Innhold 1 Status... 6 1.1 Feltstatus... 6 1.2 Status forbruk og produksjon... 7 1.3 Status på nullutslippsarbeidet... 9 1.4 Kommentarer fra SFT til årsrapport 2005... 11 2 Utslipp fra boring... 12 2.1 Boring med vannbasert borevæske... 12 2.2 Disponering av kaks ved boring med vannbasert borevæske... 12 2.3 Bruk og utslipp av borevæske ved boring med oljebasert borevæske... 13 2.4 Disponering av kaks ved boring med oljebasert borevæske... 14 2.5 Boring med syntetisk borevæske... 14 2.6 Disponering av kaks ved boring med syntetisk borevæske... 14 2.7 Borekaks importert fra felt... 14 2.8 Oversikt over bore- og brønnaktiviteter i 2006... 14 3 Utslipp av oljeholdig vann... 16 3.1 Utslipp av olje og oljeholdig vann... 17 3.2 Utslipp av løste komponenter i produsert vann... 18 4 Bruk og utslipp av kjemikalier... 26 4.1 Samlet forbruk og utslipp... 27 4.2 Kjemikalier fordelt etter bruksområder... 28 4.2.1 Bore- og brønnkjemikalier... 28 4.2.2 Produksjonskjemikalier... 29 4.2.3 Injeksjonskjemikalier... 30 4.2.4 Rørledningskjemikalier... 30 4.2.5 Gassbehandlingskjemikalier... 31 4.2.6 Hjelpekjemikalier... 31 4.2.7 Kjemikalier som tilsettes eksportstrømmen... 32 4.2.8 Kjemikalier fra andre produksjonssteder... 32 4.2.9 Reservoarstyring... 33 4.2.10 Vannsporstoff... 33 5 Evaluering av kjemikalier... 34 5.1 Samlet miljøevaluering... 34 5.2 Bore- og brønnkjemikalier... 35 5.3 Produksjonskjemikalier... 36 5.4 Injeksjonskjemikalier... 36 5.5 Rørledningskjemikalier... 37 5.6 Gassbehandlingskjemikalier... 37 5.7 Hjelpekjemikalier Tabell 5. 7 Hjelpekjemikalier... 38 5.8 Kjemikalier som går med eksportstrømmen... 38 5.9 Kjemikalier fra andre produksjonssteder... 39 5.10 Reservoarstyring... 39 6 Bruk og utslipp av miljøfarlige forbindelser... 40 Gradering: Statoil al Status: Draft Utløpsda to : 2008-01-26 Side 3 av 63
6.1 Kjemikalier som inneholder miljøfarlige forbindelser... 40 6.2 Miljøfarlige forbindelser som tilsetninger i produkter... 40 6.3 Miljøfarlige forbindelser som forurensning i produkter... 40 7 Utslipp til luft... 42 7.1 Forbrenningssystemer... 42 7.2 Utslipp ved lagring og lasting av olje... 43 7.3 Diffuse utslipp og kaldventilering... 43 7.4 Gassporstoff... 44 8 Akutte utslipp... 45 8.1 Akutt oljeforurensning... 45 8.2 Akutt forurensning av borevæsker og kjemikalier... 45 8.3 Beskrivelse av akutte utslipp til sjø... 46 8.4 Akutt forurensning til luft... 49 9 Avfall... 50 9.1 Farlig avfall... 50 9.2 Kildesortert avfall... 52 10 Vedlegg... 53 Gradering: Statoil al Status: Draft Utløpsda to : 2008-01-26 Side 4 av 63
Innledning Rapporten dekker forhold vedrørende utslipp til luft og sjø, samt håndtering av avfall for Visundfeltet i rapporteringsåret 2006. Rapporten er utarbeidet av TO HMS. Kontaktperson hos operatørselskapet er Rita Iren Johnsen. E-mail: ritijo @statoil.com Telefon: 55 14 27 05 Gradering: Statoil al Status: Draft Utløpsda to : 2008-01-26 Side 5 av 63
1 Status 1.1 Feltstatus Sentral informasjon om Visundfeltet er gitt i tabell 1.1. Tabell 1. 1 Oversikt over feltet Blokk og Utvinningstillatelse Blokk 34/8; om lag 22 km nordøst for Gullfaks og 120 km vest for Florø. Vanndyp 270-380 m. Visund PUD 1995, Visund gass PUD 2002. Fremdrift Produksjonen startet opp i april 1999. Gjenværende antatt reserver er blitt oppdatert i 2006 til 27,8 mill Sm3 olje og 53,1 G Sm3 gass. Kilde: Visund Reservoir development plan 1.11.06. Operatør Statoil ASA 32,9 % Rettighetshavere Norsk Hydro Produksjon a.s 20,3 % Petoro AS 30% Norske ConocoPhilips AS 9,1 % Total E&P Norge AS 7,7 % Nedstengninger Forventet nedstengning i 2028. Innretninger Milepæler Hvor/Hvordan olje/gass blir levert Feltet er bygget ut med en flytende bolig-, bore- og prosesseringsplattform. Brønnene på feltet er knyttet til plattformen med fleksible stigerør. Visund Nord er en separat undervannsutbygging om lag 10 km fra plattformen. Produksjonen startet i april 1999 med Norsk Hydro som operatør. Reinjeksjon av produsert vann startet høsten 2002. Statoil overtok operatørskapet for Visund fra Norsk Hydro 1.1.2003. I 2005 ble plattformen blitt oppgradert til å kunne eksportere gass. Eksport av gass startet opp 6. oktober 2005. Den 19. januar 2006 inntraff det en alvorlig gasslekkasje på Visund, som medførte nedstengt produksjon til 29. mai. Visund Nord er fortsatt stengt grunnet hydratplugg i rørledningen til Visund plattform. Oljen går i rør til Gullfaks A for lagring og eksport. Gassen blir eksportert via Kvitebjørn gass rørledning til Kollsnes. Tabell 1.2 gir en oversikt over gjeldende utslippstillatelser for feltet. Det har ikke vært overskridelser/avvik fra utslippstillatelser i 2006. Gradering: Statoil al Status: Draft Utløpsda to : 2008-01-26 Side 6 av 63
Tabell 1. 2 Gjeldende utslippstillatelser Utslippstillatelser Dato Referanse Boring og produksjon på 23.12.02 02/406-2 448.1 Visundfeltet Forboring i Tampenområdet 23.12.02 02/405-11 448.1 Tillatelse til bruk av oljebasert borevæske i de tre nederste seksjonene i 02.06.03 2002/406-11 e-post 11.04.04, 22.04.03 og 26.05-03 brønnene på Visund samt fortsatt tillatelse til bruk av Flowzan L. Tillatelse til utslipp av kjemikaliebehandlet vann 30.09.04 2002/406 448.1 Visund Tillatelse til å jette på sjø Visundfeltet Statoil ASA. Vedtak om unntak fra aktivitetsforskriften paragraf 59. 01.06.05 2002/406 448.1 Forlengelse med 1 mnd (tom 31.1.2007) ble gitt i e-post 21.12.06) 1.2 Status forbruk og produksjon Forbruk og produksjonsdata i 2006 (tabell 1.4 og 1.5) er gitt av Oljedirektoratet. Det gjøres oppmerksom på at det er meldt inn volum diesel det ikke skal betales avgift for (diesel som brukes til injeksjon i brønner) fra Statoil til Oljedirektoratet. Disse mengdene er i år imidlertid ikke kommet med i tabellen fra Oljedirektoratet. Netto produksjon er leveranser av tørrgass, kondensat og NGL etter prosessering i landanlegg. Tabell 1.4 Status forbruk Måned Injisert gass (m3) Injisert sjøvann (m3) Brutto faklet gass (m3) Brutto brenngass (m3) Diesel (l) Januar 100 476 529 47 210 998 467 4 168 535 0 Februar 0 0 38 000 0 0 Mars 0 0 0 0 0 April 0 0 0 0 0 Mai 768 316 0 628 938 262 861 0 Juni 157 465 280 40 751 2 299 856 6 323 516 0 Juli 134 702 646 53 665 1 923 804 6 707 675 0 August 233 606 881 57 726 1 386 739 8 242 259 0 September 112 159 216 34 272 612 379 6 855 676 0 Oktober 200 270 355 95 749 646 190 9 045 624 0 November 238 452 331 79 522 1 951 023 7 893 442 0 Desember 263 846 543 126 435 1 175 932 10 015 835 0 1 441 748 097 535 330 11 661 328 59 515 423 0 Gradering: Statoil al Status: Draft Utløpsda to : 2008-01-26 Side 7 av 63
Tabell 1 5 - Status produksjon Måned Brutto olje (m3) Netto olje (m3) Brutto kondensat (m3) Netto kondensat (m3) Brutto gass (m3) Netto gass (m3) Vann (m3) Netto NGL (m3) Januar 81 959 81 961 0 16 865 388 60 021 000 50 272 6 509 Februar 0 0 0 0 0 0 0 Mars 0 0 0 0 0 0 0 April 0 0 0 0 0 0 0 Mai 11 750 11 748 0 8 599 469 6 819 000 7 320 847 Juni 136 058 136 059 0 299 341 150 126 489 000 63 282 17 332 Juli 133 329 133 330 0 291 090 617 142 389 000 57 198 18 984 August 157 135 157 134 0 359 659 639 113 130 000 61 982 13 357 September 120 843 120 844 0 260 160 232 135 513 000 43 107 16 191 Oktober 183 941 183 942 0 387 215 138 171 629 000 97 604 21 142 November 167 847 167 847 0 378 829 252 126 598 000 85 815 14 223 Desember 217 170 217 169 0 437 307 476 156 446 000 130 415 17 692 1 210 032 1 210 034 0 0 2 439 068 361 1 039 034 000 596 995 126 277 Figur 1.1 gir en historisk oversikt over produksjonstall siden oppstart av innretningen. Produserte mengder gass er totale mengder (injisert, gass til kraftgenerering og fakling). For årene 2007-2011 er det oppgitt prognoser. Sm3 olje 3 000 000 2 500 000 2 000 000 1 500 000 1 000 000 500 000 0 6 000 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 0 Mill Sm3 gass 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 Produsert olje Produsert gass Fig. 1.1 Status produksjonsmengder Gradering: Statoil al Status: Draft Utløpsda to : 2008-01-26 Side 8 av 63
1.3 Status på nullutslippsarbeidet Rapport med status på nullutslippsarbeidet i Visund ble sendt SFT 1. juni 2003 (MYN VIS-03 00027). De forpliktende forholdene i nullutslippsrapporten ble utført innen utgangen av 2005. I 2005 var den viktigste utfordringen i nullutslippsarbeidet å øke driftsregulariteten på vanninjeksjonsanlegget slik at vi skulle være i stand til å injisere minimum 90 % av det injiserte vannet i 2006, som lovet i nullutslippsarbeidet. I 2005 var injeksjonsmengden 55,6 %. I 2006 har 91,5 % av det produserte vannet blitt injisert, hvilket betyr at målet ble nådd. Det har ikke blitt utført nye EIF-beregninger for Visund i 2006 pga året har vært et atypisk driftsår med 4 mnd nedstengning etter at det inntraff en alvorlig gasslekkasje 19. januar 2006. Det har heller ikke vært aktiviteter som har medført at det har vært nødvendig å utføre nye beregninger. Det ble i september 2006 utført en intern miljøverifikasjon offhore for å verifisere miljøstyringen i Visund. Utfasing av miljøskadelige gjengefett og hydraulikkvæsker ivaretas gjennom sentrale utfasingsprogram i Statoil (ref Årsrapport 2005). Mer detaljert informasjon om utfasing er gitt i tabell 1.6 der det er listet de miljøskadelige kjemikaliene (svarte og røde) som er faset ut i løpet av 2006, samt de kjemikalier som fortsatt står for utfasing. Det ble i september 2006 skiftet leverandør av borevæskekjemikalier og kompletteringskjemikalier på Visund, fra hhv MI og BJ til Halliburton. Den nye leverandøren kom ikke i gang før de aller siste dagene i desember, og kjemikalieforbruket blir ikke ført før jobben er utført i 2007. Det er enda ikke helt avklart hvilke eventuelle miljøskadelige kjemikalier Halliburton kommer til å måtte benytte og følgelig ikke mulig på dette tidspunkt å oppgi en utfasingsliste for disse. Det er derfor valgt å fokusere på de kjemikaliene som er benyttet i 2006. Skifte av leverandør skal ikke påvirke bruk av miljøskadelige produkter i feil retning. Gradering: Statoil al Status: Draft Utløpsda to : 2008-01-26 Side 9 av 63
Tabell 1.6 Oversikt over kjemikalier som skal prioriteres for substitusjon Kje mikalie navn Vilkår stilt dato Status måldato for utfasing Produksjonskjemikalier Statoil marine gassolje Dato ikke fastsatt (diesel) Nytt kje mikalie Diesel har vært klassifisert som gul. Etter gjennomgang med leverandør er produktet reklassifisert til svart fordi det inneholder et lovpålagt fargestoff for å skille produktet fra vanlig avgiftspliktig diesel. Produktet går ikke til utslipp. Seme ntkjemikalier Ingen miljøskadelige sementkje mikalier i bruk i 2006 Brønnoperasjoner m.m. 3,4-DFBA 23.12.02 Dato ikke fastsatt Ikke benyttet i 2006. 2,4,5-TFBA 23.12.02 Dato ikke fastsatt Ikke benyttet i 2006. Bentone 128 23.12.02 31.12.07 (1) Gje nge fett Jet-Lube Kopr Cote 23.12.02 Utfaset Erstattet av JetLube NCS 30 Mercasol 633SR (new 10.02.03 Dato ikke fastsatt (2) Ikke benyttet i 2006. version) OCR 325AG 23.12.02 Dato ikke fastsatt (2) Brukes fortsatt på borestreng pga sikkerhets- og tekniske kriterier. Det jobbes med å ta i bruk JetLube Seal- Guard ECF. JetLube Alco EP73 Plus 23.12.02 Dato ikke fastsatt (2) BOP og hydraulikk væske Oceanic HW 443 23.12.02 Visund er etter grundig uttesting nå godkjent for å starte utfasing av Oceanic HW443 (2). Neste gang det bestilles hydraulikkvæske vil erstatningsprodukt bli kjøpt inn. Erifon 818 23.12.02 Hydraulikkolje som tilsettes i lukkede system Ikke rapporteringspliktig Vil bli erstattet med SW40ND. Gradering: Statoil al Status: Draft Utløpsda to : 2008-01-26 Side 10 av 63
Borevæske - olje basert Bentone 128 23.12.02 31.12.07 (1) Bentone 38 23.12.02 31.12.07 (1) Ikke benyttet i 2006. Flowzan Liquid 23.12.02 31.12.07 (1) Versavert F 23.12.02 31.12.07 (1) Versatrol miljø-vurdering 31.12.07 (1) 28.10.03 Versavert PE 23.12.02 31.12.07 (1) Reklassifise rt til gult Versavert SE 23.12.02 31.12.07 (1) Reklassifise rt til gult Ecotrol 23.12.02 31.12.07 (1). VG Supreme miljø-vurdering 31.12.07 (1) 18.06.03 Suremul EH (tidligere navn miljø-vurdering 31.12.07 (1) EMI-595) 28.10.03 Paratherm miljøvurdering 28.10.03 31.12.07 (1) Oljebasert borevæskesystem. Versopro PS 23.12.02 31.12.07 (1) Ikke benyttet i 2006. Beredskapskje mikalie Bestolife 2000 NM 18.04.06 Dato ikke fastsatt Tatt inn på beredskapslisten etter to hendelser der det viste seg nødvendig å benytte dette produktet av rent sikkerhetsmessige årsaker. MS-200 miljø-vurdering 31.12.07 Ikke benyttet i 2006. 14.01.04 Ecotrol 23.12.02. 01.12.07 (1) Ikke benyttet i 2006 SCR 500L miljø-vurdering Trinnvis utfasing innen Ikke benyttet i 2006 11.11.03 utgangen av 2007 Versatrol 23.12.02 31.12.07 Versapac 23.12.02 01.12.07 (1) Ikke benyttet i 2006 Halad 600 LE+ 23.12.02 Trinnvis utfasing innen Ikke benyttet i 2006 utgangen av 2007 Pelagic fluorescein LT Dye miljø-vurdering 14.10.05 Dato ikke fastsatt Ikke benyttet i 2006 (1) Har egenskaper som faller innenfor kriterier for substitusjon, men er prioritert lavt for substitusjon pga lav miljørisiko (inngår i oljebasert borevæske/beredskapskjemikalie; ingen regulære utslipp) (2) Utfasing av gjengefett og hydraulikkvæske ivaretas gjennom sentrale utfasingsprogram i Statoil 1.4 Kommentarer fra SFT til årsrapport 2005 SFT sendte kommentarer vedrørende årsrapport for 2005 til Statoil 17.8.2006 (2002/406 448.1). Statoil besvarte dette brevet 31.10.2006 (M-TO VIS 06 00056). Gradering: Statoil al Status: Draft Utløpsda to : 2008-01-26 Side 11 av 63
2 Utslipp fra boring I dette kapittelet rapporteres borevæske og borekaks pr. brønn for Visundfeltet i 2006. 2.1 Boring med vannbasert borevæske På Visund benyttes vannbasert borevæske ved boring av toppseksjoner (26 og 36 seksjoner). Ved bruk av vannbasert borevæske er det stor fokus på å redusere utslippene. Brukt vannbasert borevæske gjenbrukes i størst mulig grad. I 2006 er gjenbruksprosenten for Visund 72,3 %. Tabell 2.1 - Bruk og utslipp av vannbasert borevæske Brønnbane Forbruk av borevæske Utslipp av borevæske - masse Borevæske injisert Sendt borevæske til land Borevæske etterlatt i hull eller tapt til formasjon Innretning 34/8-A-3 AH 1 940 49.2 1 189 0 702 VISUND 1 940 49.2 1 189 0 702 Figur 2.1 gir en sammenligning med tidligere år for bruk og utslipp av vannbasert borevæske. M3 10 000 9 000 8 000 7 000 6 000 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 0 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Forbruk Utslipp Figur 2.1 Forbruk og utslipp av vannbasert borevæsker 2.2 Disponering av kaks ved boring med vannbasert borevæske Tabell 2.2. - Disponering av kaks ved boring med vannbasert borevæske Brønnbane Lengde (m) Teoretisk hullvolum (m3) Total mengde kaks generert Eksportert borekaks til andre felt Utslipp av borekaks til sjø Masse borekaks injisert Sendt borekaks til land Innretning 34/8-A-3 AH 858 133 399 0 0 399 0 VISUND 858 399 0 0 399 0 Gradering: Statoil al Status: Draft Utløpsda to : 2008-01-26 Side 12 av 63
2.3 Bruk og utslipp av borevæske ved boring med oljebasert borevæske Oljebasert borevæske benyttes ved boring av de dypeste seksjonene på feltet. Det er installert utstyr for reinjeksjon av oljeholdig kaks. Tabell 2.3 gir en oversikt over data relatert til forbruk av oljebaserte borevæsker. I 2006 er gjenbruksprosenten for oljebasert borevæske på Visund 69,9 %. 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 34/8-A-3 AH 34/8-A-4 AH 34/8-A-4 BH 1 257 0 1 004 0 253 VISUND 976 0 907 0 69 VISUND 360 0 313 0 47 VISUND 2 593 0 2 224 0 369 Figur 2.2 gir en sammenligning med tidligere års forbruk av oljebasert borevæske. Det har vært en økning i forbruket i 2006 sammenlignet med 2005, relatert til økt aktivitet. 3500 3000 2500 2000 m3 1500 1000 500 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Forbruk Figur 2.2 Forbruk av oljebaserte borevæsker Gradering: Statoil al Status: Draft Utløpsda to : 2008-01-26 Side 13 av 63
2.4 Disponering av kaks ved boring med oljebasert borevæske Tabell 2.4 viser disponering av kaks generert med oljebasert borevæske. 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 34/8-A-3 AH 34/8-A-4 AH 34/8-A-4 BH 3 787 254 763 0 0 763 0 0 0 VISUND 2 205 109 327 0 0 327 0 0 0 VISUND 2 335 216 647 0 0 647 0 0 0 VISUND 8 327 579 1 737 0 0 1 737 0 0 0 2.5 Boring med syntetisk borevæske Ikke aktuelt for Visund. 2.6 Disponering av kaks ved boring med syntetisk borevæske Ikke aktuelt for Visund. 2.7 Borekaks importert fra felt Ikke aktuelt for Visund. 2.8 Oversikt over bore- og brønnaktiviteter i 2006 Tabell 2.8 viser en samlet oversikt over bore- og brønnaktiviteter på feltet i 2006. Gradering: Statoil al Status: Draft Utløpsda to : 2008-01-26 Side 14 av 63
Tabell 2.8 Oversikt over boreaktiviteter Innretning Brønnbane Type Vannbasert Oljebasert Visund 34/8-A-3AH Brønnbehandling (Komplettering, Sementering) Boring 17 ½, Re-entry 9 7/8, 13 ½ Visund 34/8-A-3H(T2) Brønnbehandling (Sementering; Casing plug) Visund 34/8-A-4AH Brønnbehandling (Komplettering; displ. riser) Boring 9 7/8 Visund 34/8-A-4BH Brønnbehandling (Komplettering, Sementering) Boring 13 ½ Gradering: Statoil al Status: Draft Utløpsda to : 2008-01-26 Side 15 av 63
3 Utslipp av oljeholdig vann Oljeholdig vann fra produksjonsplattformene kommer fra følgende hovedkilder: Produsert vann Drenert vann Alt drensvann på Visund samles i spillolje sumptank og pumpes til slop for reinjeksjon i kaksinjektor. Det er utarbeidet måleprogram for produsert vann. Prøver for olje i vann analyser samles opp 4 ganger i døgnet. Prøvepunkt er etter avgassingstank VA-39-0001, og målt oljeinnhold baseres på døgnprøver og på mengde vann til sjø som måles kontinuerlig. Prøvetaking og analyse utføres av laboratorietekniker på Visund i henhold til intern prosedyre. Prøvene ekstraheres med pentan, og ekstraktet kromatograferes gjennom florisil og natriumsulfat før analyse på Infracal. I henhold til rutine skal kontrollprøve av produsert vann sendes til et uavhengig laboratorium en gang månedlig, med unntak av revisjonsstansperioder. Fra oktober 2003 har laboratoriet ved Statoil PKS utført denne jobben for Visund. West- foretar den årlige uavhengige kontrollen av prøvetaking og analyse på plattformene. En slik årlig uavhengig kontroll av prøvetaking og analyse på plattformen ble utført høsten 2006. Målinger av innhold av oljekomponenter, tungmetaller og radioaktivitet i produsert vann fra feltet er utført i 2006. Produsertvannprøver tatt vår og høst er analysert og veiet gjennomsnitt er brukt for rapporteringen. Tungmetaller er analysert hos Analytica ved hjelp av ICP/SMS, modifisert EPA 200.7 og 200.8. Prøvene er filtrert, men ikke oppsluttet. For kvikksølv er prøvene oppsluttet i mikrobølgeovn for å unngå interferens fra olje. For kvantifisering er det benyttet atomfluorescens. Deteksjonsgrense for kvikksølv er 0,002 ug/l. For de øvrige tungmetaller varierer deteksjonsgrensen fra 0,05 µg/l til 2 µg/l. BTEX og organiske syrer er analysert hos West- etter M-24 basert på GC-FID med "Headspace" injektor. Deteksjons- grensen er henholdsvis 0,02 mg/l for BTEX og 5 mg/l for de organiske syrene. NPD og PAH er analysert hos West- etter M-036 basert på GC/MS og fenoler er analysert hos Sintef (vår) og Batelle (høst) ihht Mod EPA 8270. Deteksjonsgrensen er 0,01µg/l for NPD, PAH og fenoler. Radioaktivitet er målt hos IFE. Gradering: Statoil al Status: Draft Utløpsda to : 2008-01-26 Side 16 av 63
3.1 Utslipp av olje og oljeholdig vann Tabell 3.1 gir en oversikt over utslipp av oljeholdig vann fra feltet. Tabell 3.1 - Utslipp av olje og oljeholdig vann Vann type Total vannmen gde (m3) Dispergert oljekonsent rasjon til sjø (IR freon) (mg/l) Dispergert oljemengde til sjø (IR freon) Oljeindex til sjø (ISO ) (mg/l) Oljeindex mengde til sjø (ISO ) Injisert vannmengd e (m3) Vannvolum til sjø (m3) Eksportert vannmengd e (m3) Importert vannmen gde (m3) Produ sert Fortr egnin g Dren asje Jettin g 584 743 13.5 0.667 8.64 0.427 535 330 49 413 0 0 0.0 0.00 0.0 0.00 0.003 0.002 584 743 0.669 0.428 535 330 49 413 0 0 Figur 3.1 gir en oversikt over utviklingen i utslipp av olje/oljeholdig vann. Sammenlignet med 2005 hadde Visund en dobling i total mengde produsert vann. I 2005 var flere og langvarige nedstegninger årsaken til liten vannproduksjon. I 2006 har det også vært en lavere produksjon enn forventet, da produksjonen var nedstengt i perioden 19. januar til 29. mai etter gasslekkasen. I 2006 har 91,5 % av det produserte vannet blitt injisert, dvs nullutslippsmålet vårt om minimum 90 % injeksjon ble oppnådd. I tillegg er års gjennomsnittet for olje i vann konsentrasjonen betydelig forbedret fra 2006. Dette betyr at utslipp av olje til sjø har vært redusert med 56 %, fra 1,6 tonn til 0,7 tonn. Tonn olje 25 20 15 10 5 0 1200000 1000000 800000 600000 400000 200000 0 m3 produsert vann Tonn olje/ppm 40 35 30 25 20 15 10 5 0 1999 2001 2003 2005 1999 2001 2003 2005 Oljemengde Oljemengde M3 prod vann Oljekonsentrasjon Figur 3.1 Utvikling i utslipp av olje og produsert vann Visund Gradering: Statoil al Status: Draft Utløpsda to : 2008-01-26 Side 17 av 63
I rapporteringsåret ble det utført to jetteoperasjoner på Visund ihht tillatelse gitt 01.06.05. Prøver for analyse av oljevedheng på sand ble analysert ved Statoils laboratorium på Mongstad (PKS). Resultatet av prøvene viste en gjennomsnittlig oljekonsentrasjon på faststoff på hhv 2,8 og 0,4 %. Ut fra estimerte utslippsmengder av jettevann har det blitt sluppet ut ca 2,7 kg olje til sjø under jettingen (tabell 3.1). I 2006 har det blitt registrert en hendelse på grunn av forhøyet døgnutslipp med produsert vann (47 mg/l) i forbindelse med forberedelse av jetteoperasjon (Synergi nr. 408714). Dette utslippet inngår i produsert vann utslippstallene i Tabell 3.1. 3.2 Utslipp av løste komponenter i produsert vann Tabell 3.2.1 gir en oversikt over totalt utslipp i kg av olje i vann på Visund i rapporteringsåret. Oljeutslippet er beregnet ut fra oljeinnhold i de to vannprøvene som er blitt sendt til miljøanalyse hos Westlab, analysert på GC-FID. Dette oljeutslippet avviker derfor fra oljeutslipp angitt i Tabell 3.1, som er basert på døgnprøver for hele året, analysert etter Infracal-n. I tidligere årsrapporter har oljetallet i tabell 3.2.1. vært satt likt med tabell 3.1. Dette har ikke vært praksis hos andre operatører og Statoil har derfor valgt å ikke justere i år. Analyse av oljeinnhold i vannutslipp, samt korrelasjon til oljeindeks etc er gitt som vedlegg til denne rapporten. Tabell 3.2. 1 - Prøvetaking og analyse av produsert vann (Olje i vann) Gruppe Forbindelse Utslipp (kg) Olje i vann Olje i vann (Installasjon) 259 Tabellene 3.2.2-3.2.11 gir en oversikt over utslipp av organiske forbindelser til sjø fra produsert vann. Figurene 3.2.1-3.2.10 gir en historisk oversikt over de samme utslippene. For enkelte komponenter foreligger det ikke data helt tilbake til 1999. Oversikt over alle komponentene i produsert vann er vist i vedlegg, tabell 10.7.1 10.7.7. Tabell 3.2. 2 - Prøvetaking og analyse av produsert vann (BTEX) Gruppe Stoff Utslipp (kg) BTEX Benzen 906 Toluen 485 Etylbenzen 21 Xylen 145 1 557 Gradering: Statoil al Status: Draft Utløpsda to : 2008-01-26 Side 18 av 63
30000 25000 20000 Kg 15000 10000 5000 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 BTEX Figur 3.2.1. Historisk oversikt over utslipp av BTEX Tabell 3.2. 3 - Prøvetaking og analyse av produsert vann (PAH) Gruppe Forbindelse Utslipp (kg) PAH Naftalen* 22.5000 C1-naftalen 15.9000 C2-naftalen 6.2500 C3-naftalen 2.0200 Fenantren* 0.4890 Antrasen* 0.0084 C1-Fenantren 0.4090 C2-Fenantren 0.5290 C3-Fenantren 0.0395 Dibenzotiofen 0.0791 C1-dibenzotiofen 0.1270 C2-dibenzotiofen 0.1030 C3-dibenzotiofen 0.0039 Acenaftylen* 0.0461 Acenaften* 0.0543 Fluoren* 0.4460 Fluoranten* 0.0091 Pyren* 0.0127 Krysen* 0.0071 Benzo(a)antrasen* 0.0024 Benzo(a)pyren* 0.0024 Benzo(g,h,i)perylen* 0.0008 Benzo(b)fluoranten* 0.0025 Benzo(k)fluoranten* 0.0003 Indeno(1,2,3-c,d)pyren* 0.0002 Dibenz(a,h)antrasen* 0.0003 49.1000 Gradering: Statoil al Status: Draft Utløpsda to : 2008-01-26 Side 19 av 63
800 700 600 500 Kg 400 300 200 100 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 PAH Figur 3.2.2. Historisk oversikt over utslipp av PAH Tabell 3.2. 4 - Prøvetaking og analyse av produsert vann (Sum NPD) NPD Utslipp (kg) 48.5 1400 1200 1000 Kg 800 600 400 200 0 2002 2003 2004 2005 2006 NPD Figur 3.2.3. Historisk oversikt over utslipp av NPD Gradering: Statoil al Status: Draft Utløpsda to : 2008-01-26 Side 20 av 63
Tabell 3.2. 5 - Prøvetaking og analyse av produsert vann (Sum 16 EPA-PAH (med stjerne)) 16 EPD-PAH (med stjerne) Utslipp (kg) Rapporteringsår 23.6 2006 600 500 400 Kg 300 200 100 0 2002 2003 2004 2005 2006 16 EPA-PAH (med *) Figur 3.2.4 Historisk oversikt over utslipp av 16 EPA-PAH (med stjerne) Tabell 3.2.6 - Prøvetaking og analyse av produsert vann (Fenoler) Gruppe Forbindelse Utslipp (kg) Fenoler Fenol 254.000 C1-Alkylfenoler 256.000 C2-Alkylfenoler 64.800 C3-Alkylfenoler 22.600 C4-Alkylfenoler 6.300 C5-Alkylfenoler 0.932 C6-Alkylfenoler 0.023 C7-Alkylfenoler 0.007 C8-Alkylfenoler 0.004 C9-Alkylfenoler 0.003 605.000 Gradering: Statoil al Status: Draft Utløpsda to : 2008-01-26 Side 21 av 63
7000 6000 5000 Kg 4000 3000 2000 1000 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Fenoler Figur 3.2.5 Historisk oversikt over utslipp av fenoler Tabell 3.2. 7 - Prøvetaking og analyse av produsert vann (Sum Alkylfenoler C1-C3) Alkylfenoler C1-C3 Utslipp (kg) 343 14000 12000 10000 Kg 8000 6000 4000 2000 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Alkylfenoler C1-C3 Figur 3.2.6 Historisk oversikt over alkylfenoler C1-C3 Tabell 3.2. 8 - Prøvetaking og analyse av produsert vann (Sum Alkylfenoler C4-C5) Alkylfenoler C4-C5 Utslipp (kg) 7.23241527645 Gradering: Statoil al Status: Draft Utløpsda to : 2008-01-26 Side 22 av 63
80 70 60 50 Kg 40 30 20 10 0 2002 2003 2004 2005 2006 Alkylfenoler C4-C5 Figur 3.2.7. Historisk oversikt over utslipp av alkylfenoler C4-C5. Tabell 3.2. 9 - Prøvetaking og analyse av produsert vann (Sum Alkylfenoler C6-C9) Alkylfenoler C6-C9 Utslipp (kg) 0.0375 Kg 1,8 1,6 1,4 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0 2002 2003 2004 2005 2006 Alkylfenoler C6-C9 Figur 3.2.8. Historisk oversikt over alkylfenoler C6-C9 Gradering: Statoil al Status: Draft Utløpsda to : 2008-01-26 Side 23 av 63
Tabell 3.2.10 - Prøvetaking og analyse av produsert vann (Organiske syrer) Gruppe Organiske syrer Forbindelse Utslipp (kg) Maursyre 1 400 Eddiksyre 23 047 Propionsyre 2 710 Butansyre 654 Pentansyre 124 Naftensyrer 124 28 060 Kg 450000 400000 350000 300000 250000 200000 150000 100000 50000 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Organiske syrer Figur 3.2.9. Historisk oversikt over utslipp av organiske syrer. Utslipp av tungmetaller med produsert vann er gitt i tabell 3.2.11. Tabell 3.2.11 Prøvetaking og analyse av produsert vann (Andre). Gruppe Forbindelse Utslipp (kg) Andre Arsen 0.086 Bly 0.212 Kadmium 0.006 Kobber 0.157 Krom 0.446 Kvikksølv 0.002 Nikkel 0.076 Zink 0.227 Barium 4 936.000 Jern 136.000 I Figur 3.2.10 fremgår historisk oversikt over utslipp av tungmetaller. Statoil har ikke data for Ba og Fe tidligere enn 2002. Gradering: Statoil al Status: Draft Utløpsda to : 2008-01-26 Side 24 av 63
70 60 50 Mengde 40 30 20 10 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Metaller uten Ba/Fe (kg) Ba/Fe Figur 3.2.10. Historisk oversikt over utslipp av tungmetaller Utslipp av isotoper gitt i tabell 3.3.12 er basert på produsert vann prøver fra vår og høst analysert ved IFE og multiplisert med antall liter produsert vann sluppet ut til sjø. Figur 3.2.11 viser utslipp over tid av isotopen 226Ra. Tabell 3.2 12 - Prøvetaking og analyse av produsert vann (Radioaktivitet) Gruppe Radioaktivitet Forbindelse Radioaktivt utslipp (bq) 226Ra 336 089 931 228Ra 344 327 079 210Pb 12 271 719 Bq 1,00E+10 9,00E+09 8,00E+09 7,00E+09 6,00E+09 5,00E+09 4,00E+09 3,00E+09 2,00E+09 1,00E+09 0,00E+00 2002 2003 2004 2005 2006 Radioaktivitet Figur 3.2.11 Historisk oversikt over utslipp av 226Ra Gradering: Statoil al Status: Draft Utløpsda to : 2008-01-26 Side 25 av 63
4 Bruk og utslipp av kjemikalier Brannskum (AFFF) inngår ikke oversikten over forbruk og utslipp av kjemikalier som angitt i kap 4, 5, 6 samt vedlegg. Det gjøres oppmerksom på at det er gått 2992 liter PFOS-holdig AFFF til utslipp på Visund i 2006. Dette var et resultat av gasslekkasjen som inntraff 19. januar med påfølgende aktivering av brannslokkesystemet. Planlagt utskiftning til mer miljøvennlig brannskum var i februar/mars. Beregning av utslipp av produksjonskjemikalier er gjort ved hjelp av Statoils Kjemikaliemassebalansemodell (forkortet KIV, versjon 1.20). Modellen er bygget inn i miljøregnskapsdatabasen Teams og ved hjelp av felt spesifikk informasjon og beregnes mengde kjemikalie som går til utslipp til sjø. Sentralt i disse beregningene er olje/vann fordelingskoeffisienten av de enkelte stoffene i kjemikaliene. Kilden til disse koeffisientene er enten log Pow verdier hentet fra HOCNF 1 skjemaene eller eksperimentelt bestemte Kow verdier. I de tilfellene hvor begge verdiene foreligger blir Kow verdier foretrukket og brukt. På bakgrunn av olje- og vannproduksjonen på hver innretning og kjemikalieforbruket beregner modellen forbruket og utslippet av hvert stoff i tonn og den prosentvise andelen av hvert stoff i utslippet. En utslippsfaktor for hele kjemikaliet fåes ved å dividere mengde kjemikalie sluppet ut med mengde kjemikalie forbrukt. Modellen er basert på følgende antagelser: 1. kjemikaliet blir kontinuerlig dosert før eller i separator, dvs kjemikaliene er i kontakt med olje og med vann. De årlige olje- og vannratene vil derved være representative for de volumene kjemikaliet skal fordele seg i. 2. kjemikaliet foreligger uforandret etter separasjonsprosessen, dvs en ser bort ifra dekomponering, hydrolyse og andre kjemiske reaksjoner. Typiske produksjonskjemikalier som emulsjonsbrytere, skumdempere, korrosjonshemmere og avleiringshemmere oppfyller begge disse antagelsene. Andre kjemikalier, som for eksempel H2S-fjerner, oppfyller verken antagelse nr. 1 eller nr. 2. Dermed kan modellen ikke brukes for beregning av utslippsfaktor. I dette tilfellet benyttes en utslippsfaktor som er blitt etablert ved hjelp av for eksempel fordelingsforsøk. I vedlegg 10 tabell 10.5.1-10.5.9 er vist massebalanse for kjemikaliene innen hvert bruksområde, etter funksjonsgruppe med hovedkomponent. 1 Harmonised Offshore Chemical Notification Format Gradering: Statoil al Status: Draft Utløpsda to : 2008-01-26 Side 26 av 63