Årsrapport for utslipp 2015 Jotunfeltet

Årsrapport for utslipp 2015 Jotunfeltet

Innholdsfortegnelse INNLEDNING... 1 1 FELTETS STATUS... 2 1.1 BELIGGENHET OG RETTIGHETSHAVERE... 2 1.2 UTBYGNINGSKONSEPT... 2 1.3 FELTETS TEKNOLOGISKE UTVIKLING... 3 1.4 AKTIVITETER OG PRODUKSJONSMENGDER... 3 1.5 UTSLIPPSSTATUS OG FORVENTEDE ENDRINGER... 5 1.6 BEREDSKAP... 7 2 FORBRUK OG UTSLIPP KNYTTET TIL BORING... 9 3 OLJEHOLDIG VANN... 10 3.1 OLJE OG OLJEHOLDIG VANN... 10 3.2 ORGANISKE FORBINDELSER OG TUNGMETALLER... 16 4 BRUK OG UTSLIPP AV KJEMIKALIER... 20 4.1 SAMLET FORBRUK OG UTSLIPP... 20 5 EVALUERING AV KJEMIKALIER... 21 5.1 SAMLET UTSLIPP AV KJEMIKALIER... 21 6 BRUK OG UTSLIPP AV MILJØFARLIG STOFF... 24 6.1 KJEMIKALIER SOM INNEHOLDER MILJØFARLIGE STOFF... 24 6.2 STOFF SOM STÅR PÅ PRIORITETSLISTEN SOM TILSETNINGER OG FORURENSINGER I PRODUKTER... 24 7 FORBRENNINGSPROSESSER OG UTSLIPP TIL LUFT... 25 7.1 KILDER TIL UTSLIPP OG UTSLIPPSFAKTORER... 25 7.2 FORBRENNINGSPROSESSER... 25 7.3 UTSLIPP VED LAGRING OG LASTING AV OLJE... 27 7.4 DIFFUSE UTSLIPP OG KALDVENTILERING... 28 7.5 BRUK OG UTSLIPP AV GASSPORSTOFFER... 28 8 UTILSIKTEDE UTSLIPP... 29 8.1 UTILSIKTEDE UTSLIPP AV OLJE... 29 8.2 UTILSIKTEDE UTSLIPP AV KJEMIKALIER... 29 8.3 UTILSIKTET UTSLIPP TIL LUFT... 29 9 AVFALL... 30 10 VEDLEGG... 32

INNLEDNING Denne rapporten dekker utslipp til sjø og luft, samt håndtering av avfall fra Jotunfeltet i 2015. Årsrapporten er utarbeidet av miljørådgiver: Sveinung Birkeland Telefon: 51606372 E-post: sveinung.birkeland@exxonmobil.com Side 1 av 39

1 FELTETS STATUS 1.1 Beliggenhet og rettighetshavere Jotunfeltet er et oljefelt som ligger ca. 165 km vest for Haugesund og 29 km nordvest for Balder. Havdybden på feltet er 125 meter. Gjenværende reserver på feltet er ca. 0,1 mill. Sm 3 olje og 0,2 mrd Sm 3 gass pr 31.12.2015 (Oljedirektoratets Faktasider). Operatør for feltet er ExxonMobil. Rettighetene pr. 31.12.2015 er fordelt på følgende selskap: ExxonMobil Exploration and Production Norway AS 90% Faroe Petroleum Norge AS 3% Det Norske Oljeselskap ASA 7% 1.2 Utbygningskonsept Jotunfeltet er bygget ut med en brønnhodeplattform (Jotun B) med boreanlegg som er tilknyttet et flytende produksjonsskip (Jotun A) via et tilknytningssystem bestående av strømningsrør og fleksible kabler/stigerør. Eksport av olje til land skjer fra lagertanker på Jotun A til tankskip. Oljen leveres til landanlegg i Norge for videre raffinering. Produsert gass utover det som er nødvendig for brenngass blir eksportert via Statpipe-systemet. Feltet er bygget ut med anlegg for injeksjon av produsert vann. Produksjonsboring fra Jotun B ble startet opp i mars 1999. Jotun B har normalt vært ubemannet, med unntak av perioder med boreoperasjon og ved vedlikeholdskampanjer. Oljeproduksjonen på Jotunfeltet ble startet opp i oktober 1999. Det er planlagt permanent plugging av alle brønner på feltet i løpet av 2016. Jotun B er nå permanent bemannet. Olje fra Ringhorne Jurassic (se feltets teknologiske utvikling under) transporteres fra egen separatormodul på Ringhorne til Jotun A for sluttprosessering og eksport. Gass fra Ringhorne sendes til Jotun i rørledning. Gass fra Balder sendes i rørledning til Jotun A for videre eksport via Statpipe-systemet. Utbygningskonseptet er illustrert i Figur 1.1. Figur 1.1. Utbyggingskonsept på Jotunfeltet. Side 2 av 39

1.3 Feltets teknologiske utvikling I løpet av 2003 ble det installert rørledninger for transport av Balder gass og den lettere delen av Ringhorne oljen (Ringhorne Jurassic) til Jotun A. I tillegg ble prosessanlegget på Jotun A oppgradert for å håndtere mer gass. Balder gasstransport til Jotun ble startet opp i 4. kvartal 2003, transport av Ringhorne Jurassic til Jotun startet opp mars 2004. Utslipp av prosesskjemikalier tilsatt prosessen på Ringhorne Jurassic er inkludert i utslippsrapporten for Jotunfeltet. I september 2011 leverte Jette-partnerskapet en PUD for Jette-feltet som er en en tilkobling til Jotun B. Modifikasjonsarbeidet på både Jotun B og Jotun A startet i 2012 og ble ferdig i andre kvartal 2013. To produksjonsbrønner er boret i det nærliggende Jettefeltet. Oppstart av Jette produksjonen var i mai 2013. Produksjonen går i rør til Jotun B, og derfra til Jotun A for prosessering og videresendelse. Operatør på Jette er Det norske oljeselskap ASA med 70% eierandel, mens Petoro har de resterende 30%. 1.4 Aktiviteter og produksjonsmengder Aktiviteter på Jotunfeltet i 2015 har hovedsaklig inkludert følgende: Olje- og gassproduksjon Import av olje og gass fra Balder Import av olje og gass fra Jette Import av olje og gass fra Ringhorne Prosessering av olje og gass. Drift av anlegg for reduksjon av VOC utslipp ombord på Jotun A (lagring). Fjerning av boremodul på Jotun B Installasjon av pluggeutstyr på Jotun B Vedlikeholdsstans fra 9. september til 21. september Forbruks- og produksjonsdata for Jotunfeltet for 2015 er gitt i Tabell 1.0a og Tabell 1.0b. Merk at tallene som fremkommer i disse tabellene er hentet fra OD, og avviker noe fra ExxonMobils egne tall. Dieselgrunnlaget er basert på volum brukt for beregning av CO2- avgift, og kan noen måneder vise negativt forbruk fordi diesel også blir tilført brønner for å utligne ventiltrykk. Tabell 1.0a. Status forbruk Jotun. Måned Injisert gass (m3) Injisert vann (m3) Brutto faklet gass (m3) Brutto brenngass (m3) Diesel (l) Januar 254958 154 808 4 606 735 171 000 Februar 220083 1 006 054 3 667 440-25-359 Mars 194250 188 652 3 896 732 576 685 April 138864 848 598 3 130 338 597 000 Mai 20322 250 167 3 220 454 592 020 Juni 49843 182 565 3 411 178 42 792 Juli 152791 147 307 3 770 811-8 220 August 137140 412 546 3 348 641 704 924 September 56484 801 343 1 962 007 600 000 Oktober 169110 132 419 3 664 622 590 690 November 110175 299 389 3 747 796 104 320 Desember 72069 412 316 4 024 202 584 250 Side 3 av 39

Mill m3 vann og olje Mill Sm3 gass 1576089 4 836 164 42 450 956 4 530 102 Tabell 1.0b. Status produksjon Jotun. Måned Brutto olje (m3) Netto olje (m3) Brutto kondensat (m3) Netto kondensat (m3) Brutto gass (m3) Netto gass (m3) Vann (m3) Januar 18 085 10 418 2 037 648 21 576 373 520 Februar 14 459 9 277 1 968 290 38 481 317 981 Mars 15 097 10 308 1 934 122 262 994 335 545 April 12 167 9 038 1 610 477 227 441 284 914 Mai 11 616 6 845 1 290 956 50 485 219 346 Juni 9 430 6 718 1 340 069 15 399 201 787 Juli 11 552 6 265 1 434 562 10 042 275 378 August 13 598 7 341 1 467 345 73 643 238 377 September 5 791 2 963 1 437 041 0 140 036 Netto NGL (m3) Oktober 13 123 8 011 1 450 779 15 374 239 140 November 9 854 7 630 1 365 429 12 896 216 131 Desember 10 993 7 540 1 545 429 10 524 186 877 145 765 92 354 18 882 147 738 855 3 029 032 Historiske produksjonsdata for Jotun er gitt i Figur 1.2. Produksjonsprognose basert på rapportering til revidert nasjonalbudsjett (RNB 2015) er gitt i Figur 1.3. 8 7 6 5 4 3 2 1 0 Historisk produksjon Jotun 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 70 60 50 40 30 20 10 0 Oil Production Water Production Injected Water Gas production Figur 1.2. Historisk produksjon fra Jotun. Side 4 av 39

Mill Sm3 salg av olje, mrd Sm3 gassproduksjon Mill m3 produsert og injisert vann 0,100 0,090 0,080 0,070 0,060 0,050 0,040 0,030 0,020 0,010 0,000 Produksjonsprognose Jotun (ref. RNB 2016) 2015 2016 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 Årlig salg olje base Brutto gass-produksjon Produsert vann Vann injeksjon Figur 1.3. Produksjonsprognoser for Jotun. 1.5 Utslippsstatus og forventede endringer 1.5.1 Utslipp til sjø Totalt ble det produsert 2,7 MSm 3 vann over året. 56 % av produsert vannmengde ble injisert. Resterende vannmengder ble sluppet ut til sjø etter rensing til < 30 mg olje per liter vann. Årsgjennomsnitt for olje i vann sluppet ut til sjø var 26,9 mg/l vektet snitt over året. 1.5.2 Utslipp til luft I løpet av året ble det forbrent gass og diesel til kraftgenerering, og det ble avbrent gass i fakkel. Som et gjennomsnitt over året ble det sluppet ut 234 kg CO 2 /Sm 3 o.e. prosessert, og 1,22 kg NOx/Sm 3 o.e. prosessert på Jotun A. Merk: Produksjonen fra Jotun, Balder og Ringhorne er i stor grad integrert, og det er derfor riktig å se spesifikke utslipp i en sammenheng. Samlet for Jotun, Balder og Ringhorne ligger verdiene på henholdsvis 85,5 kg CO 2 /Sm 3 o.e. produsert og 0,62 kg NOx/Sm 3 o.e. produsert. I forbindelse med lagring og lasting av råolje til skytteltanker, ble det i 2003 installert og startet opp anlegg for reduksjon av VOC utslipp på både skytteltanker og på produksjonsskipet (Jotun A). Anlegget har vært i drift gjennom hele 2015, og regulariteten til anlegget var 99,99 %. Når anlegget er i drift, gjenvinnes 100 % av VOC fordampet fra oljen som lagres i lagertankene på Jotun FPSO. 1.5.3 Utslippstillatelser - status Tabell 1.1 viser en oversikt over gjeldende utslippstillatelser for Jotunfeltet per utgangen av 2015. Side 5 av 39

Tabell 1.1. Oversikt over gjeldende utslippstillatelser for Jotunfeltet per 31.12.15, samt avvik fra disse i 2015. Innretning Tillatelse Type tillatelse Dato Mdir. Ref. Avvik Jotunfeltet Tillatelse etter forurensingsloven for produksjon på Jotunfeltet. Revidert rammetillatelse 08.11.2002, sist oppdatert 19.05.2015 2013/ 4334 1 Jotunfeltet Tillatelse til kvotepliktige utslipp av klimagasser for Jotun Utslipp av klimagasser 13. mars 2014 Sist oppdatert 22.september 2015 2013/ 732 Ingen 1.5.4 Avvik Det er registrert ett avvik for rapporteringsåret 2015. 3. november 2015 ble kjemikaliet Cleartron MRD208SW, som brukes på Jotunfeltet, omklassifisert fra å være i gul kategori til å være i rød kategori. ExxonMobil fanget beklageligvis ikke opp denne informasjonen, og det ble følgelig ikke søkt Miljødirektoratet om en oppdatert tillatelse etter forurensingsloven der denne endringen ble beskrevet. Bruken av dette kjemikaliet ble umiddelbart stoppet når reklassifiseringen fra gul til rød kategori ble kjent for ExxonMobil. Bruken av Cleartron MRD208SW på Jotunfeltet ble stanset 18. februar 2016. I den nevnte perioden ble det brukt omtrent 8 250 kg av kjemikaliet, der 873 kg av rødt stoff ble sluppet til sjø. 1.5.5 Miljøprosjekter Følgende miljøprosjekter har blitt arbeidet med i 2015: Vurdering av status og tiltak for å oppnå null skadelige utslipp på Jotun. Videreføre fase III av kvotehandel av CO 2. Kontinuerlig fokus på å redusere oljeinnholdet i produsertvann til sjø Videreføring av fokus på kildesortering og avfallshåndtering. Ferdigstillelse av PEMS (Predictive Emissions Monitoring System) for turbinene. Modifikasjon av kompressor med hensikt å redusere energiforbruk og utslipp til luft. Prosjektet ble ferdigstilt i 2015. 1.5.6 Status for utslipp Injeksjon av produsert vann er implementert som tiltak for å redusere utslipp til sjø fra Jotun. Videre er det kontinuerlig fokus på å finne mer miljøvennlige kjemikalier. Historisk utvikling av kjemikaliesubstitusjon ved utgangen av 2015 er vist i Figur 1.4. Introduksjon av kjemikalie i sort kategori i 2014 skyldes brannbekjempelseskjemikalie som er rapporteringspliktig fra 2014. I 2015 ble brannskum i sort kategori på Jotun A byttet ut med et brannskum i rød kategori. Tiltak for å redusere utslipp til sjø for 2016: Videreføring av program for optimalisering av kjemikalietilsetning på Jotun, spesielt relatert til separasjon og olje i produsert vann. Fokusere på å opprettholde oppetid på injeksjonsanlegg for produsert vann. Side 6 av 39

Antall Plugging av brønner på Jotun B vil føre til bortfall av egenprodusert vann. Kjemikaliesubstitusjon, 2006-2015 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Sort Rød Gul Grønn Figur 1.4 Kjemikalie substitusjon, historisk utvikling for produksjonskjemikalier ved Jotun (2006-2015). 1.5.6.1 Kandidater for substitusjon per 31.12.2015. Siden juli 2015 er det tatt i bruk en ny flokkulant på Jotun A for å bedre olje/vann separasjon. Produktet endret klassifisering fra gult til rødt i fjerde kvartal 2015. Se seksjon 1.5.4. Produktet er allerede byttet ut. Tabell 1.2. Kandidater for substitusjon per 31.12.2015. Handelsnavn Kategori nummer Status substitusjon Substitu- sjons dato Nytt kjemikalium Cleartron MRD208SW 6 Bruken er stanset Q1 2016 Ikke bestemt pr. 1.3.2016 1.6 Beredskap ExxonMobil har et modent styringssystem kalt «Operations Integrety System», (OIMS). OIMS styrer alle aspekter ved ExxonMobils operasjoner. Beredskap knyttet opp mot ExxonMobil sine operasjoner er dekket under OIMS, og selskapet har velutviklede planer som dekker definerte fare- og ulykkessituasjoner som kan oppstå. En egen plan er utviklet for å dekke oljevern. I tillegg har ExxonMobil planer som dekker landorganisasjonens behov. Samtlige planer er koordinert med offentlige planer og ressurser, samt med øvrige relevante aktører. ExxonMobil styrer beredskapsøvelser gjennom en Trenings- og øvingsplan som fornyes årlig. Denne planen ivaretar de fare- og ulykkessituasjoner som er definert som de mest Side 7 av 39

farlige og sannsynlige. Alle ExxonMobil-opererte installasjoner dekkes av planen. Beredskapsøvelser for borerigger som opererer for ExxonMobil ivaretas ved at det gjennomføres øvelser i fellesskap med ExxonMobil sin beredskapsorganisasjon. I 2015 ble det gjennomført 13 øvelser som involverte ExxonMobil sine installasjoner offshore i samarbeid med ExxonMobil sin beredskapsorganisasjon på land. I tillegg ble det gjennomført øvelser som dekket et representativt utvalg av fare- og ulykkessituasjoner på hver installasjon hver 14 dag. Side 8 av 39

2 FORBRUK OG UTSLIPP KNYTTET TIL BORING Det ble ikke gjennomført boreoperasjoner på Jotunfeltet i 2015. Side 9 av 39

3 OLJEHOLDIG VANN 3.1 Olje og oljeholdig vann Kilder til utslipp av oljeholdig vann fra Jotunfeltet i 2015: Produsert vann fra prosessering av olje og gass fra Jette-brønnene, Ringhorneinnretningen og Jotun-brønnene. Økt produsert vann utslipp ved nedstengning/vedlikehold av vanninjeksjonssystemet, eller når vanninjeksjonsbrønnene ikke har kapasitet til å ta imot de produserte vannmengdene. Tabell 3.1. gir en oversikt over samlede utslipp fra feltet i 2015. Tabell 3.1. Utslipp av olje og oljeholdig vann. Vanntype Totalt vannvolum (m3) Midlere oljeinnhold (mg/l) Olje til sjø (tonn) Injisert vann (m3) Vann til sjø (m3) Eksportert prod. vann (m3) Importert prod. vann (m3) Produsert 2 671 972 26,97 39,13 1 576 090 1 450 687 0 354 805 Fortrenging Drenasje Annet 2 671 972 26,97 39,13 1 576 090 1 450 687 0 354 805 3.1.1 Produsert vann Produsert vann fra Jotun blir injisert ved bruk av vanninjeksjonspumper. I 2015 ble 56 % av produsert vannmengde injisert. Resterende mengder ble sluppet ut til sjø etter rensing til <30 mg olje/liter vann. Drift av injeksjonspumper krever kraft, og fører dermed til utslipp av CO 2 og NOx. Målsetning for 2015 var å redusere innhold av olje i produsert vann sluppet ut til sjø til mindre enn 17 mg/l. Målet for reinjeksjon var > 50 %. Historisk utvikling i vannproduksjon, utslipp og oljeinnhold i produsert vann på Jotun er gitt i Figur 3.1. Side 10 av 39

Figur 3.1. Historisk utvikling i vannproduksjon, utslipp og oljeinnhold på Jotunfeltet. ExxonMobil implementerte i 2008 Arjay som metode for å analysere oljeinnhold i vann på Jotun. Resultatene oppnådd via denne metoden korreleres mot modifisert ISO 9377-2. Prøveprogram for analyse av produsert vann på Jotun er som følger: Side 11 av 39

Det tas daglig prøver av det produserte vannet fra Jotun A. For å få et representativ bilde av utslippet, tas det tre delprøver i løpet av døgnet. Samleprøven analyseres i laboratoriet ombord på Jotun A for innhold av dispergert olje i henhold til gjeldende analysemetode. Resultatene korreleres mot gjeldende analysemetode (modifisert ISO 9377-2). En gang i måneden foretas det parallell analyse ved uavhengig laboratorium på land. To ganger per år foretas det miljøanalyse av produsert vann, hvor blant annet innholdet av aromater, fenoler, tungmetaller og alkylfenoler analyseres. En gang per år foretas det en uavhengig kontroll av rutinene for prøvetaking og analyse av produsert vann fra Jotunfeltet. En skjematisk fremstilling av system for behandling av produsert vann er illustrert i Figur 3.2. Systemet består av hydrosykloner (for rensing av produsert vann til < 30 ppm) og en avgassingstank for å skille ut hydrokarbongass. Fra avgassingstanken blir produsert vann ledet til vanninjeksjonssystemet eller over bord. Når vanninjeksjonssystemet ikke er tilgjengelig, blir produsert vann ledet overbord til sjø gjennom avløpet for produsert vann. Figur 3.2. System for behandling av produsert vann på Jotun A. En beste praksis for drift og vedlikehold av renseanlegget for produsert vann som slippes til sjø er etablert i henhold til nye krav i tillatelsen og revideres årlig. 3.1.1.1 Usikkerhet knyttet til prøvetakings- og analysetidspunkt En døgnprøve består av tre delprøver tatt på forskjellig tidspunkt gjennom døgnet, og relativ usikkerhet som skyldes tilfeldige variasjoner for en døgnanalyse er beregnet til 17,6 % for Side 12 av 39

Jotun. Videre ser man at usikkerhet som skyldes tilfeldig variasjon på månedsbasis blir 3,3 % og for et helt år blir usikkerheten 0,9 %. Normalt skal prøvene analyseres umiddelbart etter prøvetaking, men usikkerhet knyttet til ventetid før analyse har blitt undersøkt. Resultatene viser at dersom analysene av prøvene blir tatt noe forsinket er tendensen at resultatet blir høyere (oljeinnholdet øker), dvs. resultatene blir konservative. 3.1.1.2 Usikkerhet i analysemetode Usikkerheten i måling av konsentrasjon av olje i vann er beregnet til 15,0 %, basert på at usikkerheten får et bidrag fra avvik mellom Arjay metode offshore og onshore, usikkerhet i korrelasjonsfaktor som brukes og usikkerhet knyttet til referansemetoden (OSPAR analysen). 3.1.1.3 Total usikkerhet i konsentrasjonsmåling Total usikkerhet i måling av oljekonsentrasjon i produsertvann fra Jotun på månedlig basis, inkludert bidrag i usikkerhet knyttet til prøvetaking, er beregnet til å være 15,4 %. 3.1.1.4 Usikkerhet i vannføringsmåler Vannføringsmåleren på Jotun er 8 (200 mm) Krohne Altoflux IFM 4080 elektromagnetisk mengdemåler. Nøyaktighet og repeterbarhet er i data-ark spesifisert til henholdsvis +/- 0,3% og +/- 0,2%. Vannføringsmåleren ble ble fabrikk-kalibrert i 2001 i området ca. 50-220 m 3 /time. Avviket ved kaliberingen i 2001 er på >0.2 %, men basert på målerens spesifikasjoner og kalibreringsresultater blir det satt en noe konservativ usikkerhet for strømningsmålingen: 1 % med 95 % konfidensnivå. 3.1.2 Dreneringsvann / slopvann fra Jotun A Oljeholdig vann fra åpen drenering (slop) på Jotun A blir injisert i deponibrønnene. En skjematisk fremstilling av system for behandling av vann fra åpent avløp (slop) fra Jotun A er illustrert i Figur 3.3. Systemet for åpent avløp er et atmosfærisk system, og avløpsvannet ledes ved hjelp av fall til to 1400 kubikkmeter samletanker i skroget. Vannet fra sloptank blir filtrert gjennom et partikkelfilter og injisert i deponibrønner. Renseanlegg for avløpsvann til sjø er ikke i drift, og det er derfor ikke utslipp av avløpsvann på Jotun A. Side 13 av 39

Figur 3.3. System for behandling av åpent avløp (slop) på Jotun A. 3.1.3 Dreneringsvann / slopvann fra Jotun B På Jotun B ledes dreneringsvann fra områder med høy sannsynlighet for oljeforurensning (boremodulen) til kaksinjeksjons-anlegget for injeksjon. Dreneringsvann fra områder med meget lav sannsynlighet for oljeforurensning ledes til sjø via sjøsump. Etter avsluttet borekampanje på Jotun B i juli 2006 er det ikke tatt prøver av oljeholdig drenasjevann, da det kun forekommer ubetydelige mengder fra områder med meget lav sannsynlighet for oljeforurensning. 3.1.4 Sandspyling Det ble ikke foretatt sandspyling på Jotun i 2015. 3.1.5 Fortrengningsvann Fortrengningsvann (ballastvann) på Jotun A er i segregerte tanker slik at det ikke er i kontakt med olje. Sjøvannet i ballast tankene er rent sjøvann uten tilsetninger. Det forekommer derfor ikke utslipp av oljeholdig ballastvann på Jotunfeltet. 3.1.6 EIF beregninger for produsertvann Det ble i 2014 utført EIF beregninger for produsertvannet som blir sluppet ut til sjø fra Jotun. Det er PAH, biosid og korrosjonsinhibitorer som utgjør de største bidragsyterne til miljørisiko ved utslipp av produsertvann (Figur 3.4). For kjemikalier er det to stoffer i to ulike produkt, et biocid og en korrosjonsinhibitor, som bidrar med miljørisiko. Begge disse stoffene er akutt giftig for marine organismer men blir lett brutt ned og har ikke potensiale for bioakkumulering. Virkningen av disse stoffene vil derfor bare være lokalt. Side 14 av 39

Contribution to risk (unweighted) Time averaged EIF = 35 Max EIF = 75 CI 3 comp 2 21 % WI 2 comp 1 1 % Dispersed oil 2 % BTEX 3 % Napthalene 4 % 2-3 ring PAH 8 % Jotun 2013 50% Reinjection OSPAR CI 3 comp 1 2 % 4 rings PAH 8 % CI 2 comp 2 8 % 5 rings PAH 21 % Bio 1 comp 1 19 % Phenol C5 1 % Phenol C4 1 % Phenol C0-C3 1 % Figur 3.4 Ulike kjemiske komponenters bidrag til miljørisiko i produsertvann fra Jotunfeltet. 3.1.7 Teknologi- og kost/nytte vurdering av utslipp av produsert vann Produksjonen på Jotun B planlegges stengt ned permanent innen oktober 2016. Arbeidet med å plugge brønnene på feltet er omsøkt til Miljødirektoratet om å kunne påbegynnes i april 2016. Nedstengingen av Jotun B plattformen og pluggingen av brønnene på feltet vil føre til at tilførselen av produsertvann til Jotun A vil bli meget liten. Samtidig vil injeksjon av produsertvann til injeksjonsbrønn ikke være mulig når denne plugges sammen med produksjonsbrønnene på Jotun B. Det er ikke planlagt kontinuerlig utslipp av produsertvann fra Jotun A etter nedstengingen av Jotun B. Ved eventuelle utslipp av produsertvann vil oljeinnholdet renses til under 30 mg/l i det eksisterende renseanlegget ombord på Jotun A (se Figur 3.2), som består av hydrosykloner og avgassingstank. Hydrosykloner til rensing av produsertvann er en moden teknologi og den mest utbredte teknikken på norsk sokkel 1. Hydrosykloner anvendes i kombinasjon med avgassingstank. Ved bruk av denne teknologien vil det kunne oppnås en fullgod rensing i henhold til BAT. Renseeffekten vil være avhengig av operasjonelle betingelser, dråpestørrelse, oljetype, vannkvalitet, fysiske betingelser, kjemikalier osv., samt at anlegget driftes riktig 1. ExxonMobil vurderer bruken av hydrosykloner og avgassingstank som rensemetode for produsertvann på Jotun A som tilfredstillende i forhold til utslipp av olje til sjø og miljøpåvirkning. Produksjonen på Jotun B stenges ned i løpet av høsten 2016 og Jotun A FPSO er planlagt å prosessere hydrokarboner fra Balder- og Ringhornefeltet frem til 2020-2021. Investeringer knyttet til eventuelle modifikasjoner eller utskifting av vannbehandlingsanlegget på Jotun A i dette perspektivet vil være lite aktuelt. 1 DNV GL 2015. Utredning av beste tilgjengelige teknikker for rensing av produsert vann som slippes ut fra petroleumsvirksomheten til havs. Report No.: 2015-0992, Rev. 01. Side 15 av 39

3.2 Organiske forbindelser og tungmetaller I Tabell 3.2.1 til Tabell 3.2.11 og i Figur 3.5 og Figur 3.6 er det gitt en oversikt over utslipp av organiske forbindelser og tungmetaller i produsert vann som er sluppet ut til sjø fra Jotunfeltet i 2015. Analyse av produsert vann er gjennomført i henhold til Norsk Olje & Gass sin retningslinje for prøvetaking og analyse av produsert vann. Utslippsmengdene av de ulike komponentene er beregnet basert på konsentrasjon av de ulike komponentene i produsert vann samt mengde vann sluppet ut. I tilfeller hvor analyseresultatene viser at konsentrasjonen av den aktuelle komponenten er under deteksjonsgrensen, er det benyttet en konsentrasjon på 50 % av deteksjonsgrensen ved beregning av utslipp. Det er relativt høy usikkerhet i beregningen av utslipp av løste komponenter i produsertvann. Den lave prøvefrekvensen, samt høy usikkerhet i den enkelte analyse, bidrar til at variasjoner i utslipp like gjerne kan skyldes usikkerhet i analyser som reelle endringer i utslippskonsentrasjon for de ulike komponentene. Variasjoner i driftsbetingelser ved prøvetaking kan også være med på å påvirke de enkelte analyseresultat. 3.2.1 Utslipp av organiske forbindelser Det var en reduksjon i utslippene av løste organiske komponenter i det produserte vannet fra 2014 til 2015. Det var størst reduksjon i utslippene av fenoler og organiske syrer. Tabell 3.2.1. Prøvetaking og analyse av produsert vann (Olje i vann). Gruppe Forbindelse Utslipp (kg) Olje i vann* Olje i vann (Installasjon) 28 911 *Merk at utslipp av olje i vann i denne tabellen er beregnet på grunnlag av halvårlige miljøprøver og kan ikke sammen lignes med resultat i tabell 3.1, som er beregnet på bakgrunn av daglige oljeanalyser. Tabell 3.2.2. Prøvetaking og analyse av produsert vann (BTEX). Forbindelse Konsentrasjon [g/m3] Utslipp [kg] Benzen 3,12 4 524,28 Toluen 4,29 6 220,15 Etylbenzen 0,27 397,00 Xylen 4,40 6 386,28 Sum 12,08 17 527,71 Tabell 3.2.3. Prøvetaking og analyse av produsert vann (PAH). Forbindelse Konsentrasjon [g/m3] Utslipp [kg] Naftalen 0,26 377,43 C1-naftalen 0,34 492,61 C2-naftalen 0,24 342,10 C3-naftalen 0,24 343,72 Fenantren 0,02 25,67 C1-Fenantren 0,04 58,80 C2-Fenantren 0,05 78,56 C3-Fenantren 0,01 18,84 Dibenzotiofen 0,00 3,74 C1-dibenzotiofen 0,01 9,43 Side 16 av 39

C2-dibenzotiofen 0,01 18,30 C3-dibenzotiofen 0,00 0,43 Acenaftylen 0,00 0,88 Acenaften 0,00 2,16 Antrasen 0,00 0,17 Fluoren 0,01 17,20 Fluoranten 0,00 0,45 Pyren 0,00 0,90 Krysen 0,00 0,79 Benzo(a)antrasen 0,00 0,25 Benzo(a)pyren 0,00 0,10 Benzo(g,h,i)perylen 0,00 0,15 Benzo(b)fluoranten 0,00 0,27 Benzo(k)fluoranten 0,00 0,03 Indeno(1,2,3-c,d)pyren 0,00 0,05 Dibenz(a,h)antrasen 0,00 0,07 Sum 1,24 1 793,10 Tabell 3.2.4. Prøvetaking og analyse av produsert vann (Sum NPD). NPD Utslipp (kg) 1769,64 Tabell 3.2.5. Prøvetaking og analyse av produsert vann (Sum 16 EPA-PAH (med stjerne)). 16 EPD-PAH (med stjerne) Utslipp (kg) Rapporteringsår 426,55 2015 Tabell 3.2.6. Prøvetaking og analyse av produsert vann (Fenoler). Forbindelse Konsentrasjon [g/m3] Utslipp [kg] Fenol 1,64 2 381,77 C1-Alkylfenoler 0,79 1 139,37 C2-Alkylfenoler 0,31 448,10 C3-Alkylfenoler 0,16 234,97 C4-Alkylfenoler 0,05 68,86 C5-Alkylfenoler 0,02 33,80 C6-Alkylfenoler 0,00 0,06 C7-Alkylfenoler 0,00 1,36 C8-Alkylfenoler 0,00 0,07 C9-Alkylfenoler 0,00 0,06 Sum 2,97 4 308,42 Tabell 3.2.7. Prøvetaking og analyse av produsert vann (Sum Alkylfenoler C1-C3) Alkylfenoler C1-C3 Utslipp (kg) 1822,44 Tabell 3.2.8. Prøvetaking og analyse av produsert vann (Sum Alkylfenoler C4-C5). Side 17 av 39

Totalt utslipp (kg) Alkylfenoler C4-C5 Utslipp (kg) 102,67 Tabell 3.2.9. Prøvetaking og analyse av produsert vann (Sum Alkylfenoler C6-C9). Alkylfenoler C6-C9 Utslipp (kg) 1,54 Tabell 3.2.10. Prøvetaking og analyse av produsert vann (Organiske syrer). Forbindelse Konsentrasjon [g/m3] Utslipp [kg] Maursyre 1,00 1 450,69 Eddiksyre 251,71 365 151,29 Propionsyre 29,21 42 367,93 Butansyre 4,92 7 141,69 Pentansyre 1,00 1 450,69 287,84 417 562,28 Figur 3.5 viser historisk utvikling i utslipp av organiske syrer, aromater og alkylfenoler fra produsert vann på Jotunfeltet. 8000 7000 6000 Utvikling i utslipp av organiske syrer, aromater og alkylfenoler i produsertvann, 2011-2015 5000 4000 3000 2000 1000 0 16 EPA-PAH (x10) BTX (/10) Alkylfenoler (C1-C3) Alkylfenoler (C4-C9) (x10) Fenoler Organiske syrer (/100) 2011 2012 2013 2014 2015 Figur 3.5. Historisk utvikling i utslipp av organiske syrer, aromater og alkylfenoler med produsert vann, 2010-2015. Verdiene for 16 EPA-PAH og alkylfenoler (C4-C9) er multiplisert med faktor 10 og organiske syrer er dividert med faktor 100 for å tilpasse verdiene til diagrammet. 3.2.2 Utslipp av tungmetaller Fra 2014 til 2015 var det omtrent 20 % reduksjon i totale utslipp av tungmetaller med produsertvann fra Jotun. Det er spesielt utslippene av jern, barium, bly, krom, nikkel og sink Side 18 av 39

Log kg som ble redusert. I samme periode var det en økning i konsentrasjonen av kobber, arsen og kvikksølv i det produserte vannet. Tabell 3.2.11. Prøvetaking og analyse av produsert vann (Andre). Forbindelse Konsentrasjon (g/m3) Utslipp (kg) Arsen 0,00 4,30 Barium 280,58 407 038 Jern 7,04 10 207 Bly 0,00 0,22 Kadmium 0,00 0,11 Kobber 0,01 21,69 Krom 0,00 0,64 Kvikksølv 0,00 0,09 Nikkel 0,00 1,23 Zink 0,01 12,73 Sum 287,65 417 285,97 1000000 100000 10000 1000 Utvikling i tungmetallutslipp med produsertvann, 2011-2015 100 10 1 0,1 0,01 2011 2012 2013 2014 2015 Figur 3.6. Historisk utvikling av tungmetallutslipp med produsertvann fra Jotun, 2011-2015. Side 19 av 39

4 BRUK OG UTSLIPP AV KJEMIKALIER 4.1 Samlet forbruk og utslipp En oversikt over samlet forbruk og utslipp av kjemikalier i løpet av 2015 er gitt i Tabell 4.1. Tabell 4.1. Samlet forbruk og utslipp av kjemikalier. Bruksområdegruppe Bruksområde Forbruk (tonn) Utslipp (tonn) Injisert (tonn) A Bore og brønnkjemikalier B Produksjonskjemikalier 456,78 105,17 113,52 C Injeksjonskjemikalier 11,78 11,78 0,00 D Rørledningskjemikalier E Gassbehandlingskjemikalier 53,22 1,33 0,71 F Hjelpekjemikalier 36,91 29,88 0,00 G Kjemikalier som tilsettes eksportstrømmen H Kjemikalier fra andre produksjonssteder 0,00 113,60 98,74 K Reservoar styring 558,68 261,76 212,97 Utvikling i utslipp av svarte, røde, gule og grønne kjemikalier for de ulike bruksområdene er beskrevet i Kapittel 5 Evaluering av kjemikalier. Side 20 av 39

5 EVALUERING AV KJEMIKALIER Samlet utslipp av kjemikalier Tabell 5.1 viser en oversikt over stoffene i det totale utslippet av kjemikalier på Jotunfeltet i 2015 fordelt på prioriterte lister. Basert på stoffenes iboende egenskaper, er disse gruppert som følger: Svarte: Røde: Gule: Grønne: Vann: kjemikalier som det kun unntaksvis gis tillatelse til utslipp av kjemikalier som skal prioriteres spesielt for substitusjon kjemikalier som har akseptable miljøegenskaper kjemikalier på PLONOR 2 -listen løsningsmiddel Tabell 5.1. Samlet forbruk og utslipp av kjemikalier. Utslipp Kategori Miljødirektoratets fargekategori Mengde brukt (tonn) Vann 200 Grønn 94,1989 55,8558 Mengde sluppet ut (tonn) Stoff på PLONOR listen 201 Grønn 261,1064 137,6935 REACH Annex IV 204 Grønn 0,0029 0,0029 REACH Annex V 205 Grønn Mangler testdata 0 Svart 0,1103 0,0000 Stoff som er antatt å være eller er arvestoffskadelige eller reproduksjonsskadelige 1.1 Svart Liste over prioriterte kjemikalier som omfattes av resultatmål 1 (Prioritetslisten) St.meld.nr.25 (2002-2003) 2 Svart Bionedbrytbarhet < 20% og log Pow >= 5 3 Svart 0,8307 0,0000 Bionedbrytbarhet < 20% og giftighet EC50 eller LC50 <= 10 mg/l 4 Svart 0,0002 0,0002 To av tre kategorier: Bionedbrytbarhet < 60%, log Pow >= 3, EC50 eller LC50 <= 10 mg/l 6 Rød 2,4262 0,0001 Uorganisk og EC50 eller LC50 <= 1 mg/l 7 Rød Bionedbrytbarhet < 20% 8 Rød 0,6928 0,5319 Kjemikalier som er fritatt økotoksikologisk testing. Inkluderer REACH Annex IV og V 99 Gul 0,6068 0,2206 Andre Kjemikalier 100 Gul 89,5335 42,0553 Gul underkategori 1 Forventes å biodegradere fullstendig 101 Gul 106,0183 21,9425 Gul underkategori 2 Forventes å biodegradere til stoffer som ikke er miljøfarlige 102 Gul 3,1555 2,7439 Gul underkategori 3 Forventes å biodegradere til stoffer som kan være miljøfarlige 103 Gul Sum 558,68 261,05 Fordelingen av utslipp til sjø av vann og kjemiske stoffer i kategoriene grønn, gul, rød, og svart er vist i Figur 5.1. Historisk fordeling av utslipp av stoffer på Jotunfeltet er vist i Figur 5.2. Utslipp av gule kjemikalier viser en nedadgående trend fra 2011 til 2014, mens det i 2015 er en økning i forhold til 2014. Utslipp av stoff i sort kategori fra 2014 skyldes 2 PLONOR = Substances used and discharged offshore which are considered to Pose Little Or No Risk to the Environment. Side 21 av 39

brannvernkjemikalier. Utslipp av stoff i rød kategori fra 2014 skyldes brannvernkjemikalier, samt at et stoff i gul kategori, en flokkulant, ble reklassifisert til rød i løpet av 2015. Flokkulanten er rapportert som gul frem til endringen i kategori og som rød etter endringen. I løpet av 2015 ble brannvernkjemikalie i sort kategori byttet ut med et kjemikalie i rød kategori på Jotun A. Det er knyttet høy usikkerhet til beregningen av fordeling av stoffer i de ulike kategoriene. Dette skyldes at informasjonen som blir gitt vedrørende konsentrasjonen av de ulike stoffene i hvert produkt ikke er nøyaktig, men blir gitt som et konsentrasjonsintervall. Ved beregning av konsentrasjon av et stoff blir snittet av konsentrasjonsintervallet for stoffet lagt til grunn. Snittet blir deretter normalisert slik at summen av alle stoffene i et produkt blir 100 %. Denne normalisering av snitt av konsentrasjonsintervall trenger ikke å stemme med faktisk sammensetningen for et stoff i et produkt. 25,65 % 0,20 % 0,0001 % 21,40 % Vann Grønne Gule 52,75 % Røde Svarte Figur 5.1. Fordeling av kjemikalier sluppet ut på Jotun i 2015. Side 22 av 39

Tonn 80,00 Fordeling av samlede kjemikalieutslipp fra Jotun - 2011-2015 (ekskl. grønne kjemikalier) 70,00 60,00 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 0,00 2011 2012 2013 2014 2015 Gule Røde Svarte Figur 5.2. Historisk utvikling i fordeling av samlede utslipp av kjemikalier på Jotun. Side 23 av 39

6 BRUK OG UTSLIPP AV MILJØFARLIG STOFF 6.1 Kjemikalier som inneholder miljøfarlige stoff Rapportering for Kapittel 6.1 er utført i EPIM Environmental Hub (EEH). Oversikten over de aktuelle kjemikaliene er ikke inkludert i denne rapporten siden den inneholder fortrolig informasjon. 6.2 Stoff som står på Prioritetslisten som tilsetninger og forurensinger i produkter Det ble benyttet ett kjemikalie med miljøfarlige stoff som tilsetninger i produkter på Jotunfeltet i 2015. Dette skyldes et brannvernkjemikalie. Tabell 6.2. Miljøfarlige forbindelse som tilsetninger i produkter. Stoff/Komponent gruppe A (kg) B (kg) C (kg) D (kg) E (kg) F (kg) G (kg) H (kg) K (kg) Sum (kg) Kvikksølv Kadmium Bly Krom Arsen Tributylforbindelser Organohalogener 0.1847 0.1847 Alkylfenolforbindelser PAH Andre 0.1847 0.1847 Det ble ikke benyttet kjemikalier med miljøfarlige stoff som forurensninger i produkter på Jotunfeltet i 2015. Side 24 av 39

7 FORBRENNINGSPROSESSER OG UTSLIPP TIL LUFT 7.1 Kilder til utslipp og utslippsfaktorer I 2015 var hovedkildene til utslipp til luft fra Jotunfeltet forbrenning av gass og diesel til kraftgenerering og gass til fakling. Feltspesifikke utslippsfaktorer er benyttet så langt disse er tilgjengelige. I tilfeller der det ikke eksisterer feltspesifikke faktorer for beregning av utslipp til luft, er Norsk Olje og Gass standard utslippsfaktorer benyttet. Utslippsfaktorene er listet opp i Tabell 7.0. Fra og med 1.1.2008 blir utslippsfaktorene for CO 2 beregnet ihht program for måling og beregning av kvotepliktige utslipp. I 2015 ble PEMS (Predictive Emissions Monitoring System) for turbinene ferdigstillt. PEMS vil redusere graden av usikkerhet i beregningene av NOx utslippet. Tabell 7.0. Oversikt over faktorer benyttet for beregning av luftutslipp fra Jotunfeltet. Kilde Utslipps-gass Utslippsfaktor Kommentar Brenngass CO 2 2,915 kg/sm 3 gass Årlig gjennomsnittlig utslippsfaktor, ref krav i kvotetillatelse/godkjent program NOx 16,27 g/sm 3 gass Ecoxy rapport 2015/PEMS Fakkel CO 2 3,721 kg/sm 3 gass HP fakkel. Ref. krav i kvotetillatelse/godkjent program CO2 6,367 kg/sm3 gass LP fakkel. Ref. krav i kvotetillatelse/godkjent program NOx 1,4 g/sm 3 Standard Norsk olje og gass faktor (ref: OD januar 2008) Diesel CO 2 3,16785 tonn/tonn diesel Ref. krav i kvotetillatelse/godkjent program Diesel, hjelpe motor NOx 59 g/kg diesel (Jotun A) Leverandør data Diesel, andre motorer NOx 55 g/kg diesel (Jotun A) 57,9 g/kg diesel (Jotun B) Leverandør data Diesel, turbiner NOx 23 g/kg diesel Leverandør data 7.2 Forbrenningsprosesser En samlet oversikt over utslipp til luft i forbindelse med forbrenningsprosesser er gitt i Tabell 7.1a. Tabellen omfatter utslipp fra Jotun A og Jotun B. Utviklingen i forbrenning av gass og diesel til kraftgenerering, samt forbrenning av gass til fakkel over feltets levetid er gitt i Figur 7.1. Figuren viser også historisk utvikling i utslipp av CO 2 /produsert oljeekvivalent. Som et gjennomsnitt over året ble det sluppet ut 234 kg CO 2 /Sm 3 o.e. prosessert på Jotun. Side 25 av 39

Forbruk av gass (ksm3) og diesel (tonn) Utslipp av CO2 (kg/sm3 o.e.) Tabell 7.1.a. Utslipp til luft fra forbrenningsprosesser på permanent plasserte innretninger. Kilde Mengde flytende brenn stoff (tonn) Mengde brenngass (m3) CO2 (tonn) NOx (tonn) nmvoc (tonn) CH4 (tonn) SOx (tonn) PCB (kg) PAH (kg) Dioksiner (kg) Fakkel 0 5 401 365 25 671 7,56 0,32 1,30 0,02 0 0 0 0 Turbiner (DLE) Turbiner (SAC) 1 492 42 487 788 128 578 725,51 10,24 38,66 4,30 0 0 0 0 Motorer 1 709 0 5 413 100,58 8,54 0,00 4,78 0 0 0 0 Fyrte kjeler Brønntest/opprenskning Andre kilder Sum alle kilder 3 200 47 889 153 159 662 833,65 19,11 39,96 9,10 0 0 0 0 Fallout Olje ved brønn test (tonn) 60000 Historisk oversikt over forbrenning av gass og diesel til kraftgenerering, samt fakkel 250,00 50000 40000 30000 20000 10000 0 2011 2012 2013 2014 2015 200,00 150,00 100,00 50,00 0,00 Gass kraftgen (ksm3) Fakkel (ksm3) Diesel kraftgen (tonn) kg CO2/Sm3 o.e prossesert Figur 7.1. Historisk oversikt over brenngass, diesel og fakkel, samt CO 2 utslipp per prosessert enhet fra Jotunfeltet. Økningen i utslipp av CO 2 /produsert oljeekvivalent de siste årene skyldes at Jotunfeltet er i haleproduksjon med synkende produksjon av olje og gass. Selv om produksjonen er synkende blir kraftbehovet opprettholdt. De største forbrukerne krever en konstant last uavhengig av prosesserte mengder. 7.2.1 Kraftgenerering Kraftbehovet på Jotun A dekkes av 2 turbiner (LM2500 PE) ratet til 22 MW kapasitet hver. Disse opereres på ca. 55 % av kapasiteten. Turbinene drives normalt med produsert gass, men kan også driftes på diesel. Turbinene er installert med varmegjenvinningsenheter (Waste Heat Recovery Units) for spillvarme. Det pågår et arbeid vedrørende reduksjon av energibehovet på Jotun A slik at den totale kraftgenereringen kan leveres ved bruk av en turbin i kontinuerlig drift. Side 26 av 39

I tillegg til turbinene, er det installert en hjelpegenerator med kapasitet på 5,8 MW for å kunne håndtere kraftbehov under vedlikehold av turbiner, samt en separat 0,5 MW dieseldrevet nødgenerator. På Jotun B er det 4 dieselgeneratorer som benyttes i hovedsak under boring og en egen nødgenerator. I normal drift er Jotun B ubemannet og forsynt med kraft fra Jotun A. 7.2.2 Fakling Volum gass til fakkel i 2015 var 5,4 MSm 3. Nitrogen teppegass er inkludert i dette volumet og er estimert til 0.5 MSm 3. 7.2.3 Brønntesting og brønnopprenskning Det er ikke avbrent olje eller gass i forbindelse med brønntesting / brønnopprensking i 2015. 7.3 Utslipp ved lagring og lasting av olje Lagring og offshore lasting representerer hovedkilden til utslipp av VOC (metan og nmvoc) på Jotunfeltet. Olje lagres på Jotun A og overføres til skytteltanker for eksport. Lagringskapasitet for olje på Jotun A er 87 ksm 3. Tillatelse til utslipp stiller vilkår om installering av teknologi for reduksjon av nmvoc utslipp etter en oppsatt tidsplan, samt minimumskrav til reduksjonsfaktor (designfaktor 78%) og driftsregularitet for anlegget (95%). Utslippet av VOC skal i tillegg ikke overstige 0,68 kg/m3 lastet olje som middelverdi for ett kalenderår. For å møte kravene til reduksjon av nmvoc i forbindelse med lagring er det installert et gjenvinningssystem (VRU-VOC recovery unit) på Jotun A. Dette systemet benytter HC gass som teppegass i lagertankene, og er et lukket system. Tabell 7.2 viser utslipp av VOC, angitt som CH 4 (metan) og ikke-metanvoc (nmvoc) forbundet med lagring og lasting av råolje fra Jotunfeltet. Tabell 7.2. Fysiske karakteristika for olje/kondensat og utslippsmengder. Type Totalt volum (Sm3) Utslippsfaktor CH4 (kg/sm3) Utslippsfaktor nmvoc (kg/sm3) Utslipp CH4 (tonn) Utslipp nmvoc (tonn) Teoretisk utslippsfaktor for nmvoc uten tiltak (kg/sm3) Teoretisk nmvoc utslipp uten gjenvinningstiltak (tonn) Lasting 545 970,0 0,00 0,00 0,01 0,14 0,26 141,95 99,90 Lagring 587 465,5 0,00 0,00 0,00 0,08 1,67 981,07 99,99 Sum 0,01 0,22 Teoretisk nmvoc utslippsreduksjon uten gjennvinningstiltak (%) Tabell 7.2 viser at i 2015 ble 99,9 % produsert olje lagret med bruk av reduksjonsteknologi, og effektiviteten til anlegget var 100 % mens det var i drift. Utslipp av nmvoc i 2015 fra lagring var på ca. 0,08 tonn, og utslipp av metan 0,002 tonn. For lasting av ExxonMobils andel av produsert oljevolum, benyttes det ulike skytteltankere. Teekay har, på vegne av industrisamarbeidet (VOCIC), registrert antall laster med VOC teknologi på norsk sokkel og mengde olje lastet med disse. På bakgrunn av dette har Side 27 av 39

Teekay beregnet utslipp og utslippsreduksjon per installasjon for lasting. Tabell 7.2 over er basert på den reelle fordelingen av utslippsreduksjonen. 7.4 Diffuse utslipp og kaldventilering Data for diffuse utslipp og kaldventilering fra Jotun er gitt i Tabell 7.3. Utslippene er beregnet på bakgrunn av Norsk Olje & Gass sine utslippsfaktorer. Tabell 7.3. Diffuse utslipp og kaldventilering. Innretning nmvoc Utslipp (tonn) CH4 Utslipp (tonn) JOTUN A 73.71 60.14 73.71 60.14 7.5 Bruk og utslipp av gassporstoffer Det ble ikke brukt eller sluppet ut gassporstoffer på Jotunfeltet i 2015. Side 28 av 39

8 UTILSIKTEDE UTSLIPP Utilsiktede utslipp av olje og kjemikalier rapporteres internt og i henhold til "Forskrift om varsling av akutt forurensing eller fare for akutt forurensning". Alle utilsiktede utslipp blir analysert og sporet gjennom IMPACT, ExxonMobils rapporteringssystem. Her blir hendelser og eventuelle trender for gjentagende hendelser fanget opp, og tiltak blir satt i verk for å hindre nye utslipp. 8.1 Utilsiktede utslipp av olje Det var ikke utilsiktede utslipp av olje fra Jotunfeltet i løpet av 2015. 8.2 Utilsiktede utslipp av kjemikalier Det var ikke utilsiktede utslipp av kjemikalier fra Jotunfeltet i løpet av 2015. 8.3 Utilsiktet utslipp til luft Det var et utilsiktet utslipp til luft i 2015. Tabell 8.1. Utilsiktet utslipp til luft Type Gass Antall hendelser Mengder (kg) HC 1 31 104 Sum 1 31 104 Tabell 8.1-1. Omtale av utilsiktet utslipp til luft. Dato Masse Type Installasjon Beskrivelse/årsak (kg) 24.4.2015 31 104 Hydrokarbongass Jotun B Det ble observert bobler på havoverflaten av en Jotun B operatør. Det var ingen tegn til hydrokarboner hverken som lukt eller som oljefilm på sjøen. Boblestrømmen var konstant, svak og nesten ikke synlig fra installasjonen. Visuell inspeksjon av risere på nordsiden av Jotun B bekreftet en lekkasje fra riser 1. Side 29 av 39

9 AVFALL Det er innført et system for kildesortering på Jotun A og Jotun B. Det er lagt opp til sortering av avfall i henhold til kategorier spesifisert i Norsk Olje & Gass sine anbefalte retningslinjer for avfallsstyring i offshorevirksomheten. ExxonMobil har avtale med SAR for håndtering av avfall generert på sine installasjoner. Tabell 9.1 gir en samlet oversikt over håndtering av farlig avfall fra Jotunfeltet i 2015. Tabell 9.1. Farlig avfall. Avfallstype Beskrivelse EAL kode Avfallstoff nummer Annet avfall Rengjøringsmidler 07 06 01 7133 0,01 Batterier Blyakkumulatorer 16 06 01 7092 1,56 Batterier Kadmiumholdige batterier 16 06 02 7084 0,52 Blåsesand Slagg, støv, flygeaske, katalysatorer, blåsesand mm 12 01 16 7096 0,86 Kjemikalier Organisk avfall med halogen 16 05 06 7151 0,36 Kjemikalier Organisk avfall med halogen 16 05 08 7151 22,07 Kjemikalier Organisk avfall uten halogen 16 05 08 7152 0,31 Kjemikalier Spillolje, ikke refusjonsberettiget 15 01 10 7012 0,08 Kjemikalier Surt organisk avfall 16 05 08 7134 0,20 Lysstoffrør Lysstoffrør 20 01 21 7086 0,08 Maling, alle typer Maling, lim, lakk som er farlig avfall 08 01 11 7051 0,93 Maling, alle typer Maling, lim, lakk som er farlig avfall 08 01 17 7051 0,89 Oljeholdig avfall Olje- og fettavfall 12 01 12 7021 0,53 Oljeholdig avfall Oljefiltre 15 02 02 7024 0,27 Oljeholdig avfall Oljeforurenset masse 13 08 99 7022 0,17 Oljeholdig avfall Oljeforurenset masse 15 02 02 7022 5,21 Oljeholdig avfall Spillolje, ikke refusjonsberettiget 13 08 99 7012 0,55 Spraybokser Spraybokser 16 05 04 7055 0,11 Tankvask-avfall Oljeholdige emulsjoner fra boredekk 16 07 08 7031 4,95 Sum 39,63 Sendt til land (tonn) Tabell 9.2 gir en oversikt over kildesortert vanlig avfall. Tabellen omfatter avfall fra både Jotun A og Jotun B. Av tabellen kan følgende beregnes: Restavfallsfraksjonen til deponi utgjør 0,04 % av genererte avfallsmengder Restavfallsmengden til energigjenvinning utgjør 4 % av genererte avfallsmengder Metall til materialgjenvinning utgjør 62 % av avfallsmengden Tabell 9.2. Kildesortert vanlig avfall. Type Mengde (tonn) Matbefengt avfall 33,32 Våtorganisk avfall Papir 7,57 Papp (brunt papir) Treverk 11,92 Glass 0,84 Side 30 av 39

Plast 2,48 EE-avfall 12,76 Restavfall 12,08 Metall 125,04 Blåsesand Sprengstoff Annet Sum 206,0 En grafisk fremstilling over kildesortert vanlig avfall fra Jotun i 2015 er gitt i Figur 9.1 Kildesortert vanlig avfall Matbefengt avfall (energigjenvinning) 16 % Papir 4 % Treverk 6 % Metall 62 % Glass 1 % Plast 1 % Restavfall (energigjenvinning) 4 % EE-avfall 6 % Restavfall (deponi) 0 % Restavfall (resirkulering) 0 % Figur 9.1. Kildesortert vanlig avfall. Side 31 av 39

10 VEDLEGG Oversikt over tabeller i vedlegget: Tabell 10.4.1. Månedsoversikt av oljeinnhold for produsert vann. Tabell 10.5.2. Massebalanse for produksjonskjemikalier etter funksjonsgruppe. Tabell 10.5.3. Massebalanse for injeksjonskjemikalier etter funksjonsgruppe. Tabell 10.5.5. Massebalanse for gassbehandlingskjemikalier etter funksjonsgruppe. Tabell 10.5.6. Massebalanse for hjelpekjemikalier etter funksjonsgruppe. Tabell 10.5.8. Massebalanse for kjemikalier fra andre produksjonssteder etter funksjonsgruppe. Tabell 10.7.1. Prøvetaking og analyse av produsert vann (Olje i vann) pr. Innretning. Tabell 10.7.2. Prøvetaking og analyse av produsert vann (BTEX) pr. Innretning. Tabell 10.7.3. Prøvetaking og analyse av produsert vann (PAH) pr. Innretning. Tabell 10.7.4. Prøvetaking og analyse av produsert vann (Fenoler) pr. Innretning. Tabell 10.7.5. Prøvetaking og analyse av produsert vann (Organiske syrer) pr. Innretning. Tabell 10.7.6. Prøvetaking og analyse av produsert vann (Andre) pr. Innretning. Side 32 av 39

Tabell 10.4.1. Månedsoversikt av oljeinnhold for produsert vann. JOTUN A Månedsnavn Mengde produsert vann (m3) Mengde reinjisert vann (m3) Utslipp til sjø (m3) Oljekonsentrasjon i utslipp til sjø (mg/l) Januar 341 578 254 958 118 464 23,7 2,81 Februar 289 077 220 083 97 751 24,4 2,39 Mars 303 671 194 250 141 336 26,8 3,79 April 256 449 138 864 146 001 28,0 4,09 Mai 189 791 20 322 198 917 29,9 5,95 Juni 171 245 49 843 151 777 24,0 3,64 Juli 243 496 152 791 122 540 29,4 3,60 August 208 218 137 140 101 207 25,3 2,56 September 120 887 56 484 82 132 28,8 2,37 Oktober 207 107 169 110 69 884 29,2 2,04 November 185 298 110 175 105 917 28,7 3,04 Desember 155 156 72 069 114 761 24,9 2,86 Sum/Snitt 2 671 972 1 576 090 1 450 687 27,0 39,13 Oljemengde til sjø (tonn) Tabell 10.5.2. Massebalanse for produksjonskjemikalier etter funksjonsgruppe. JOTUN A Handelsnavn Funksjon Forbruk (tonn) Injisert (tonn) Utslipp (tonn) EC 6111E 01 - Biosid 3,68 2,98 0,69 Gul EC6718A 01 - Biosid 2,91 1,15 1,76 Gul FX 1716 02 - Korrosjonshemmer 146,38 54,11 63,00 Gul FX 2099 (DVE4D001) 02 - Korrosjonshemmer 15,19 6,36 5,79 Gul FX 2538 02 - Korrosjonshemmer 71,63 33,18 35,32 Gul EC 6165A 03 - Avleiringshemmer 7,85 4,47 3,38 Gul Cleartron MRD208SW 06 - Flokkulant 2,94 1,27 1,01 Rød Cleartron MRD208SW 06 - Flokkulant 2,87 0,83 1,40 Gul Sum 253,44 104,35 112,35 Miljødirektoratets kategori JOTUN B/Jette kjemikalier Handelsnavn Funksjon Forbruk (tonn) Injisert (tonn) Utslipp (tonn) Miljødirektoratets kategori NALCO EC1545A 02 - Korrosjonshemmer 4,50 0,00 0,00 Gul FX2443 03 - Avleiringshemmer 5,61 0,00 0,00 Gul Monoethylene glycol 07 - Hydrathemmer 187,01 0,00 0,00 Grønn EC6793A 13 - Voksinhibitor 6,22 0,00 0,00 Gul Sum 203,34 0,00 0,00 Side 33 av 39

Tabell 10.5.3. Massebalanse for injeksjonskjemikalier etter funksjonsgruppe. JOTUN B Handelsnavn Funksjon Forbruk (tonn) Injisert (tonn) Utslipp (tonn) Miljødirektoratets kategori EC6718A 01 - Biosid 10,98 10,98 0,00 Gul EC 6157A 03 - Avleiringshemmer 0,59 0,59 0,00 Gul EC 6351A 05 - Oksygenfjerner 0,20 0,20 0,00 Grønn Sum 11,78 11,78 0,00 Tabell 10.5.5. Massebalanse for gassbehandlingskjemikalier etter funksjonsgruppe. JOTUN A Handelsnavn Funksjon Forbruk (tonn) Injisert (tonn) Utslipp (tonn) Triethylene Glycol (TEG) 08 - Gasstørkekjemikalier 53,22 1,33 0,71 Gul 53,22 1,33 0,71 Miljødirektoratets kategori Tabell 10.5.6. Massebalanse for hjelpekjemikalier etter funksjonsgruppe. JOTUN A Handelsnavn Funksjon Forbruk (tonn) Injisert (tonn) Utslipp (tonn) XC82205 01 - Biosid 0,13 0,00 0,00 Gul KI-302-C 02 - Korrosjonshemmer 1,88 0,00 0,00 Gul SI-4544 03 - Avleiringshemmer 0,28 0,00 0,00 Gul KI-390 11 - ph-regulerende kjemikalier 0,37 0,00 0,00 Gul Microsit Polar 27 - Vaske-og rensemidler 1,00 0,00 0,00 Gul RE-HEALING RF1, 1% Foam 28 - Brannslukkekjemikalier(AFFF) 0,01 0,01 0,00 Rød Sum 3,68 0,01 0,00 Miljødirektoratets kategori JOTUN B Handelsnavn Funksjon Forbruk (tonn) Injisert (tonn) Utslipp (tonn) EC 6198A 01 - Biosid 29,86 29,86 0,00 Gul Mobil DTE 25 10 - Hydraulikkvæske (inkl. BOPvæske) 3,37 0,00 0,00 Svart Arctic Foam 201 AF AFFF 1% 28 - Brannslukkekjemikalier(AFFF) 0,01 0,01 0,00 Svart Sum 33,23 29,87 0,00 Miljødirektoratets kategori Side 34 av 39

Tabell 10.5.8. Massebalanse for kjemikalier fra andre produksjonssteder etter funksjonsgruppe. JOTUN A Handelsnavn Funksjon Forbruk (tonn) Injisert (tonn) Utslipp (tonn) Cortron RN-629 02 - Korrosjonshemmer 0 0,00 0,00 Gul FX 1716 02 - Korrosjonshemmer 0 1,50 1,72 Gul FX 2099 (DVE4D001) 02 - Korrosjonshemmer 0 0,05 0,07 Gul NALCO EC1545A 02 - Korrosjonshemmer 0 1,82 1,78 Gul FX2443 03 - Avleiringshemmer 0 2,86 2,75 Gul Methanol 07 - Hydrathemmer 0 0,87 1,45 Grønn Monoethylene glycol 07 - Hydrathemmer 0 101,81 85,21 Grønn Flexoil WM2200 13 - Voksinhibitor 0 0,51 0,54 Gul DVE4Z005 15 - Emulsjonsbryter 0 0,32 0,31 Rød Emulsotron CC3434 15 - Emulsjonsbryter 0 3,98 5,12 Gul Sum 0 113,71 98,95 Miljødirektoratets kategori Tabell 10.7.1. Prøvetaking og analyse av produsert vann (Olje i vann) pr. Innretning. Forbindelse Metode Teknikk Deteksjonsgrense Konsentrasjon i prøven (g/m3) Analyse laboratorium Dato for prøvetaking Utslipp (kg) Olje i vann (Installasjon) Mod. NS-EN ISO 9377-2 / OSPAR 2005-15 GC/FID 0,40 19,93 intertek west lab 2015-12-02 28 910,85 Tabell 10.7.2. Prøvetaking og analyse av produsert vann (BTEX) pr. Innretning. Forbindelse Metode Benzen Etylbenzen Teknikk Deteksjonsgrense Intern metode M-047 HS/GC/MS 0,01 3,12 Intern metode M-047 HS/GC/MS 0,02 0,27 Konsentrasjon i prøven (g/m3) Analyse laboratorium Dato for prøvetaking Utslipp (kg) Intertek west lab 2015-12-02 4 524,28 Intertek west lab 2015-12-02 397,00 Toluen Xylen Intern metode M-047 HS/GC/MS 0,02 4,29 Intern metode M-047 HS/GC/MS 0,04 4,40 Intertek west lab 2015-12-02 6 220,15 Intertek west lab 2015-12-02 6 386,28 Tabell 10.7.3. Prøvetaking og analyse av produsert vann (PAH) pr. Innretning. Forbindelse Metode Teknikk Deteksjons grense (g/m3) Konsentrasjon i prøven (g/m3) Analyse laboratorium Dato for prøvetaking Utslipp (kg) Acenaften ISO28540:2011 GC/MS 0,00001 0,00 Intertek west lab Acenaftylen ISO28540:2011 GC/MS 0,00001 0,00 Intertek west lab Antrasen ISO28540:2011 GC/MS 0,00002 0,00 Intertek west lab Benzo(a)antrasen ISO28540:2011 GC/MS 0,00001 0,00 Intertek west lab 2015-12-02 2,16 2015-12-02 0,88 2015-12-02 0,17 2015-12-02 0,25 Benzo(a)pyren ISO28540:2011 GC/MS 0,00001 0,00 Intertek west lab 0,10 Side 35 av 39