 2003. Etter dette har informasjon blitt formidlet til SFT gjennom følgende dokumentasjon Møte med SFT juni 2004 for presentasjon av valgt løsning Ctour for Ekofisk, status på substitusjonsarbeidet og andre oppdateringer. Skriftlig melding til SFT om valgte tiltak Juli 2004. Tilbakemelding på nullutslippsarbeidet og valgte tiltak fra SFT og Oljedirektoratet august 2004. Svar til SFT angående punkt om tidsplan for gjennomføring, oktober 2004. Tilbakemelding fra SFT angående tidsplan November 2004. Statusmøte angående nullutslippsarbeidet April 2005, samt brev til SFT i forbindelse med dette møtet. SFT sin statusrapport til Miljøverndepartementet og November 2005 (taes til etteretning). 1.5.1 Produksjon Valg av teknologi for å nå mål om null skadelige utslipp Norske myndigheter satte i 1998 et mål om at alle eksisterende norske oljeinstallasjoner skal ha null skadelige utslipp til sjø innen utgangen av 2005. Utslippene fra Ekofisk er betydelig redusert siden den gang med hensyn til reduserte utslipp av miljøfarlige kjemikalier. Mer enn 90% av risiko som beregnet i EIF modellen kommer fra Ekofisk produsert vann i Ekofisk området, og tiltak på dette feltet er de mest kostnadseffektive. Etter innledende studier i 1999 og 2000, ble det bestemt å implementere produsert vann re-injeksjon på Ekofisk. En re-injeksjonspilot ble planlagt og gjennomført i perioden 2000-2003. Piloten viste at selv om re-injeksjon er teknisk gjennomførbart, gir re-injeksjon høy risiko med hensyn til reservoarødeleggelse og medfølgende tap av reserver. Parallelt med dette ble omforente mål om nullutslipp etablert mellom SFT, Operatører og Oljedirektoratet. En akseptabel risikoreduksjon for norsk sokkel er ca. 80% fra nivå uten tiltak. Ctour var opprinnelig anbefalt løsning i 1999, men var grunnet mindre vellykkede tester offshore hos andre operatører frafalt. I same periode som re-injeksjonspiloten pågikk, hadde utviklingen av Ctour pågått, og nådd et nivå som var akseptabelt for installasjon på andre felt. Basert på denne utviklingen av teknologien, ble offshore tester utført med Ctour tidlig i 2004. Testene viste at rensing med teknologien kunne redusere EIF med ca. 80%. Ctour har også den forventet laveste nåverdi (NPV) per redusert EIF av de to alternativene. Nedenfor er vist risikoreduksjon som beregnet med premisser i EIF modellen. Base case og Ctour viser i denne figuren en økning på total EIF i perioden 2007-2028 i forhold til årsrapport for 2004 (presentert til SFT i eget møte og brev). Dette skyldes økte produsertvannprognoser i den siste del av Ekofisk sin levetid. 13
Expected EIF reduction 2007-2028, based on two test periods offshore EIF 18 000 16 000 14 000 12 000 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000 Series1 Base Case CTour Testene viser at olje i vann nivået reduseres fra ca. 20 mg/l til 1-2 mg/l i Ctour systemet. Forskjellige tekniske løsninger med Ctour ble utforsket videre i en felttest i slutten av 2004. De gode resultatene ble repetert både med injeksjon av NGL både oppstrøms eksisterende sykloner og nedstrøms eksisterende sykloner. Valgt konsept i 2005 ble en nedstrømsløsning som ble vurdert å være mest robust. Kapitalkostnadene med dette tiltaket er ca. 950 millioner Kr. Siden Ctour ikke fjerner vannløselige kjemikalier vil det i fremtidige prosjekter bli tatt hensyn til dette, da kjemikalier som biosider har en stor påvirkning på EIF. Dette har allerede blitt tatt hensyn til ved planlegging av ny Ekofisk 2/4B-2/4FTP rørledning i 2006, da denne lages i korrosjonsbestandig stål. Det arbeides også med korrosjonshemmere og biosider som gir lavere bidrag til EIF. Kjemikalier COP har i 2005 fortsatt arbeidet med å fase ut røde stoffer som er ett av hovedmålene i nullutslippsrabeidet. En full oversikt over produkter er gitt i seksjon om substitusjon av kjemikalier. Målet for 2005 var å nå en pratisk null grense for utslipp av røde stoffer. Det vil si at det skal undersøkes i markedet hvor det er teknisk mulig å innføre slike kjemikalier. Anbudsarbeidet i 2005 har gitt en oversikt over BAT hos de mest sentrale leverandører av kjemikalier. Utslippene av røde stoffer er vesentlig redusert i 2005. Figur viser utslipp av røde produksjonskjemikalier eks. boring og brønnservice. 14
Red (hazardous) Chemical Discharge Ekofisk OU 60 55 49,64 50 45 End of 2005 Goal : Practical Zero 0,14 t/month 40 Red chemicals definition Chemicals containing substances that are prioritised for substitution due to inherent env. Hazardous properties Tons 35 30 25 20 15 10 5 0 10,3 0,3 0,1 0,2 0,1 0,1 0,1 0,3 0,1 0,1 0,1 0,1 0,16 2003 2004 J M M J S N Actual 2004 Monthly Cum Actual 2005 Goal 2005 YTD:1,7 Checked no data for 2001-2002 Nullutslippsplaner Prioriterte tiltak - Ekofisk Tiltak Status Tidsplan for Ansvarlig enhet gjennomføring Reinjeksjon alternativer Pilot prosjekt avsluttet 1Q 2004. Løsning er forkastet. Ansvarlig: Ekofisk drift. Utførende: Prosjekt avdeling Ctour Felttest utført 1Q 2004. Gode resultater er basis for valg av Beslutning om Ctour tatt 2Q 2004. Ansvarlig: Ekofisk drift. Utførende: Prosjekt avdeling teknologi. Optimaliseringstest Utført 4Q 2004. Ansvarlig: Ekofisk drift. Utførende: Prosjekt avdeling Detalj Engineering 2005 Ansvarlig: Ekofisk drift. Utførende: Prosjekt avdeling Installasjon 2006 Ansvarlig: Ekofisk drift. Utførende: Prosjekt avdeling Igangsettelse/optimalisering 2006/2007 Ansvarlig: Ekofisk drift. Utførende: Prosjekt avdeling Substitusjon vannløselig korrosjonshemmer (rød) Vurdering av oljeløselig korrosjonshemmer (rød) for substitusjon Vurdering av emulsjonsbryter (rød) for substitusjon Denne er substituert på 2/4A- 2/4FTP rørledningen og 2/4B-2/4 FTP rørledningen, samt innkommende korrosjonshemmer fra Eldfisk. Alternativer identifisert, men tester viser at nytt alternativ har negativ effekt på MIC (mikrobiologisk Indusert korrosjon) Utført 2004. Det jobbes i 2005/2006 med å finne alternativer til gul korrosjonshemmer for å redusere EIF bidrag. Søker nye løsninger i 2006, bla. I forbindelse med anbud på kjemikalier Ekofisk Drift Ekofisk Drift Produkt innført Utført Januar 2005 Ekofisk Drift 15
1.5.2 Kjemikalier Bore og Brønnservice Hovedaktivitetene for nullutslippsarbeidet i boring og brønnservice i 2005 har vært å fase ut og redusere utslipp av røde og sorte stoffer, samt null utslippsprosjekter for returstrømmen fra brønnintervensjons aktiviteter. Boring og brønnservice hadde som målsetting for 2005 å redusere utslipp av røde og sorte stoffer med 20% fra 2004 til 2005. Målsettingen ble oppnådd med en reduksjon på 36%. Det gode resultatet skyldes utfasing av friksjonsreduserende middel og tensid som brukes i brønnintervensjoner. Figurene under viser prosentandel fordeling av utslipp av kjemikalier i boring og brønnservice fordelt på SFT fargeklassifisering for 2005. I boring er utslipp av røde og sorte kjemikalier 0,07 % av total utslipp. I brønnservice er utslipp av røde kjemikalier på 2% av total utslipp. Discharge of Drilling chemicals by SFT color Categories 2005 Discharge of Well Service Chemicals by SFT color Categories 2005 16 % 33,14 % Grønn 66,79 % 0,03 % 0,01 % Gul Rød Svart Vann 44 % 38 % Grønn Gul Rød Vann 0,04 % 2 % Prosentandel fordeling av utslipp av kjemikalier i boring og brønnservice fordelt på SFT fargeklassifisering for 2005. Håndtering av tilbakestrømning fra brønnintervensjoner er en del av nullutslippsarbeidet i boring og brønn. To prosjekter går parallelt for å vurdere miljørisiko av utslipp fra brønn intervensjoner og tiltak for reduksjon av miljørisiko. Det ene prosjektet er i regi av OLF hvor ConocoPhillips er leder av gruppen. Prosjektet tar for seg å utarbeide en felles metode for å estimere utslippfaktorer fra brønnstimulerings aktiviteter. Prosjektet skal også vurdere og gi en anbefaling på hvordan miljørisiko, EIF, fra brønnintervensjonsutslipp bør kalkuleres. ConocoPhillips tar sikte på å implementere metoden for estimering av utslippsfaktor i 2006. Internt i ConocoPhillips pågår prosjektet for å kvantifisere returstrømmen fra brønn intervensjoner. Det skal tas analyser av returstrømmen fra syrestimulering og estimere returen. Vi tar sikte på å sammenfatte resultatene fra analysene av returstømmen med metode for estimering av utslippsfaktor for å kvantifisere utslipp fra brønnintervensjoner. I tillegg er det i regi av ERMS prosjektet, beskrevet i kap. 1.2 planer for å beskrive en metode for å beregne EIF fra brønnintervensjoner. ConocoPhillips tar sikte på å bruke 16
dette for å beregne EIF for brønnintervensjonsutslipp og vurdere tiltak til nullutslippsløsninger. Prioriterte tiltak - Boring Tiltak Status 01.01.2006 Tidsplan for Ansvarlig enhet gjennomføring Substitusjon gjengefett/jekkefett Pågående Se kapitelet som omhandler Boring utfasingskjemikalier Smørefri casing Pågående Ubestemt Boring Substitusjon sorte og røde kjemikalier i borevæsker, komplettering og sement som går til sjø. Se kapittelet som omhandler utfasingsplaner. Praktisk null nivå. Kun gjengefett og jekkefett som har utslipp. Utført Boring Prioriterte tiltak - Brønnservice Tiltak Status 01.01.2005 Tidsplan for gjennomføring Håndtering av tilbakestrømning Pågår. Se tekst skrevet over. Ubestemt, avhengig av resultater fra brønn operasjoner fra kartleggingen Substitusjon sorte og røde Pågående. Se kapitelet som Ubestemt, avhengig av kjemikalier.. omhandler utfasingsplaner tilgjenglighet av alternative produkter, kostnytte og miljørisiko Ansvarlig enhet Production Optimization and Well Services Dept. Production Optimization and Well Services Dept. 17
1.6 Utfasningsplaner Følgende kategorier er opprettet som støtte for klassifisering av kjemikalier: 1) Sort kategori Sort kategori omfatter kjemikalier som inngår i følgende lister: Prioritetslisten fra St. meld. Nr. 25 (2002-2003). OSPAR List of Chemicals for Priority Action, jf OSPAR Strategy with regard to Hazardous Substances I tillegg skal kjemikalier med følgende økotoksikologiske egenskaper kategoriseres som sorte: Stoff som har både biodegradering BOD28 <20 % og bioakkumuleringspotensial Log Pow 5. Kjemikalier der et og samme stoff både er lite nedbrytbart (BOD28 <20 %) og er giftig (LC50 eller EC50 10mg/l) Stoff som er antatt å være arvestoffskadelig eller er reproduksjonsskadelige. 2) Rød kategori Rød kategori omfatter kjemikalier med følgende økotoksikologiske egenskaper: Uorganiske stoffer som er meget giftige (EC50 eller LC50 1 mg/l) Organiske stoffer med bionedbrytbarhet BOD28 < 20 % Organiske stoffer eller stoffblandinger som møter to av tre av de følgende kriterier: 1. Bionedbrytbarhet, BOD28 < 60 % eller 2. Bioakkumuleringspotensial, Log Pow 3 eller 3. Giftig, LC50 eller EC50 10 mg/l Stoffer som kan sette smak jf. OSPARs Taintliste 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 COP. Utfasingsplanene som er laget i fellesskap med leverandørene dokumenterer planlagte og utførte tiltak. 18
Bore- og brønnkjemikalier (Bruksområde A) Per 31.12.2005 var følgende kjemikalier faset ut: Jekkefett til oppjekkbare riggene ble erstattet fra sort til rød SFT kategori Brønn intervensjonskjemikalier for friksjonsreduksjon og tensid ble erstattet fra rød til gul SFT kategori Det har vært en svært god utvikling i substitusjon for brønnintervensjonskjemikalier og det er få gjenværende røde kjemikalier som brukes og slippes ut. Det er imidlertid vanskelig å finne teknisk gode erstatningsprodukter og leverandørene bruker mye resurser på å utvikle kjemikalier i gul kategori. Vi ser imidlertid en tendens til at substitusjon av de gjenværende røde kjemikaliene fører til mer giftige produkter, men med gode bio-degradering resultater. Ved bruk av miljørisiko verktøy, EIF, gir blant annet akutt giftighet utslag i miljørisiko (EIF) og vi får derfor svært liten reduksjon i miljørisiko ved substitusjon fra rød til gul. I tillegg er produktene ofte svært kostbare og ConocoPhillips vil derfor vurdere hvert enkelt kjemikalie i forhold til teknisk, kostnytt og miljørisiko før substitusjon av de gjenværende røde kjemikalier utføres. Tabellene under viser status for utfasing av alle røde og sorte kjemikalier som er i bruk i boring og brønnservice. Utfasing av kjemikalier i Boring Substitusjons kjemikalie Status utfasing Nytt kjemikalie Begrunnelse Utslipp til sjø? Prioritet Bentone 128 01.01.2007 Erstatningsprodukt ikke identifisert RØD NEI LAV Bentone 42 31.12.2007 Erstatningsprodukt ikke identifisert RØD NEI LAV Bestolife 2010 NM Ultra 31.12.2006 Erstatningsprodukter tilgjengelig. Avventer resultater fra felttester. RØD JA MED Bestolife 3000 Utfaset, men ble brukt i 2005. Bestolife 3010 Ultra SORT JA HØY Bestolife 3010 Ultra CFR-3L 31.12.2006 Erstatningsprodukter tilgjengelig. Avventer resultater fra felttester. Mesteparten av bruken forventes å erstattes innen 31.12.2006 Erstatningsprodukt identifisert, men er ikke teknisk god nok i noen slurry design RØD JA MED RØD NEI MED Ecotrol 31.12.2007 Erstatningsprodukt ikke identifisert RØD NEI LAV 19
Substitusjons kjemikalie Status utfasing Nytt kjemikalie Begrunnelse Utslipp til sjø? Prioritet Flozan L Injeksjons- og beredskapskjemikalie. Ingen dato satt. RØD NEI LAV Greaseway LiCax 90 Halad 413L Utfaset i 2005 Statoil Multidope SORT JA HØY Mesteparten av bruken forventes å erstattes innen 31.12.2006 Halad 300L og Halad 400L. Erstatningsproduktene testes og evalueres av feltoperasjonen RØD NEI HØY Halad 600 LE+ Mesteparten av bruken forventes å erstattes innen 31.12.2006 Ingen direkte erstatning er funnet, men det forskes på alternative produkter. RØD NEI HØY Jet Lube Kop r Kote SCR-500L 31.12.2007 Erstatningsprodukt ikke identifisert Mesteparten av bruken forventes å erstattes innen 31.12.2006. Erstatningsprodukt identifisert. FDP-C681L i kombinasjon med HR-25L SORT NEI MED RØD JA MED Statoil Multidope 31.12.2007 Erstatningsprodukt ikke identifisert RØD JA MED Ultralube II Beredskapskjemikalie. Ingen dato satt. RØD NEI LAV Versapac 31.12.2007 Erstatningsprodukt ikke identifisert VersaTrol 01.04.2006 Erstatningsprodukt identifisert SORT NEI MED RØD NEI LAV Versavert PE/SE 01.04.2006 avhengig av teknisk, kost nytte og miljørisiko. Erstatningsprodukt identifisert RØD NEI LAV Zonesealant 31.06.2006 Zoneseal 4000 (Zonesealant 3000 hadde begrenset bruks område) RØD NEI HØY 20
Utfasing av kjemikalier i Brønnservice Substitusjons kjemikalie Status utfasing Nytt kjemikalie Begrunnelse Utslipp til sjø? Prioritet A259 31.03.2006 avhengig av teknisk, kost nytte og miljørisiko. B208 (gul) RØD JA HØY F103 Utfaset i 2005 B197 (gul) RØD JA HØY J564 31.06.2006 avhengig av teknisk, kost nytte og miljørisiko. Erstatnings-produkt identifisert. Avventer resultater fra test. RØD JA HØY XE 824 Utfaset i 2005 J568 RØD JA HØY Scaletreat XFE 31.12.2006 Erstatnings-produkt under utvikling. RØD JA HØY Produksjonskjemikalier Skumdemperapplikasjonen er svært vanskelig å substituere teknisk. Det er utført labstudier for å finne alternativer. Videre er COP i en anbudssituasjon der gul klasse skumdempere er foreslått. Det gjenstår å se om disse kan kvalifiseres teknisk. Skumdemperen bidrar svært lite til røde utslipp da rød andel og utslippsfaktor er lav. Det er i 2005 ikke funnet alternativer til rød oljeløselig korrosjonshemmer. Det ble i 2004/2005 identifisert en gul korrosjonshemmer, men denne gav negative effekter med hensyn til mikrobielt indusert korrosjon og kunne ikke benyttes. I pågående anbud er imidlertid gul korrosjonshemmer foreslått. Det gjenstår evalueringer i anbudet, og valg av denne korrosjonshemmeren blir vurdert. Gul emulsjonsbryter ble i Januar 2005 introdusert på Ekofisk 2/4J. Denne fungerer svært bra og erstatter emulsjonsbryter i rød kategori. Produktet øker ikke miljørisiko (EIF). Det ble i 2004 funnet alternativ til rød surfaktant i vanninjeksjonsbiosid SOC 5500 LF. Det nye produktet het Biotreat 4544. Det ble imidlertid vurdert at biosiden kunne erstattes med gul biosid som allerede brukes på ett annet sted i vanninjeksjonen. Videre er bruken av biosid kraftig redusert på 2/4K vanninjeksjon. Foreløpig overvåkning viser at dette også er en god teknisk løsning. Ingen gassbehandlingskjemikalier er prioritert for substitusjon. H 2 S fjerner og reaksjonsprodukt blir normalt injisert i grunnen, og utgjør derfor en lav miljørisiko. I 2005 har det imidlertid vært en periode med utslipp av H 2 S fjerner grunnet brukerkonflikt med injeksjon av slurry. I begynnelsen av 2006 regner vi med at slurry og H 2 S fjerner kan injiseres samtidig igjen. 21
Eksportkjemikalie EC 1410A som er en korrosjonshemmer testes etter tillatelse fra SFT i ett halvt år da andre korrosjonshemmere ikke har gitt tilfredstillende beskyttelse. Det er i anbud som pågår funnet lovende produkt i gul kategori evalueringer pågår. Alle hjelpekjemikalier i bruk er i gul kategori, og vurderes videre ikke å gi høy miljørisiko. Riggvaskkjemikalie CC 115 ble i 2004/2005 substituert grunnet høy helserisiko. Nytt produkt er Cleanrig HP som er i gul miljøkategori og som vurderes å ha likt bidrag til miljørisiko. Produksjonskjemikalier (Bruksområde B) Substitusjons Kjemikalie Status utfasing Nytt kjemikalie Begrunnelse Prioritet Skumdemper DFO 82329 Oljeløselig korrosjonshemmer CRO 82307 Emulsjonsbryter DMO 86571 Ingen teknisk gode 2006 nok alternativer funnet i 2005 2006 Verdering av alternativ pågår i anbudsfase. RØD RØD HØY HØY Jan. 2005 DMO 86654 (gul) RØD HØY Injeksjonskjemikalier (Bruksområde C) Substitusjons kjemikalie Status utfasing Nytt kjemikalie Begrunnelse Prioritet SOC 5500 LF Faset ut i 2005. SOC 5245 Lav rød andel HØY Produktenes retensjon i reservoaret skal evt. undersøkes Friksjonsreduse rende middel med henblikk på null utslipp. Røde alternativer LP H2O og Flowtreat 552 testet i 2004 og 2005. Det foreligger ikke bestemmelse for bruk. Gult alternativ og produkt med lav rød andel testes. 22
2 UTSLIPP FRA BORING 2.1 Brønnstatus Brønnfordeling på feltet og tilhørende satelittfelt pr. 31.12.05 Produserende Produserbare Gassinjektorer Vanninjeksjons- Reinjeksjon brønner brønner brønner Ekofisk 73 82 3 30 2 Brønnoperasjoner på feltene i 2005 Brønn Type Vannbasert Olje 2/4-B-12 A Produksjon P&A 14, 12 ¼, 8 ½ 2/4-B-12 B Produksjon 12 ¼, 8 ½ 2/4-B-21 Produksjon P&A 14, 12 ¼, 8 ½ 2/4-B-4 Produksjon P&A 14, 12 ¼, 8 ½ 2/4-B-13 A Produksjon 6 ½ 2/4-B-13 B Produksjon 14, 12 ¼, 6 ½ 2/4-K-12 Produksjon Slotrecovery 2/4-M-13 Produksjon 26 2/4-M-2 Produksjon 26 2/4-M-17 Produksjon 14, 12 ¼, 6 ½ 2/4-M-18 Produksjon 8 ½ 2/4-M-20 Produksjon 26 2/4-M-21 Produksjon 26 2/4-M-22 Produksjon 16, 12 ¼, 8 ½ 2/4-M-23 Produksjon 16, 12 ¼, 8 ½ 2/4-M-24 Produksjon 26 16, 12 ¼, 8 ½ 2/4-M-27 Produksjon 26 2/4-M-28 Produksjon 12 ¼, 8 ½ 2/4-M-30 Produksjon 26 16, 12 ¼, 8 ½ 2/4-M-4 Produksjon 26 2/4-M-7 Produksjon 26 2/4-M-19 Produksjon 26 2/4-X-4 Produksjon Slot recovery, 16, 12 ¼, 8 ½ 2/4-X-17 Produksjon Slot recovery 2/4-X-35 Produksjon Slot recovery 2/4-X-39 Produksjon Slot recovery 2/4-X-43 Produksjon 12 ¼, 8 ½ 2.2 Boring med vannbasert borevæske Tabell 2.1 - Bruk og utslipp av vannbasert borevæske Brønnbane Forbruk av borevæske Utslipp av borevæske - masse Borevæske injisert Sendt borevæske til land Borevæske etterlatt i hull eller tapt til formasjon Innretning 2/4-B-12 A 646 0 574 0 72 EKOFISK B 2/4-B-21 1 234 0 256 873 104 EKOFISK B 2/4-B-4 738 0 738 0 0 EKOFISK B 2/4-K-12 476 0 366 0 111 EKOFISK K 23
Brønnbane Forbruk av borevæske Utslipp av borevæske - masse Borevæske injisert Sendt borevæske til land Borevæske etterlatt i hull eller tapt til formasjon Innretning 2/4-M-13 690 690 0 0 0 EKOFISK M 2/4-M-2 579 579 0 0 0 EKOFISK M 2/4-M-20 1 177 1 177 0 0 0 EKOFISK M 2/4-M-21 637 637 0 0 0 EKOFISK M 2/4-M-24 738 738 0 0 0 EKOFISK M 2/4-M-27 2 433 1 835 597 0 0 EKOFISK M 2/4-M-30 623 623 0 0 0 EKOFISK M 2/4-M-4 717 717 0 0 0 EKOFISK M 2/4-M-7 631 631 0 0 0 EKOFISK M Forboring EKOFISK M 822 822 0 0 0 EKOFISK M 2/4-X-17 946 0 687 0 260 EKOFISK X 13 087 8 449 3 218 873 547 Inkludert i disse tallene er også utslipp i forbindelse med åpent slamsystem (dvs. uten stigerør). Tabell 2.2. - Disponering av kaks ved boring med vannbasert borevæske Brønnbane Lengde (m) Teoretisk hullvolum (m3) Total mengde kaks generert Eksportert borekaks til andre felt Utslipp av borekaks til sjø Masse borekaks injisert Sendt borekaks til land Innretning 2/4-B-12 A 0 0 0 0 0 0 0 EKOFISK B 2/4-B-21 0 0 0 0 0 0 0 EKOFISK B 2/4-B-4 0 0 0 0 0 0 0 EKOFISK B 2/4-K-12 0 0 0 0 0 0 0 EKOFISK K 2/4-M-13 299 102 307 0 307 0 0 EKOFISK M 2/4-M-2 251 86 257 0 257 0 0 EKOFISK M 2/4-M-20 250 86 257 0 257 0 0 EKOFISK M 2/4-M-21 251 86 258 0 258 0 0 EKOFISK M 2/4-M-24 311 107 320 0 320 0 0 EKOFISK M 2/4-M-27 502 172 516 0 516 0 0 EKOFISK M 2/4-M-30 251 86 258 0 258 0 0 EKOFISK M 2/4-M-4 250 86 257 0 257 0 0 EKOFISK M 2/4-M-7 275 94 283 0 283 0 0 EKOFISK M Forboring EKOFISK M 311 106 319 0 319 0 0 EKOFISK M 2/4-X-17 0 0 0 0 0 0 0 EKOFISK X 2 951 3 032 0 3 032 0 0 Forboring Ekofisk M er brønnen Ekofisk 2/4 M-19. 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. 24
Tabell 2.3 - Boring med oljebasert borevæske Brønnbane Forbruk av borevæske Utslipp av borevæske - masse Borevæske injisert Sendt borevæske til land Borevæske etterlatt i hull eller tapt til formasjon Innretning 2/4-B-12 A 1 176 0 649 0.0 527 EKOFISK B 2/4-B-12 B 1 170 0 656 0.0 514 EKOFISK B 2/4-B-13 A 223 0 125 0.0 98 EKOFISK B 2/4-B-13 B 893 0 397 0.0 496 EKOFISK B 2/4-B-21 1 064 0 502 0.0 561 EKOFISK B 2/4-B-4 2 867 0 606 0.0 2 261 EKOFISK B 2/4-M-17 684 0 468 0.0 216 EKOFISK M 2/4-M-18 98 0 95 0.0 3 EKOFISK M 2/4-M-22 886 0 643 52.0 191 EKOFISK M 2/4-M-23 889 0 642 0.0 247 EKOFISK M 2/4-M-24 749 0 522 0.0 227 EKOFISK M 2/4-X-28 929 0 586 0.0 342 EKOFISK X 2/4-X-30 1 375 0 846 0.0 529 EKOFISK X 2/4-X-35 754 0 525 0.0 229 EKOFISK X 2/4-X-39 185 0 6 0.0 180 EKOFISK X 2/4-X-4 3 020 0 1 998 0.0 1 022 EKOFISK X 2/4-X-43 547 0 372 0.0 174 EKOFISK X 17 508 0 9 640 52.0 7 817 Tabell 2.4 - Disponering av kaks ved boring med oljebasert borevæske Brønnbane Lengde (m) Teoretisk hullvolum (m3) Total mengde kaks generert Eksportert borekaks til andre felt Utslipp av borekaks til sjø Masse borekaks injisert Sendt borekaks til land Midlere konsentrasjon av basevæske som vedheng på kaks (g/kg) Utslipp av basevæske som vedheng på kaks Innretning 2/4-B-12 A 3 066 239 717 0 0 717 0 0 0 EKOFISK B 2/4-B-12 B 3 409 215 645 0 0 645 0 0 0 EKOFISK B 2/4-B-13 A 323 7 21 0 0 21 0 0 0 EKOFISK B 2/4-B-13 B 2 841 221 662 0 0 662 0 0 0 EKOFISK B 2/4-B-21 3 152 248 744 0 0 744 0 0 0 EKOFISK B 2/4-B-4 2 652 209 626 0 0 626 0 0 0 EKOFISK B 2/4-M-17 3 666 329 987 0 0 987 0 0 0 EKOFISK M 2/4-M-18 337 12 37 0 0 37 0 0 0 EKOFISK M 2/4-M-22 3 125 284 853 0 0 853 0 0 0 EKOFISK M 2/4-M-23 2 955 281 842 0 0 842 0 0 0 EKOFISK M 2/4-M-24 3 592 331 992 0 0 992 0 0 0 EKOFISK M 2/4-X-28 4 173 343 1 029 0 0 1 029 0 0 0 EKOFISK X 2/4-X-30 3 184 292 876 0 0 876 0 0 0 EKOFISK X 2/4-X-35 0 0 0 0 0 0 0 0 0 EKOFISK X 2/4-X-39 0 0 0 0 0 0 0 0 0 EKOFISK X 2/4-X-4 2 904 198 594 0 0 594 0 0 0 EKOFISK X 2/4-X-43 1 882 129 387 0 0 387 0 0 0 EKOFISK X 41 261 3 337 10 011 0 0 10 011 0 0 0 25
2.4 Boring med syntetiskbasert borevæske Det har ikke vært boret med syntetiskbasert borevæske på Ekofisk-feltet i år 2005. 2.5 Transport av slam og kaks fra annet felt til Ekofisk Totalt importert slurry volum: Totalt importert kaks (i slurry) volum: Totalt importert oljebasert mud med kaks: 2 065 m3 (2 476 tonn) 413 m3 (1 074 tonn) 466 m3 (792 tonn) Slam og kaks transport mellom Ekofisk og andre felt registreres ikke på brønnnivå, derfor kan ikke dette rapporteres inn i tabellene i EW. Slurry volume importert til Ekofisk i 2005 kom fra boreoperasjoner på Eldfisk og Embla. Tabell 2.7 - Borekaks importert fra felt Væsketype Importert fra annet felt Oljebasert 3 268 Syntetisk 0 3 268 2.6 Reinjiserte mengder fra Ekofisk 2/4 T Formatted: Bullets and Numbering Mengder transportert fra Ekofisk 2/4 T til Ekofisk 2/4 X for Reinjeksjon, som del av Rengjøringen av Ekofisktanken: April 05: Olje: 640 m3 Vann: 3 060 m3 Mai 2005: Olje: 36 m3 Vann: 269 m3 Juni 2005: Slurry/sjøvann: 1000-1500 m3 26
3 UTSLIPP AV OLJEHOLDIG VANN 3.1 Utslipp av olje og oljeholdig vann 3.1.1 Samlede utslipp av hver utslippstype i år 2004 Tabell 3.1 Utslipp av olje og oljeholdig vann Vanntype Total vannmen gde (m3) Disperger t oljekonse ntrasjon til sjø (IR freon) (mg/l) Dispergert oljemengde til sjø (IR freon) Oljeindex til sjø (ISO metode) (mg/l) Oljeindex mengde til sjø (ISO metode) Injisert vannme ngde (m3) Vannvolum til sjø (m3) Eksporter t vannmen gde (m3) Import ert vannme ngde (m3) Vann i olje eksporter t (m3) Produsert 7 483 201 29.7 218 20.8 153 0 7 342 692 0 0 140 509 Fortregning 0.0 0.0 Drenasje 21 684 55.6 1 55.6 1 0 21 684 0 0 0 7 504 885 220 154 0 7 364 376 0 0 140 509 3.1.2 Avvik Det er registrert 8 avvik for drenasjevann på Ekofisk 2/4 B, og 2 avvik for drenasjevann på Ekofisk 2/4 J. Se kap. 1.3.1 for nærmere beskrivelse. 3.1.3 Beskrivelse av renseanleggene Skisse av renseanlegg for oljeholdig vann, Ekofisk 2/4 J HP separator LP separator Test separator olje vann olje vann Sentrifuge A/B Drenasjevann M M flash tank M sjø sjø Ekofisk 2/4J plattformen mottar hydrokarboner fra følgende felter: Ekofisk, Tor, Eldfisk Alpha, Eldfisk Bravo, Embla, og fra midten av oktober 2005 testproduksjon fra Ekofisk 2/4M. 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 27
vann til 2/4J for behandling. Ekofisk 2/4M sender kun lavtrykksbrønner til 2/J lavtrykkseparator 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 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. 2. Rensing av vann fra testseparatoren, fra oljeholdig seksjon i flash tanken samt drenasjevann. Det er installert en trefase testseparator på 2/4J plattformen. Produsert vann fra test separatoren sendes direkte til skitten seksjon i flash tanken sammen med reject olje fra hydrosyklonene. I 2004 ble det gjort en endring slik at det er mulig å lede produsertvann sammen med olje fra testseparator direkte til eksportlinje. Ved brønnoperasjoner blir det vurdert om første del av tilbakestrømmingen skal eksporteres for å unngå olje i vann problemer. Skitten vannside i flash tank føres til en 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. Fra EPCON anlegget føres renset 28