Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2017-01-03 Side 1 av 62
Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2017-01-03 Side 2 av 62
Innhold 1 Feltets status... 6 1.1 Generelt... 6 1.2 Kjemikalier prioritert for substitusjon... 8 1.3 Produksjon... 9 1.4 Oppfølging av utslippstillatelser for Norne hovedfelt med satellitter... 11 1.4.1 Tillatelser og søknader... 11 1.4.2 Etterlevelse av rammer for forbruk og utslipp av kjemikalier... 12 1.4.3 Avvik fra tillatelser... 15 1.5 Nullutslippsarbeidet på Norneskipet... 15 1.5.1 Produsertvann handtering... 15 1.5.2 EIF... 16 1.5.3 Beste praksis vannrensing... 18 1.5.4 Teknologi- og kostnytte vurdering for håndtering av produsert vann... 19 1.6 Nullutslippsarbeid på Island Wellserver... 19 1.7 Brønnstatus... 20 2 Utslipp fra boring... 21 2.1 Bore- og brønnaktivitet... 21 2.2 Boring med vannbasert borevæske... 21 2.3 Boring med oljebasert borevæske... 21 2.4 Boring med syntetiske borevæsker... 21 3 Oljeholdig vann... 22 3.1 Utslipp av olje og oljeholdig vann... 23 3.2 Utslipp av organiske forbindelser og tungmetaller... 26 4 Bruk og utslipp av kjemikalier... 32 4.1 Samlet forbruk og utslipp av kjemikalier... 32 5 Evaluering av kjemikalier... 36 5.1 Oppsummering av kjemikaliene... 36 5.2 Substitusjon av kjemikalier... 40 5.3 Usikkerhet i kjemikalierapportering... 41 6 Bruk og utslipp av miljøfarlige kjemikalier... 43 6.1 Kjemikalier som inneholder miljøfarlige stoff... 43 6.2 Stoff som står på Prioritetslisten som tilsetninger og forurensninger i produkter... 43 7 Utslipp til luft... 44 7.1 Forbrenningsprosesser... 44 7.2 CO2... 45 7.3 NOX... 46 7.4 Utslippsfaktorer... 47 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2017-01-03 Side 3 av 62
7.5 Bruk av gassporstoffer... 48 7.6 Utslipp ved lagring/lasting av råolje... 48 7.7 Diffuse utslipp og kaldventilering... 49 8 Utilsiktede utslipp... 49 8.1 Utilsiktede utslipp av olje... 49 8.2 Utilsiktede utslipp av kjemikalier... 50 8.3 Utilsiktede utslipp til luft... 52 9 Avfall... 53 9.1 Farlig avfall... 53 9.2 Kildesortert vanlig avfall... 54 10 Vedlegg... 56 10.1 Månedsoversikt av oljeinnhold for hver vanntype... 57 10.2 Massebalanse for alle kjemikalier etter funksjonsgrupper... 59 10.3 Prøvetaking og analyse for de enkelte stoffene i produsert vann... 60 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2017-01-03 Side 4 av 62
Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2017-01-03 Side 5 av 62
1 Feltets status 1.1 Generelt Denne rapporten er utarbeidet i henhold til Miljødirektoratets Retningslinjer for rapportering fra petroleumsvirksomhet til havs (M107-2014, oppdatert 2015) og Norsk Olje og Gass Anbefalte retningslinjer for utslippsrapportering (044, oppdatert 2015). Årsrapporten for Norne omhandler forbruk og utslipp knyttet til produksjon over Norneskipet, samt aktiviteter av mobile rigger på Norne hovedfelt i 2015. Dette inkluderer: utslipp til sjø av oljeholdig vann og kjemikalier, samt utslipp til luft knyttet til prosessering av brønnstrømmer fra feltene som produseres over Norneskipet utslipp av bore- og brønnkjemikalier, samt utslipp til luft fra mobile rigger på Norne hovedfelt utilsiktede utslipp av olje og kjemikalier fra Norneskipet og mobile rigger på Norne hovedfelt avfall generert på Norneskipet og mobile rigger på Norne hovedfelt Olje og gass fra følgende felt ble produsert over Norneskipet i 2015: Norne hovedfelt Urd (Stær og Svale) Alve Skuld (Fossekall og Dompap) Marulk (ENI er operatør) Følgende innretninger har hatt aktivitet på Norne hovedfelt i 2015: Norneskipet; produksjonsinnretning (FPSO) Island Wellserver; brønnintervensjonsfartøy (LWI) Seven Viking, inspeksjons- og vedlikeholdsfartøy (IMR) I kapittel 1.4 sammenstilles dessuten totalt forbruk og utslipp av kjemikalier fra alle feltene som dekkes av Nornes utslippstillatelse opp mot kjemikalierammene i tillatelsen; Norne, Urd, Alve og Skuld. Marulk er et Eni operert felt som produseres over Norne. Eni Norge rapporterer eventuelle bore- og brønnaktiviteter på Marulk, eventuelle utilsiktede utslipp fra Marulk, samt eventuelle RFO aktiviteter mellom Marulk og Norneskipet. Kjemikalieforbruk, samt utslipp til sjø og luft som følge av produksjon av Marulk over Norneskipet er inkludert i rapporten under Norneskipet. Bore- og brønnaktiviteter på satellittene Urd, Alve og Skuld i 2015 rapporteres i egne årsrapporter. Det har ikke vært bore- eller brønnaktiviteter på Alve i 2015. Kontaktpersoner: Drift: Silje Gry Hanssen, telefon 958 10 561, e-post: sghan@statoil.com Boring & Brønn: Janne Lise Myrhaug, telefon: 90934101, e-post: jlmy@statoil.com Boring & Brønn: Veronique Aalmo, telefon: 918 38 611, e-post: veaal@statoil.com Myndighetskontakt: Unni Sandbakken, e-post: hnom@statoil.com Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2017-01-03 Side 6 av 62
Om Nornefeltet og tilhørende satellittfelter Norne hovedfelt er et olje- og gassproduserende felt som befinner seg i produksjonslisens 128B, blokk 6608/10 og 6608/11 på Trænabanken utenfor Helgelandskysten. Havdypet på Norne hovedfelt er rundt 380 meter. Norne ligger ca 85 km nord for Heidrun. Norne fikk PUD i juni 1994, og ble satt i produksjon i november 1997. Norne hovedfelt har i dag sju bunnrammer, hvorav to har injektorbrønner og fem har produsenter. Eierandeler på Norne hovedfelt er fordelt mellom Petoro (54 %), Statoil (39,1 %) og Eni Norge (6,9 %). Norne hovedfelt er bygd ut med et produksjons- og lagerskip (Norne FPSO/Norneskipet) tilknyttet brønnrammer på havbunnen, hvor all olje fra feltet og tilhørende satellittfelter produseres. Norneskipet er pr i dag tilknyttet 15 brønnrammer på havbunnen. Fleksible stigerør fører brønnstrømmen fra disse til skipet. Skipet dreier rundt en sylinderformet dreieskive (turret) som er forankret til havbunnen. Skipet har prosessanlegg på dekk. Produsert olje lagres på skipet før lasting til tankskip og videre frakt til markedet. Norne har siden 2001 eksportert gass via Åsgard Transport via Kårstø til kontinentet. Fra feltet til ilandføringsstedet i Dornum i Tyskland er det vel 1400 km. Produksjon av olje fra Urd over Norneskipet startet i november 2006, mens produksjon av gass fra Alve ble igangsatt i mars 2009. Produksjon av gass/kondensat over Norneskipet fra det Eni-opererte feltet Marulk startet i april 2012. Produksjon av olje fra Skuld/Fossekall ble startet i mars 2013, mens produksjon av olje fra Skuld/Dompap ble startet i april 2014. Norne har godkjent teknisk levetid til 2021, men de påviste ressursene i området vil kunne bidra positivt til en mulig levetidsforlengelse. Figur 1.1 viser oppbyggingen av Norne med produserende brønnstrømmer til Norneskipet i 2015 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2017-01-03 Side 7 av 62
Det har blitt gjennomført vedlikehold av brønner på Norne hovedfelt i 2015. Island Wellserver har vært på feltet for gjennomføring av lett brønnintervensjon på brønn 6608/10-E-1 Y2H. Utslipp knyttet til denne aktivitetene inkluderes i denne årsrapporten. I tillegg har IMR fartøyet Seven Viking utført brønnbehandlinger på Nornefeltet. Det gjøres ikke brønntesting/opprensking over brennerbom på Nornefeltet med satellitter, og opprensking av nye brønner skjer over Norneskipet. Det øves jevnlig på beredskap ombord på Norneskipet, på feltspesifikt beredskapsfartøy og områdeberedskapsfartøy. 1.2 Kjemikalier prioritert for substitusjon Tabell 1.1.a og tabell 1.1.b viser henholdsvis produksjonskjemikalier og bore- og brønnkjemikalier på substitusjonslisten med hensyn på ytre miljøegenskaper. Norne har byttet kjemikalieleverandør, og de fleste kjemikaliene i listen under skal derfor erstattes med produkter fra ny leverandør. Disse produktene må være miljømessig minst like gode, fortrinnsvis bedre, enn dagens kjemikalier. Substitusjon omtales nærmere i rapportens kapittel 5.2 Evaluering av kjemikalier. Tabell 1.1.a Oversikt over produksjonskjemikalier som har vært i bruk på Norneskipet i 2015 som skal prioriteres for substitusjon Kjemikalie Kategori nr Status substitusjon Nytt kjemikalie Operatørens frist Produksjonskjemikalier Emulsotron CC3434 102- Gul Emulsjonen på Norne er vanskelig og krever effektive kjemikalier pga komplekse brønnstrømmer og ulike oljetyper i hele spekteret fra kondensat til tungoljer. Pr i dag er det ikke identifisert miljømessig bedre emulsjonsbrytere en gul 102. Emulsotron X-8036 er felttestet i 2015, men ikke valgt. FX2504 102 Gul Avleiringshemmeren FX2504 er et effektivt lavdosekjemikalie. Det finnes et Y1 produkt tilgjengelig (EC6665AA), men krever dobbel dosering, og er totalt sett vurdert å ikke være et miljømessig bedre alternativ. EC6191A 102 Gul Det pågår flasketester for alternative flokkulanter fra ny kjemikalieleverandør. Flexoil CW288 102 Gul Det foreligger pr. dags dato ingen miljøvennlige vokshemmere. Kjemikaliet vil følge oljen fullt ut og vil ikke gå utslipp. Emulsjonsbryt er fra ny kjemikalieleverandør er under testing og utvikling Avleiringshem mer fra ny kjemikalieleverandør er under testing og utvikling Flere aktuelle skal testes Alternativ ikke identifisert Medio 2016 Q2 2017 Medio 2016 - Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2017-01-03 Side 8 av 62
Hjelpekjemikalier Oceanic HW443 ND 102 Gul Det er ikke funnet substitusjonsprodukter for subsea hydraulikkvæsker med bedre miljøklassifisering. Oceanic HW443 v2 8 Rød Det er ikke funnet substitusjonsprodukter for fargede subsea hydraulikkvæsker med bedre miljøklassifisering. Oceanic HW 443 v2 benyttes kun til lekkasjesøk. Uniway LI62 3 Svart Smøremiddel på turret lagerbukker. Forsøkt skiftet til miljøvennlig produkt, medførte skader på lagerpader. Et grundig kvalifiseringsløp av mulig alternativt produkt pågår og skal være avklart innen sommeren 2016 Re-healing RF1, 1% 6 Rød Brannskummet AFFF1 (svart) ble skiftet ut med RF1 (rød) på Norne i 2014. Pt finnes det ikke miljømessig bedre alternativer. Alternativ ikke identifisert Alternativ ikke identifisert Jack-up Grease Alternativ ikke identifisert - - Hvis godkjent innen 1.september 2016 - Tabell 1.1.b Bore- og brønnkjemikalier på Norne hovedfelt prioritert for substitusjon Kjemikalie Kategori Status substitusjon Nytt kjemikalie Subsea Hydraulikkvæske Oceanic HW443 ND Brønnbehandling Diesel 102 Gul 0 Svart Ingen substitusjonsprodukter identifisert så langt. Eneste alternativ som ikke er korrosiv. Svart komponent i dette produktet er et lovpålagt fargestoff som tilsettes avgiftsfri diesel. Diesel benyttes i brønnbehandling og tilbakeproduseres til produksjonsenhet. Det vil dermed ikke være utslipp til sjø av diesel. Alternativ ikke identifisert. Alternativ ikke identifisert Operatørens frist - - 1.3 Produksjon Tabell 1.2 viser oversikt over forbruk knyttet til produksjonen fra Norne hovedfelt og tilhørende satellittfelter (Alve, Urd, Skuld, Marulk) over Norneskipet. Tabell 1.3 viser produksjon over Norneskipet fra Norne hovedfelt og tilhørende satellittfelter. Kolonnene Brutto olje og Brutto gass summerer all olje og gass produsert over Norneskipet. Kolonnene Netto olje og Netto gass er olje- og gassproduksjon bare fra Norne hovedfelt. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2017-01-03 Side 9 av 62
Begge disse tabellene får sine data fra Oljedirektoratet på bakgrunn av data levert fra Norne. Tabell 1.2: Status forbruk Måned Injisert gass [Sm3] Injisert vann [Sm3] Brutto faklet gass [Sm3] Brutto brenngass [Sm3] Diesel [l] Januar 968 263,00 1 568 758,00 11 774 339,00 0,00 Februar 700 743,00 989 880,00 9 487 355,00 0,00 Mars 881 256,00 373 440,00 13 388 540,00 0,00 April 1 083 325,00 400 174,00 14 362 004,00 0,00 Mai 992 194,00 494 268,00 13 768 706,00 0,00 Juni 1 012 764,00 557 001,00 14 052 498,00 920 000,00 Juli 970 248,00 381 254,00 14 418 955,00 0,00 August 958 596,00 470 862,00 14 392 044,00 0,00 September 914 498,00 534 659,00 13 745 138,00 0,00 Oktober 888 683,00 494 135,00 14 054 358,00 0,00 November 934 590,00 449 811,00 13 655 201,00 0,00 Desember 856 635,00 378 755,00 13 949 595,00 610 000,00 Sum 11 161 795,00 7 092 997,00 161 048 733,00 1 530 000,00 Tabell 1.3: Status produksjon Måned Brutto olje [Sm3] Netto olje [m3] Brutto kondensat [Sm3] Netto kondensat [Sm3] Brutto gass [Sm3] Netto gass [Sm3] Vann [m3] Netto NGL [Sm3] Januar 213 169,00 67 706,00 174 996 229,00 13 337 171,00 791 732,00 Februar 159 271,00 49 708,00 130 516 339,00 18 706 149,00 672 320,00 Mars 173 001,00 46 532,00 195 132 253,00 17 629 567,00 702 448,00 April 178 657,00 47 639,00 204 792 968,00 15 102 278,00 712 883,00 Mai 175 215,00 52 695,00 198 999 381,00 15 420 014,00 784 009,00 Juni 177 527,00 53 335,00 204 113 499,00 16 928 251,00 757 137,00 Juli 154 159,00 53 253,00 207 913 709,00 12 330 924,00 763 360,00 August 165 804,00 46 483,00 207 784 405,00 14 416 326,00 781 960,00 September 176 292,00 49 425,00 200 188 297,00 14 336 183,00 784 794,00 Oktober 174 145,00 54 905,00 204 506 255,00 15 077 371,00 781 209,00 November 164 466,00 52 377,00 202 367 103,00 17 438 543,00 741 349,00 Desember 160 177,00 57 155,00 214 867 135,00 13 380 635,00 784 794,00 Sum 2 071 883,00 631 213,00 2 346 177 573,00 184 103 412,00 9 057 995,00 Det har vært produksjon av olje og gass over Norneskipet i hele 2015. Den totale olje- og gassproduksjonen over Norneskipet har vært omtrent tilsvarende som i 2014. Norneskipet bruker i all hovedsak sjøvann for trykkstøtte. Andel reinjisert produsert vann er ubetydelig. Reinjeksjon av produsert vann skjer stort sett bare i forbindelse med opprensking av nye brønner. Drenasjevann injiseres også. Figur 1.2 viser historikk og prognoser for produksjon av gass og olje over Norneskipet fra Norne og tilhørende satellittfelter. Det er benyttet historiske data til og med 2015, og prognoser fra RNB 2016 videre fremover. Figur 1.3 viser historikk og prognoser for utvikling i utslipp av olje og produsert vann basert på historiske data fra årsrapportene til og med 2015, samt prognoser fra RNB 2016 for produsert vann ut feltets levetid. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2017-01-03 Side 10 av 62
Fig 1.2 Total produksjon Norneskipet historiske data t.o.m. 2015 og prognoser for produksjon fremover fra RNB 2016 Fig 1.3 Historiske tall for utslipp over Norneskipet t.o.m 2015 og prognoser for utslipp av produsert vann fremover fra RNB 2016 1.4 Oppfølging av utslippstillatelser for Norne hovedfelt med satellitter 1.4.1 Tillatelser og søknader Tillatelsene til Norne omfatter også satellitt-feltene Urd, Alve, Skuld og delvis Marulk (Eni operert).når det gjelder Marulk dekker Nornes tillatelse til boring og produksjon kjemikalieforbruk samt utslipp til sjø og luft som følge av produksjon av Marulk over Norneskipet. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2017-01-03 Side 11 av 62
Oppdateringer og endringer i Nornes utslippstillatelser, samt søknader i 2015 omfatter: Søknad om tillatelse til bruk av kjemikalie for H2S fjerning og utslipp fra mobile rigger, datert 05.01.2015, samt endring av søknaden datert 29.01.2015 Søknad om endring i utslippstillatelse krav til beredskap, datert 16.03.2015 Søknad om unntak fra HOCNF krav og tillatelse til bruk og utslipp av Uniway LI62, datert 20.04.2015 Søknad utvidet tillatelse til bruk av Uniway LI62, datert 05.10.2015 Oppdatert utslippstillatelse Uniway LI62, beredskap og NMVOC, datert 19.05.2015 Oppdatert utslippstillatelse endring i gul ramme og NOx mobile rigger, 09.04.2015 Oppdatert tillatelse til kvotepliktige utslipp 2013-2020, datert 29.03.2015 Tabell 1.4.a viser gjeldende utslippstillatelser for Norne pr 31.12.2015. Tabell 1.4.a Gjeldende utslippstillatelser fra Miljødirektoratet for Norne hovedfelt med satellitter Tillatelser Dato gjeldende tillatelse Statoil referanse Tillatelse etter forurensningsloven for Norne med satellittene Urd, Alve, Marulk, Melke og Skuld (Tillatelse gitt 21.01.2005) 19.05.2015 Endringsnr. 13 AU-NOR-00010 og AU-NOR-00018 Oppdatert tillatelse til kvotepliktige utslipp av klimagasser for Norne (tillatelse gitt 29.01.2014) 29.03.2015, V2 AU-DPN ON NOR- 00068 Vedtak om tillatelse etter forurensningsloven, til midlertidig bruk og utslipp av smørefettet Uniway LI61, samt unntak krav om HOCNF 15.12.2015 AU-NOR-00018 1.4.2 Etterlevelse av rammer for forbruk og utslipp av kjemikalier Det er videre gitt kommentarer til forbruk og utslipp av svart, rødt og gult stoff, samt forbruk av kjemikalier i lukket system i forhold til rammetillatelsen til Norne med satellittfelter. Tabellene 1.4 a-e oppsummerer kjemikalieforbruk og -utslipp som følge av prosess på Norneskipet, samt for aktivitet på Norne hovedfelt, Urd og Skuld. Det har ikke vært riggaktiviet på Alve i 2015. Kjemikalier injisert (subsea hydraulikkvæske, MEG) til Marulk fra Norneskipet, er med i summeringen. Brannskum er ikke omfattet av utslippsrammene, og tas derfor ikke med i disse oppsummeringene. Kjemikalieforbruk knyttet til eventuell bore-/brønnaktivitet på Marulk rapporteres av Eni som er operatør. Svart stoff Forbruk og utslipp av svart stoff på Norneskipet og forbruk av svart stoff på Urd fremkommer i tabellen 1.4.b under. Det er det registrert et forbruk av 2,75 kg svart stoff fra diesel (Statoil Marine Gassolje) til brønnbehandlinger (syrebehandlinger) og brønnoperasjoner i 2015. Dieselen følger oljefasen i prosessen og går til eksport. 2,71 kg svart stoff i diesel er benyttet på Norne hovedfelt og 0,04 kg på Urd. Det gitt en utvidet midlertidig tillatelse til bruk og utslipp av smørefett på turret; Uniway LI61, i forbindelse med pågående reparasjonsarbeid på turret lagerbukker. Dette produktet har ikke HOCNF, men antas å i sin helhet være i svart miljøkategori. Det har vært et forbruk av 4690 kg av greasen, og estimert et utslipp av 797, 3 kg, hvorav ca 90% suges opp med jevne mellomrom. Det er ikke benyttet oljesporstoff på Norne hovedfelt eller satellittfelter i 2015. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2017-01-03 Side 12 av 62
Tabell 1.4.b Svarte stoff i kjemikalier fra Norneskipet, Norne hovedfelt, Urd og Skuld Handelsprodukt Ramme forbruk/utslipp pr år Reelt forbruk/utslipp i 2015 (kg) (kg) Statoil Marine Gassolje (diesel) 40 2,75 Uniway LI62 (smørefett turret) 5760/980 (2015) 4690/797,3 RTGO-002 A-Z RTGO-003 A-Z RTGO-004 A-Z RTGO-005 A-Z 30* * 5 kg pr. 6 brønn fordelt på sporstoff i de fire sporstoffgruppene Rødt stoff Forbruk og utslipp av rødt stoff på Norneskipet, Norne hovedfelt og satellittene Urd og Skuld fremkommer i tabellen 1.4.c under. Det har ikke vært aktivitet på Alve i 2015. Rammen for bruk og utslipp av rødt stoff er basert på omsøkte mengder knyttet til borekjemikalier, farget hydraulikkvæske til lekkasjesøk og vannbaserte sporstoffer til reservoarundersøkelser, med utgangspunkt i kjemikalieprognoser i søknad fra 2011. Sporstoffer brukes en gang i blant, gjerne med noen års mellomrom. Men fordi behovet kan oppstå plutselig er det ønskelig å ha forbruk og utslipp inkludert i tillatelsen. Innenfor rammen for rødt stoff fra bore- og brønnkjemikalier er det det ikke forbrukt røde kjemikalier i 2015. Rød ramme inkluderer ikke rødt stoff forbrukt i oljebasert borevæske. Anslått mengde rødt stoff i oljebasert borevæske er i tillatelse satt til 10 tonn. Det er i 2015 forbrukt 6,62 tonn rødt stoff i oljebasert borevæske på Urd. Det har ikke vært benyttet sporstoffer i 2015. Det er brukt og sluppet ut 0,77 kg rødt stoff fra subsea hydraulikkvæske innenfor rammen for rødt stoff fra produksjonskjemikalier i 2015. Denne væsken er brukt i forbindelse med lekkasjesøk på subsea innretninger. Normalt brukes en hydraulikkvæske i gul miljøfarekategori. Rød korrosjonshemmer kommer inn under egen ramme for kjemikalier i lukket system, og forbruk fremkommer i tabell 1.4.e. Tabell 1.4.c Rødt stoff i kjemikalier fra Norneskipet, Norne hovedfelt, Urd, Skuld Bruksområde Ramme forbruk (kg/år) Ramme utslipp (kg/år) Reelt forbruk 2015 (kg) Reelt utslipp 2015 (kg) Bore- og brønnkjemikalier, inkl. 800** 200* 0 0 hjelpekjemikalier Produksjonskjemikalier, inkl. hjelpekjemikalier 5 5 0,77 0,77 * sporstoff til reservoarstyring slippes ut over flere år, men registreres som utslipp det året de injiseres. ** Ramme uten røde kjemikalier i oljebasert borevæske. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2017-01-03 Side 13 av 62
Gult stoff Utslipp av gult stoff på Norne hovedfelt og satellittene Urd og Skuld fremkommer i tabellen 1.4.d under. Innenfor bruksområdet Bore- og brønnkjemikalier inklusive hjelpekjemikalier, er det sluppet ut totalt 139 tonn stoffer i gul kategori fra aktivitet på feltene Norne, Urd og Skuld. Dette utslippet av gult kan fordeles med 120,5 tonn fra Norne hovedfelt, 0,3 tonn fra Skuld og 18,5 tonn fra Urd. Mesteparten av gult stoff kommer fra brønnoperasjoner (brønnbehandlinger) (135,8 tonn), der de fleste er utført på Norne hovedfelt. Innenfor bruksområdet produksjonskjemikalier inklusive hjelpekjemikalier, er det sluppet ut 352,5 tonn gult stoff fra Norneskipet. Økning fra forrige år skyldes i hovedsak økt forbruk av H2S fjerner, pga økt H2S fra brønnstrømmen. Utslippene er godt innenfor anslått mengde gult stoff. Tabell 1.4.d Gult stoff i kjemikalier fra Norneskipet, Norne hovedfelt, Urd og Skuld Bruksområde Bore- og brønnkjemikalier, inkl. hjelpekjemikalier Produksjonskjemikalier, inkl. hjelpekjemikalier Anslått mengde utslipp Reelt utslipp (tonn) i 2015 (tonn/år) 150 139 551 336,2 Rørledningskjemikalier 2 0 Kjemikalier I lukket system Forbruk av kjemikalier i lukket system over 3000 kg pr år, fremkommer i tabell 1.4.e under. Omsøkte kjemikalier I lukket system er i hovedsak hydraulikkoljer i bruk på Norneskipet og rigger på Norne og satellittfeltene. I tillegg omfatter rammen en korrosjons-hemmer som er i bruk i kjølemediumsystemet på Norneskipet, og som kan komme opp i et forbruk på over 3000 kg pr år. I 2015 har det vært brukt 12499 kg av hydraulikkoljen HydraWay HWXA 46 (svart miljøkategori) og 3559 kg av korrosjonshemmeren EC1188A (rød miljøkategori). På Urd er hydraulikkoljene HydraWay HWXA 32 (960 kg), Hydraway HVXA 46 (5163 kg) og kompensatorvæsken Compenol (108,5 kg) omfattet av kravet om HOCNF for kjemikalier i lukkede systemer. Disse kjemikaliene er brukt på Deepsea Bergen på Urd-feltet. Alle tre kjemikaliene er i svart miljøkategori. Tabell 1.4.e Forbruk av kjemikalier i lukkede systemer på rigger på Norne hovedfelt, Urd og Skuld Totalt forbruk av kjemikalier I lukkede system Tillatt forbruk i (kg/år) inkl. «first fill» Rapporteringspliktig forbruk i kg 2015 Norneskipet svart kategori 25 670 12499 Norneskipet - rød kategori 17 000 3559 Mobile rigger svart kategori 29 720 6231 Mobile rigger rød kategori 119 090 0 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2017-01-03 Side 14 av 62
Oljebasert borevæske Det er gitt tillatelse til å benytte oljebasert borevæske i nødvendig omfang, med en estimert forbruksramme på anslagsvis 10 tonn rødt, 585 tonn gult og 7531 tonn PLONOR. I 2015 har det vært forbrukt 153 tonn grønt stoff, 137 tonn gult stoff og 6,62 tonn rødt stoff gjennom oljebasert borevæske ved boring på Urd. Kjemikalier i oljebasert borevæske går ikke til utslipp. 1.4.3 Avvik fra tillatelser Avvik i forhold til utslippstillatelser, krav etc som er registrert i løpet av 2015 er gitt i tabell 1.5. Forholdene følges opp i internt avvikssystem, Synergi. Tabell 1.5 Avvik fra gjeldende utslippstillatelser og krav for Norne hovedfelt med satellitter i 2015 Innretning Type overskridelse Statoil Norne har ikke oppfylt meldingsplikten i forbindelse med utilsiktet utslipp av hydraulikkolje til sjø i turret ringrom Avvik Kommentar Norneskipet Avvik fra Styringsforskriftens 29 om «varsling og melding til tilsynsmyndighetene av fare- og ulykkessituasjoner» Statoil Norne vurderte at ringrommet mellom turret og skipet kunne betraktes som et lukket system, siden det var et klart avgrenset område og 14 meter kolonne sjøvann ned til åpne masser, at utslippet ikke ville ha effekt på marine organismer og at hydraulikkoljen ville bli sugd opp etter kort tid. Miljødirektoratet var under tilsyn høsten 2015 uenig i vurderingen, og avvik på manglende melding til Ptil ble gitt. 1.5 Nullutslippsarbeidet på Norneskipet 1.5.1 Produsertvann handtering Produsertvannet på Norne går i sin helhet til sjø, med unntak av små volum som reinjiseres ved spesielle situasjoner som f.eks oppstart av nye brønner. Fokus på rensing av produsertvannet er derfor sterkt i Norne-organisasjonen. Produsertvanns reinjeksjon (PWRI) var den opprinnelig planlagte løsningen for handtering av produsertvann på Norne, men på grunn av dårlig trykkstøtte mellom nedre og øvre formasjoner måtte vanninjeksjonen flyttes fra nedre til øvre sone i reservoaret. Dette ga kort avstand mellom injektor og oljeprodusent, og PWRI i denne sonen sammen med naturlig høyt innhold av organiske syrer i formasjonsvannet på Norne, medførte en kraftig forverring i forhold til forsuring. PWRI ble dermed uaktuelt som dreneringsløsning for Norne. Forsuring av reservoarene på Norne er et stadig økende problem, og de siste to årene har Norne benyttet kjemikalie for H2S fjerning for å oppnå tilfredsstillende H2S nivå i eksportgassen. Fagmiljøet i Statoil har ved to anledninger (2002, 2010) gjennomført studier for på nytt å vurdere muligheten for PWRI, men begge studiene konkluderer med at reinjeksjon av produsertvannet vil gi en betydelig tilleggsøkning i forsuringen av reservoar. Det foreligger derfor ingen planer om å øke reinjeksjonen av produsertvann på Norne. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2017-01-03 Side 15 av 62
1.5.2 EIF For en samlet forståelse av miljøskadelige utslipp fra produsert vann som inkluderer både utslipp av dispergert olje, løste organiske komponenter og tungmetaller samt tilsatte kjemikalier, foretas beregning av Environmental Impact Factor (EIF) for Norneskipet. EIF er en miljøindeks som kvantifiserer risikoen for miljøskade ved utslipp av produsert vann. EIFverdien beregnes ut fra sammensetning og mengde produsert vann som slippes ut. I tillegg til et kvantitativt tall på miljørisikoen får man en oversikt over hvilke og i hvilken grad komponenter bidrar til miljørisikoen, og som indikerer hvor man bør sette inn tiltak. OSPAR utarbeidet nye retningslinjer gjeldende fra og med 2014 med en omforent liste over grenseverdier for giftighet (PNEC-verdier), og hvor det skal benyttes tidsintegrert EIF (i stedet for maksimum-verdi) samt fjernet vekting av enkeltkomponenter. Resultater fra 2014 viste at overgangen til nye PNEC-verdier ikke gav store utslag for det enkelte felt når vekting tas bort. Heller ikke forskjellen mellom vektet og ikke vektet EIF var særlig stor. Miljødirektoratet ser at tidsintegrert EIF gir et mer realistisk bilde av risikoen og det er denne endringen som utgjør den største forskjellen mellom ny og gammel metode. Det er denne metoden som benyttes videre. For å følge historisk utvikling og trender rapporteres også maksimum EIF. Tabell 1.6 viser en historisk oversikt over EIF-verdier på Norne. Tabell 1.6 EIF på utslippsvann på Norneskipet 2002* 2007* 2008* 2010* 2011* 2012* 2013 2014 EIF, maksimum 28 110 142 160 175 150 144 NA EIF, tidsintegrert 77 105 * I årene før 2014 er det angitt maks EIF beregnet iht. gammel metode (med gamle PNEC-verdier og med vekting). EIF som oppgis i årsrapporteringen er basert på rapporterte utslipp til sjø i året før rapporteringsåret; her altså på 2014 utslippstall. EIF beregnet for 2015 utslippstall vil ikke være klar før sommeren 2016. Nornes EIF har økt fra 77 i 2013 til 105 i 2014. Økning utslipp av produsertvann med 44% er hovedårsaken til økningen i EIF. Hovedbidraget til EIF kommer fra naturlige komponenter i produsertvannet, hvor bidraget fra fenoler og BTEX er størst. Av kjemikalier er det bare H2S fjerner som bidrar nevneverdig til EIF, med ca 5% i 2014. H2S fjerner ble tatt i bruk de siste dagene av 2013 og bidro dermed ikke til EIF i 2013. Dispergert olje og oljerelaterte løste komponenter utgjør tilsammen ca 61% av EIF i 2014. Historisk har dispergert olje i produsert vann vært en viktig bidragsyter til EIF, men etter ny metodikk (fra og med 2013), har nye PNEC verdier økt bidraget fra naturlige komponenter og redusert bidraget fra løst olje. Kjemikaliebidraget har vært svært lite, men har økt i EIF for 2014 på grunn av at H2S fjerner er tatt i bruk. EIF har imidlertid økt mindre først forventet, noe som henger sammen med at H2S fjerneren delvis følger oljefasen. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2017-01-03 Side 16 av 62
EIF vil øke også for 2015 utslipp, pga økt vannvolum til sjø, høyere oljekonsentrasjon i produsertvannet og økt forbruk av H2S fjerner. EIF for 2015 vil bli beregnet i løpet av 2016. Norne har så langt mulig med eksisterende anlegg optimalisert og minimert forbruket av H2S fjerner, men stadig høyere H2S verdier i brønnstrømmen gjør at det likevel blir høyt forbruk av kjemikaliet. Norne skifter i februar 2016 til en mer effektiv H2S fjerner, slik at forbruket ventes å gå noe ned. Det planlegges skifte av gasseksportriser under RS2016 til en riser med høyre H2S toleranse. Dette vil bidra til lavere kjemikalieforbruk og lavere EIF for 2016-utslippene, som blir beregnet i 2017. Figur 1.4 gir en oversikt over hvilke komponenter som bidrar til EIF for Norne basert på utslipp til sjø i 2014. Figur 1.5 viser historisk utvikling av EIF for Norne. Figur 1.4 Bidrag til EIF for Norne for utslipp i 2014 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2017-01-03 Side 17 av 62
Figur 1.5. EIF historikk Norne 2002-2013 (*Ny metode fra 2013) 1.5.3 Beste praksis vannrensing I 2014 ble det utarbeidet en «Beste praksis for håndtering av produsert vann Norne». Dokumentet beskriver hvordan produsertvann-anlegget bør opereres for å sikre best mulig miljøprestasjon. Beste praksisen inneholder generelle sjekkpunkter, en utstyrsgjennomgang, og anbefalte operasjonelle tiltak for handtering av ulike produksjonssituasjoner med dårlig vannkvalitet. Dokumentet oppdateres årlig, sist i januar 2016. På grunn av at PWRI ikke er aktuelt på Norne, slippes så å si alt produsertvann til sjø. Norne-oljene er utfordrende å separere, da brønnstrømmen er kompleks og sammensatt av oljetyper som representerer hele spekteret av oljer fra lette kondensater til tunge oljer. Utfordringene med separasjon har blitt ytterligere forsterket etter oppstart produksjon av Skuld/Dompap-oljen i april 2014. Optimal drift av prosessen og vannrenseanlegget for å holde oljekonsentrasjonen i produsertvannet til sjø så lav som mulig, har derfor hatt høyt fokus i mange år på Norne, og er ytterligere styrket de siste par årene. Til tross for dette, har den utfordrende separasjons-situasjonen medført at årssnittet på konsentrasjonen av olje i produsertvann har økt de siste årene. Olje i produsertvann er daglig tema både i morgenmøte mellom hav og land og i POG møte, og det settes interne konservative mål for maks OIV snitt pr måned i Statoils målstyringssystem. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2017-01-03 Side 18 av 62
1.5.4 Teknologi- og kostnytte vurdering for håndtering av produsert vann I forbindelse med implementering av OSPARs anbefaling om risikobasert tilnærming til utslipp av produsert vann (RBA) i Norge og videre arbeid med nullutslippsmålet, varslet Miljødirektoratet i brev av 4. juli 2014, ref 2013/5126, krav om å gjennomføre feltvise teknologi- og kost/nyttevurderinger innen utgangen av 2015 for alle installasjoner med EIF større enn 10 eller oljeinnhold i vann som slippes til sjø større enn 30 mg/l. Miljødirektoratet har i etterkant sendt brev til hver enhet med krav om rapportering innen 15. mars 2016. Eksisterende anlegg på Norneskipet er vurdert opp mot tilgjengelig teknologi, ettersom EIF er større enn 10. En faggruppe sentralt, bestående av fagleder renseteknologi i tillegg til andre medarbeidere med spisskompetanse innen fagfeltet, har hatt en gjennomgang av alle anlegg som skulle gjennomføre teknologi- og kostnyttevurderinger, og sett på mulige forbedringer og tiltak i samarbeid med Norne RE (systemansvarlig, driftsingeniør, og miljøkoordinator). Det er også sett på mulighet for bruk av teknologi under utvikling, men eventuell implementering må vurderes videre når kvalifisering har kommet til et tilstrekkelig nivå. Estimat av renseeffekt til foreslått utstyr er gjort på bakgrunn av tilgjengelig informasjon og erfaring, men vil være beheftet med usikkerhet. Det er foretatt kostnyttevurderinger av identifiserte aktuelle tiltak. Det er i rapporten Teknologi- og kost/nyttevurdering av håndtering av produsertvann fra Norne-feltet 2015/2016, konkludert med at beste tilgjengelige teknologi for rensing av produsert vann Norne benyttes slik anlegget er i dag. Rensing av produsertvann pågår over tre rensetrinn; hydrosykloner, avgassingstank og Epcon CFU anlegg. Det er vurdert at det ikke er kostnytte forenelig å modifisere eksisterende anlegg utover planlagte modifikasjoner under revisjonsstans i 2016. Blant annet skal avgassingstank modifiseres for å handtere økte vannrater og online olje i vann måling skal robustgjøres. Sammen med dette, vurderes det at det kontinuerlige arbeidet med optimalisering av drift av prosessen og vannrenseanlegget for best mulig produsertvann rensing vil være viktigste bidrag for å begrense økning i eller redusere Nornes EIF. I tillegg vil bytte til mer effektiv H2S fjerner i februar 2016, samt bytte av eksportgassriser under RS2016 kunne bidra til å redusere kjemikaliebidraget til Nornes EIF. Rapporten fra arbeidet kan oversendes Miljødirektoratet i sin helhet om ønskelig. 1.6 Nullutslippsarbeid på Island Wellserver I 2012 ble det utført en tett rigg verfikasjon av Island Frontier. Funn fra verfikasjonen blir erfaringsoverført til de andre fartøyene i Island Offshore deriblandt Island Wellserver. Det jobbes kontinuerlig med å forebygge utslipp til ytre miljø av hydraulikkoljer/væsker gjennom selskapets hose mangement system. Det pågår for tiden en vurdering av installasjon av renseanlegg for drenasjevann på Island Wellserver. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2017-01-03 Side 19 av 62
1.7 Brønnstatus Tabell 1.6 gir en oversikt over brønnstatus for Norne hovedfelt og satellitter pr 31.12.2015 (snitt av status over året): Tabell 1.6 Brønnstatus Norne hovedfelt og satellitter 2015 Innretning Gassprodusent Oljeprodusent Vanninjektor Norne hovedfelt 1 0 15+3 8 Urd 2 0 5+1 3+2 Alve 3 2 0 0 Marulk 4 2 0 0 Skuld 5 0 5 2+1 Totalt Norne + satellitter 4 25+4 13+3 1 Norne hovedfelt: 15 oljeprodusenter (hvorav en bare brukt ved scalekampanjer og en normalt stengt) + 3 som krever rigg/intervensjon for å kunne produsere. 8 vanninjektorer (hvorav to normalt stengt). 2 Urd: 5 oljeprodusenter (hvorav en normalt stengt pga. prod.optimalisering) + 1 (krever intervensjon for å kunne produsere). 3 vanninjektorer + 2 som krever rigg/intervensjon for å tas i bruk. 3 Alve: 2 gassbrønner i drift. 4 Marulk: Eni-operert. 2 gassbrønner, normalt en av dem i drift 5 Skuld: 5 oljeprodusenter (hvorav 1 stengt pga. kun vannproduksjon) og 2 vanninjektor (hvorav en normalt stengt) +1 som krever rigg/intervensjon for å tas i bruk. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2017-01-03 Side 20 av 62
2 Utslipp fra boring 2.1 Bore- og brønnaktivitet Det har ikke vært boreoperasjoner på Norne hovedfelt i 2015, men Island Wellserver har utført en lett brønnintervensjon (LWI) på feltet. Vedlikeholds- og inspeksjonsfartøyet Seven Viking har i tillegg gjennomført til sammen 7 brønnbehandlinger på feltet gjennom året. Tabell 2.0 gir en oversikt over brønnbehandlinger og brønnintervensjoner som er gjennomført på Norne i 2015. Tabell 2.0 Brønnbehandlinger og intervensjoner på Norne hovedfelt Fartøy Brønn Operasjon Island Wellserver 6608/10 E-1 Y2H Brønnintervensjon Seven Viking B1-BH Brønnbehandling Seven Viking K1-H Brønnbehandling Seven Viking K-4-H Brønnbehandling Seven Viking B-4 DHT2 Brønnbehandling Seven Viking K2-H Brønnbehandling Seven Viking K4-H Brønnbehandling Seven Viking M-4-BH Brønnbehandling 2.2 Boring med vannbasert borevæske Det har ikke vært boring med vannbasert borevæske på Norne Hovedfelt i 2015. 2.3 Boring med oljebasert borevæske Det har ikke vært boring med oljebasert borevæske på Norne Hovedfelt i 2015. 2.4 Boring med syntetiske borevæsker Det har ikke vært boring med syntetiske borevæsker på Norne hovedfelt i 2015. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2017-01-03 Side 21 av 62
3 Oljeholdig vann Norneskipet måler og analyserer tre utslippsstrømmer til sjø for oljeholdig vann; Produsertvann, jettevann fra separatorer, vannutskiller og avgassingstank, samt jettevann fra spyling av sandsykloner. Drenasjevann på Norneskipet går ikke til utslipp, men til sloptank hvor det renses før injeksjon. Dersom det har vært boring på Norne hovedfelt, kan det også være utslipp til sjø av drenasjevann fra borerigger. Det har ikke vært borerigger på Norne hovedfelt i 2015. Norneskipet har ikke fortrengningsvann. Produsertvann Figur 3.1 viser en oversikt over produsertvannsystemet på Norneskipet. Vannet skilles fra oljen i en tre-trinns separasjonsprosess, og deretter er det vannrensesystemets oppgave å fjerne mest mulig av dispergert olje fra vannet slik at oljekonsentrasjonen i produsertvannet blir lavest mulig før det slippes over bord til sjø. Produsertvann rutes fra inletseparator, testeparator og vannutskiller via sandsykloner, hvor eventuell oppsamlet sand tas ut i en egen spyle/jetteprosess, til hydrosyklonene, hvor mye olje fjernes. Etter hydrosyklonene går produsertvannstrømmen inn på avgassingstank hvor ytterligere olje fjernes fra vannet. Avgassingstanken har neddykket innløp, og små oljedråper som ikke er skilt ut i hydrosyklonene vil gjennom flotasjon bli dratt til vannoverflaten ved hjelp av oppløst gass. Oljelaget på vannoverflaten dreneres til lukket avløp (lagertank for eksportolje). Fra avgassingstank går produsertvannet inn på flotasjonsceller i et Epcon tog. Dette er et system av flotasjonsceller som skal fjerne ytterligere oljedråper fra vannet, og består av Epcon I med fire tanker og Epcon II som består av 2 tanker. Vannstrømmen samles etter Epcon-toget til et felles utløp til sjø. En online olje-i-vann måler er plassert etter epcon-anlegget. Denne brukes til operasjonell kontroll av vannkvaliteten, slik at tiltak kan settes inn raskest mulig ved behov. Produsertvann reinjiseres i svært liten grad på Norne. Reinjeksjon av produsertvann skjer via testseparator, og skjer stort sett bare ved tilbakestrømming/oppstart av nye brønner. I slike tilfeller injiseres produsertvannet sammen med sjøvann, som brukes til trykkstøtte på Norne. Jettevann og sand Sandsyklonene renser produsertvannet for sand og begrenser sand videre inn i vannrenseanlegget. Sandsyklonene spyles/jettes normalt for sand en gang pr døgn, og har eget utløp til sjø. Det analyseres på olje i vann og oljevedheng på sand fra sandsyklonene. For beregning av månedlig mengde olje til sjø benyttes en jettefaktor gitt i kg olje til sjø pr spylt syklon multiplisert med antall spylinger pr måned. Jettefaktoren beregnes ved hjelp av snittverdi av åtte siste OIWanalyser multiplisert med konservativ estimert fast vannvolum til sjø pr syklonspyling. Snittverdien justeres månedlig ved å legge til resultatet fra en ny OIW-prøve, og fjerne det eldste prøveresultatet. Separatorer, vannutskiller og avgassingstank jettes regelmessig for å fjerne sand som avsettes i separasjonsprosessen. Vannet fra jettingen har ikke eget utløp, men går til sjø sammen med det øvrige produsert vannet. Dvs. at jettevann fra separatorene og coalesheren går gjennom hele vannrensesystemet (sandsykloner, hydrosykloner, avgassingstank og Epcon-anlegg) før det slippes til sjø, mens jettevannet fra avgassingstanken får med seg siste rensetrinn gjennom Epcon-anlegget. Det tas olje-i-vann analyser av utslippsvann i forbindelse med slike jetteoperasjoner. Prøvene av Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2017-01-03 Side 22 av 62
jettevannet tas på samme sted som produsert vannet ellers, og det tas ut 3 prøver i løpet av jetteperioden. Disse prøvene tas uavhengig av de prøvene som inngår i døgnprøven for produsert vann. Jettevannmengde estimeres ut fra vannrate og medgått tid for jetting. Drenasjevann Drenasjevann-systemets oppgave på Norneskipet er å drenere bort alt vann fra dekk; så som regn, sjøsprøyt, spylevann og eventuelt oljespill fra utstyr. Vannet dreneres til oppsamlingstank for separasjon av olje og vann, såkalt sloptank. Hit dreneres også prosessvaskevann og vann skilt ut i lagertank. Eventuell olje skimmes og pumpes til lagertank for eksport, mens vannet periodisk blir injisert til formasjon sammen med sjøvann. Ved vanninjeksjon, prøvetas vannet tre ganger i løpet av injiseringsperioden. Ved injeksjon av slopvann må sjøvannsinjeksjon for trykkstøtte mot Skuld og Urd stenges. Figur 3.1. Skisse av renseanlegg for oljeholdig vann på Norneskipet 3.1 Utslipp av olje og oljeholdig vann Produsert vann Total mengde produsert vann til sjø i 2015 var 9 119 882 m3. Dette er en liten økning fra 2014, da produsertvann utslippet var på 8 808 367 m3. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2017-01-03 Side 23 av 62
Årsgjennomsnitt for oljekonsentrasjon i produsert vann til sjø fra Norneskipet i 2015 var 12,99 mg/l, mot 8,8 mg/l i 2014. Økningen i oljekonsentrasjonen skyldes i hovedsak separasjonsutfordringer etter oppstart og produksjon av Dompap-olje fra Skuldfeltet. Det har ikke vært overskridelser av 30 mg/l grensen for gjennomsnittlig oljekonsentrasjon i produsert vann i noen av årets måneder, men det har vært tre hendelser med høyt innhold av olje i produsert vann til sjø, som har medført melding til Ptil. Andel reinjisert produsert vann fra Norneskipet er ytterligere redusert i 2015 i forhold til i 2014, og utgjorde bare 0,07% av total produsert vannmengde. Tabell 3.1.a viser utslipp av oljeholdig vann fra Norneskipet i 2015. I kolonnen «Totalt vannvolum» fremkommer produsertvann fra Norne hovedfelt, mens produsertvann fra Alve, Urd, Skuld og Marulk fremkommer som «Importert vann». «Vann til sjø» fremkommer av totalt vannvolum, minus injisert vannvolum pluss importert vannvolum. Midlere oljeinnhold i produsert vann samt mengde olje til sjø fra produsert vann fremkommer også. Tabell 3.1.a: Utslipp av 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 7 933 404 12,99 118,49 6 533 9 119 882 1 193 011 Fortrengning Drenasje 40 241 40 241 Annet Sum 7 973 645 12,99 118,49 46 774 9 119 882 1 193 011 Figur 3.2. viser historisk oversikt over gjennomsnittlig oljekonsentrasjon (mg/l), oljeutslipp (tonn) og utslipp av produsert vann volum (1000 m3) i perioden 2000-2015. Figur 3.2 Historiske tall for produsert og injisert vann, konsentrasjon av olje i utslippsvann, samt mengde olje til sjø fra Norneskipet 2000-2015. Injiserte vannvolum er tatt med fra og med 2009. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2017-01-03 Side 24 av 62
Jettevann og sand Jettevann fra separatorer, vannutskiller og avgassingstank følger vannrenseanlegget sammen med det ordinære produsertvannet til sjø. Alle analyser av oljevedheng på sand har vært innenfor kravet om maksimalt 10 g olje pr kg tørr sand i 2015. Tabell 3.1. b. viser utslipp av olje til sjø fra jetteprosesser på Norne i 2015. Tabell 3.1.b: Utslipp av olje fra jetting Olje på sand, tørr masse [g/kg] Olje til sjø [tonn] 5,89 4,32 Drenasjevann Alt drenasjevann på Norneskipet injiseres via testseparator sammen med sjøvann for trykkstøtte. Det har ikke vært utslipp av drenasjevann fra mobile rigger på Norne hovedfelt i 2015. Tabell 3.1.c viser total mengde olje til sjø fra ulike utslippsstrømmer. For Norne gjelder dette produsertvann og jettevann. Tabell 3.1.c: Utslipp av olje Kilde Olje til sjø [tonn] Produsert 118,49 Fortrengning Drenasje Annet Jetting 4,32 Sum 122,81 Usikkerhet i olje i vann analysene Prøvetaking på Norne utføres i henhold til Norsk olje og gass 085 Anbefalte retningslinjer for prøvetaking og analyse av produsert vann. Skriftlige prosedyrer tilfredsstiller krav og etterleves. Usikkerhet knyttet til prøvetaking gitt at prosedyre og standard følges er vurdert å være neglisjerbar, ref rapport utarbeidet av CMR-12-F14015-RA-1 med usikkerhetsanalyser knyttet til utslipp til sjø. Usikkerhet knyttet til vannmengdemåling vurderes å være ca 3 % for Norne. Det gjøres daglig manuelle analyser av gjennomsnittlig oljeinnhold i produsert vann (3 prøver fordelt over døgnet). I tillegg tas det ekstra spotprøver ved ustabile separasjonsforhold og dårlig vannkvalitet. Det analyseres også for oljeinnhold i vann under jetting av vannrenseanlegget eller separatorer. Oljeinnhold i produsert vann og jettevann analyseres med Infracal. Infracal analyseresultater korreleres mot standard metode: OSPAR-2005-15 (modifisert utgave av ISO-9377-2) som måler oljeindeks C7-C40. Prinsippene for korrelering av infracal mot standardmetoden baserer seg på OSPAR ref.nr. 2006-6 ( Oil in produced water analysis guideline on criteria for alternative method acceptance and general guidelines on sample taking and handling»). Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2017-01-03 Side 25 av 62
For dispergert olje er det usikkerhet knyttet til analysemetoden som dominerer i den totale usikkerhetsheten. Usikkerhet knyttet til olje i vann analyse med infracal er + 30 % ved måleverdier over 5 mg/l og + 50 % for måleverdier under 5 mg/l. Deteksjonsgrensen er 2 mg/l. I 2015 har Ca 25% av OIV døgnverdiene vært under 5 mg/l og 75% av OIV døgnverdiene over 5 mg/l. Usikkerhet for OIV analyser i 2015 vurderes derfor å være ca 35 %. Olje i vann analyserutinene på Norneskipet blir kontrollert en gang pr. år, ved at Statoil MFO labstøtte kommer ut på Norne for å verifisere analyserutinene. Parallellprøver sendes til akkreditert laboratorium som før. Måleusikkerheten i metoden er satt som akseptkriteria for sammenlikningen av parallellprøver. Dette skal beregnes og kommenteres i hver rapport. I tillegg skal et tredjeparts landtilsyn fra et akkreditert laboratorium verifisere/kontrollere kvalitetssystemet for olje i vann analysen. Rapporten fra olje i vann verifikasjonen skal også vurderes av tredjepart. Statoil MFO labstøtte gjennomførte audit på olje i vann analysen i juli 2015 og konkluderer at prøvetaking og analyse fungerer tilfredsstillende på Norne. 3.2 Utslipp av organiske forbindelser og tungmetaller Prøver for analyse med hensyn på aromater, fenoler, organiske syrer og metaller ble tatt ut to ganger fra hvert prøvepunkt som var i drift i 2015 etter avtale med Miljødirektoratet. Gjennomsnittlig konsentrasjon er brukt for beregning av årlig utslipp, og der konsentrasjon ligger under deteksjonsnivå benyttes halve konsentrasjonen av deteksjonsgrensen. Tabell 3.2.a oppgir oversikt over metoder og laboratorier benyttet for miljøanalyser i 2015. Tabell 3.2.a Oversikt over metoder og laboratorier benyttet for miljøanalyser 2015 Oversikt over metoder og laboratorier benyttet for miljøanalyser 2015 Komponent: Akkreditert Komponent / tekninkk: Metode Laboratorie Fenoler/alkylfenoler i Intern Fenoler /alkylfenoler (C1-C9) Ja vann, GC/MS metode Sintef - MoLab AS PAH/NPD i vann, Intern PAH/NPD Ja GC/MS metode Sintef - MoLab AS Mod. NS- EN ISO 9377-2 / Olje i vann, (C7-C40), OSPAR Olje i vann Ja GC/FID 2005-15 Sintef - MoLab AS BTEX i avløps- og ISO 11423- BTEX Ja sjøvann, HS/GC/MS 1 Sintef - MoLab AS Organiske syrer i avløps- og sjøvann, Intern Organiske syrer (C1-C6)* Ja** HS/GC/MS metode Sintef - MoLab AS Kvikksølv i vann, EPA Kvikksølv Ja atomfluorescens (AFS) 200.7/200.8 Sintef - MoLab AS Elementer i vann, EPA Elementer Ja ICP/MS, ICP-OES 200.7/200.8 Sintef - MoLab AS *Naftensyre skal analyseres og rapporteres for de felt hvor heksansyre ligger over kvantifiseringsgrensen. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2017-01-03 Side 26 av 62
**Akkreditert for samtlige analyse unntatt pentansyre og heksansyre. Miljødirektoratet har gitt Statoil UPN tillatelse til å benytte samme laboratorium for analyse av heksansyre og pentansyre i 2016, ref mail av 18. desember 2015, samtidig som laboratoriet jobber med å få analysene akkreditert. Det lave antall prøver kan bidra til usikkerhet i forhold til rapporterte utslipp. Hvor stor denne usikkerheten er, vil avhenge av hvilken metode som benyttes for beregning. Usikkerhet knyttet til antall vil være høyere jo lavere konsentrasjonen er. I tillegg kommer usikkerhet knyttet til selve analysene som vil variere fra 30 til 50 %. Fordelingen av komponenter er relativt konstant fra år til år, men vil kunne variere noe avhengig av brønnsammensetning på tidspunktet for prøvetaking til miljøanalysene. Mengden løste komponenter i analysert produsertvann følger i stor grad av mengden dispergert olje. Mengden løst olje på prøvetidspunktet er lavere i 2015 enn i 2014 (ref tabell 10.3.c) og mengden av løste komponenter er derfor også lavere, med unntak for fenolene, som det er høyere utslipp av enn i 2014. Tabell 3.2. viser utslipp av tungmetaller i produsert vann fra Norne i 2015. I figur 3.3 vises prosentvis fordeling av tungmetaller (med unntak for jern og barium) i produsert vann. Fordelingen mellom metaller er i stor grad tilsvarende som for 2014, med unntak av andelen kobber som er betydelig redusert. Endringer i utslipp av metaller kan i hovedsak forklares med at det er naturlige variasjoner i forhold til brønnsammensetning på prøvetakingstidspunktet. Figur 3.4 viser historisk oversikt (fra 2007) over utslipp til sjø av metaller unntatt jern og barium i produsertvann. Tabell 3.2: Utslipp av tungmetaller med produsertvann Forbindelse Konsentrasjon [g/m3] Utslipp [kg] Arsen 0,00 0,79 Barium 6,55 59 735,23 Jern 9,45 86 182,89 Bly 0,00 0,35 Kadmium 0,00 0,07 Kobber 0,00 0,46 Krom 0,00 3,36 Kvikksølv 0,00 0,69 Nikkel 0,00 15,05 Zink 0,00 13,47 Sum 16,00 145 952,34 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2017-01-03 Side 27 av 62
Figur 3.3 Prosentvis fordeling av tungmetaller (eks. Fe og Ba) i produsert vann 2015 Figur 3.4 Historisk oversikt utslipp av tungmetaller (eks. Fe og Ba) Norne 2007-2015 Tabell 3.3.a - 3.3.d gir en oversikt over utslipp av BETEX-forbindelser, PAH-forbindelser, fenoler og organiske syrer i produsertvann fra Norneskipet 2015. Figur 3.5 viser historisk oversikt (fra 2007) over utslipp til sjø av BETEX og PAH med produsertvann, mens figur 3.6 viser tilsvarende for fenoler og alkylfenoler. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2017-01-03 Side 28 av 62
Tabell 3.3.a: Utslipp av BTEX-forbindelser i produsertvann Forbindelse Konsentrasjon [g/m3] Utslipp [kg] Benzen 9,42 85 878,89 Toluen 11,30 103 054,67 Etylbenzen 0,50 4 575,14 Xylen 3,92 35 719,54 Sum 25,14 229 228,24 Tabell 3.3.b: Utslipp av PAH-forbindelser i produsertvann Forbindelse Konsentrasjon [g/m3] Utslipp [kg] NPD [kg] EPA-PAH 14 [kg] EPA-PAH 16 [kg] Naftalen 0,49 4 423,14 JA JA C1-naftalen 0,10 881,59 JA C2-naftalen 0,04 358,72 JA C3-naftalen 0,02 162,64 JA Fenantren 0,01 135,28 JA JA C1-Fenantren 0,01 106,09 JA C2-Fenantren 0,01 120,08 JA C3-Fenantren 0,01 46,51 JA Dibenzotiofen 0,00 26,14 JA C1-dibenzotiofen 0,00 34,20 JA C2-dibenzotiofen 0,01 52,59 JA C3-dibenzotiofen 0,00 39,98 JA Acenaftylen 0,00 5,96 JA JA Acenaften 0,00 13,07 JA JA Antrasen 0,00 2,60 JA JA Fluoren 0,01 103,36 JA JA Fluoranten 0,00 1,57 JA JA Pyren 0,00 1,54 JA JA Krysen 0,00 3,09 JA JA Benzo(a)antrasen 0,00 0,40 JA JA Benzo(a)pyren 0,00 0,05 JA JA Benzo(g,h,i)perylen 0,00 0,21 JA JA Benzo(b)fluoranten 0,00 0,41 JA JA Benzo(k)fluoranten 0,00 0,05 JA JA Indeno(1,2,3-c,d)pyren 0,00 0,05 JA JA Dibenz(a,h)antrasen 0,00 0,05 JA JA Sum 0,71 6 519,33 6 386,96 132,38 4 690,80 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2017-01-03 Side 29 av 62
Figur 3.5 Historisk oversikt over utslipp av BTEX og PAH Norne 2007-2015 Tabell 3.3.c: Utslipp av fenoler i produsertvann Forbindelse Konsentrasjon [g/m3] Utslipp [kg] Fenol 1,93 17 631,77 C1-Alkylfenoler 3,50 31 919,59 C2-Alkylfenoler 1,35 12 311,84 C3-Alkylfenoler 0,66 6 034,32 C4-Alkylfenoler 0,13 1 185,58 C5-Alkylfenoler 0,03 255,36 C6-Alkylfenoler 0,00 3,24 C7-Alkylfenoler 0,00 4,74 C8-Alkylfenoler 0,00 0,23 C9-Alkylfenoler 0,00 1,17 Sum 7,60 69 347,84 Tabell 3.3.d: Utslipp av organiske syrer i produsertvann Forbindelse Konsentrasjon [g/m3] Utslipp [kg] Maursyre 2,13 19 455,75 Eddiksyre 248,33 2 264 770,71 Propionsyre 23,00 209 757,29 Butansyre 2,90 26 447,66 Pentansyre 1,00 9 119,88 Naftensyrer Sum 277,37 2 529 551,29 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2017-01-03 Side 30 av 62
Figur 3.6 Historisk oversikt over utslipp av fenoler Norne 2007-2015 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2017-01-03 Side 31 av 62