Årsrapport til Statens forurensingstilsyn 2005 Snorre A og Snorre B M-TO SN

forurensingstilsyn 2005 Snorre A

Open Dato Rev. nr.

Open Dato Rev. nr. Innhold 1 Status... 6 1.1 Generelt... 6 1.2 stillatelser 2005... 8 1.3 Overskridelser av utslippstillatelsen... 8 1.4 Status forbruk... 9 1.5 Status nullutslippsarbeidet... 11 1.6 Kjemikalier som skal prioriteres for utfasing... 13 2 fra boring... 17 2.1 Boring med vannbasert borevæske... 17 2.2 Boring med oljebasert borevæske... 18 2.3 Boring med syntetisk borevæske... 19 2.4 Borekaks importert fra felt... 19 2.5 Boreaktiviteter... 19 3 av oljeholdig vann... 20 3.1 av olje med produsert vann... 20 3.1.1 skilder og renseanlegg... 20 3.1.1.1 Snorre A (inkl. vann fra Vigdis)... 20 3.1.1.2 Snorre B... 20 3.1.2 av olje med vann... 22 3.1.3 Analyse og prøvetaking av oljeholdig vann... 24 3.1.3.1 Snorre A... 24 3.1.3.2 Snorre B... 25 3.2 av tungmetaller/organiske forbindelser samt radioaktivitet med produsert vann... 25 4 Bruk og utslipp av kjemikalier... 31 4.1 Samlet forbruk og utslipp... 32 4.2 Borekjemikalier... 33 4.3 Produksjonskjemikalier... 34 4.4 Injeksjonskjemikalier... 35 4.5 Rørledningskjemikalier... 37 4.6 Gassbehandlingskjemikalier... 37 4.7 Hjelpekjemikalier... 39 4.8 Kjemikalier som tilsettes eksportstrømmen... 40 4.9 Kjemikalier fra andre produksjonssteder... 40 4.10 Vannsporstoffer... 40 5 Evaluering av kjemikalier... 41 5.1 Samlet forbruk og utslipp... 41 5.2 Borekjemikalier... 43 5.3 Produksjonskjemikalier... 44 5.4 Injeksjonskjemikalier... 44 5.5 Rørledningskjemikalier... 44

Open Dato Rev. nr. 5.6 Gassbehandlingskjemikalier... 45 5.7 Hjelpekjemikalier... 45 5.8 Kjemikalier som tilsettes eksportstrømmen... 46 5.9 Kjemikalier fra andre produksjonssteder... 46 5.10 Vannsporstoffer... 46 6 Rapportering til OSPAR... 47 6.1 Kjemikalier som inneholder miljøfarlige forbindelser... 47 6.2 Miljøfarlige forbindelser som tilsetninger i produkter... 47 7 til luft... 49 7.1 Forbrenningsprosesser... 49 7.2 fra feltet... 51 7.3 ved lagring/lasting av råolje... 52 7.4 Diffuse utslipp og kaldventilering... 52 7.5 Bruk av gassporstoffer... 52 8 Akutte utslipp... 53 8.1 Akutte utslipp av oljer... 53 8.2 Akutte utslipp av kjemikalier og borevæsker... 54 8.3 Akutte utslipp til luft... 57 9 Avfall... 59 9.1 Farlig avfall... 59 9.2 Ordinært avfall... 61 10 Vedlegg... 63

5 av 82 Innledning Rapporten dekker utslipp til sjø og luft, samt håndtering av avfall fra Snorre i år 2005, og er bygd opp i henhold til SFTs retningslinjer for årsrapportering fra Petroleumsvirksomheten (Opplysningsforskriften). fra Vigdis som skjer fra Snorre er også inkludert i rapporten. Rapporten inkluderer også utslipp fra Stena Don som opererte på Snorre UPA, i perioden fra januar til og med mai i 2005. Det vil som for 2003 og 2004 lages egen årsrapport til Statens forurensningstilsyn for Vigdis, ref dok. nr. M-TO SN 06 0014, som dekker utslipp i forbindelse med boreaktiviteter på feltet, samt utslipp av hydraulikkvæske. Denne tilsettes fra Snorre A-plattformen, men går til utslipp på bunnramme ved operasjon av ventiler. Alle utslipp knyttet til prosessering av olje og gass fra Vigdis som finner sted på Snorre A, inngår i rapporten for Snorre. Rapporten er utarbeidet av Tampens HMS-enhet i Undersøkelse og produksjon Norge (UPN TO HMS). Kontaktperson hos operatørselskapet er Anne Aasland Bøyum, tlf 90 24 21 11, e-postadresse anab@statoil.com.

6 av 82 1 Status 1.1 Generelt Tampen-området, som ligger om lag 150 kilometer vest for Florø, er fra naturens side en av de rikeste olje- og gassprovinsene på norsk sokkel. I tillegg til Snorrefeltet hører også Gullfaks-, Statfjord- og Visundfeltene til Tampen. Selv om Tampen er et viktig produksjonsområde, byr feltene på store utfordringer. Snorrefeltet ble funnet av Saga Petroleum i 1979. Saga bygde ut feltet og drev det fram til Norsk Hydro overtok i år 2000. Statoil overtok operatørskapet for Snorrefeltet fra 1. januar 2003. Feltene Tordis, Vigdis og Borg i PL089 hører inn under Snorre organisasjonsmessig i tillegg til Snorre A og Snorre B (Figur 1-1). Det er produsert olje og gass fra Snorrefeltet siden august 1992. Reservoaret er krevende og sammensatt. Sandsteinslagene, som ligger på 2.300 2.700 meters dyp, har oljebelter med varierende utvinningsgrad. Feltet ble først bygget ut med stålplattformen Snorre A. Denne integrerte bore-, produksjons- og boligplattformen er forankret til havbunnen med strekkstag. Et undervanns produksjonssystem er plassert på havbunnen rundt seks kilometer nordøst for plattformen (Snorre UPA). Vanndypet i området er 300-350 meter. Gass og sjøvann injiseres fra Snorre A for å opprettholde trykket i reservoaret. Stabilisert olje og gass fra Snorre A transporteres i rørledning til Statfjord A-plattformen for endelig prosessering. Oljen føres om bord i tankskip, mens gassen sendes videre til kontinentet via rørsystemet Statpipe. I juni 2001 ble Snorre B-plattformen satt i produksjon. Den halvt nedsenkbare bore-, produksjons- og boligplattformen ligger rundt sju kilometer nord for A-plattformen. Olje fra Snorre B sendes gjennom en 45 kilometer lang rørledning til Statfjord B for lagring og utskiping. En del av gassen injiseres i reservoaret, resten transporteres i rørledning via Snorre A til Statpipe-systemet. Miljø stod i sentrum under planleggingen av Snorre B, og innretningen reinjiserer både produsertvann og borekaks.

7 av 82 Figur 1-1 Innretninger i Tampenområde grenseflater mot andre felt Nøkkeldata Snorre A Beliggenhet Snorre B: Blokk 34/4 Snorre A: Blokk 34/7 Rettighetshavere Petoro 30 % Norsk Hydro 17,65 % Statoil 15,58 % (operatør) Esso 11,16 % Idemitsu Petroleum 9,60 % RWE-DEA Norge 8,88 % TotalFinaElf 5,95 % Amerada Hess 1,18 % Produksjonsstart Snorre A: 1992 Snorre B: 2001

8 av 82 Tabell 1-1 Sentrale utslippstall for Snorre stype 2001 2002 2003 2004 2005 Oljeholdig vann til sjø 8 462 000 m 3 7 956 285 m 3 8 883 760 m 3 7 370 157 m 3 5 881 870 m 3 Olje fra oljeholdig vann til sjø 337 tonn 230 tonn 316 tonn 228 tonn 153 tonn CO 2 (inkl rigger) 486 700 tonn 588 275 tonn 555 131 tonn 531 874 tonn 533 732 tonn Akutte utslipp av olje, mengde 3,4 m 3 66,9 m 3 * 1,9 m 3 0,1 m 3 0,1 m 3 * Akutte utslipp av olje i 2002 er endret fra 38.9 m 3 som rapportert i årsrapport for 2002 til 66,9 m 3 i denne rapporten. Iht granskingsrapport ble et utslipp fra Snorre A funnet å være 58 m 3 i stedet for 30 m 3 som tidligere rapportert. Snorre A hadde siste vedlikeholdsstans fra 20. august til 4. september 2004, og skal ha ny revisjonsstans april/mai 2006. Det skal også være en stor stans i 2007 for bygging av ny boligmodul samt nytt kontrollrom. ISO-revisjon samt intern ytre miljøverifikasjon vil bli utført i 2006. Snorre B var nedstengt ifm en revisjonsstans i juni 2005, og planlegger en ny revisjonsstans i 2007. Det ble utført ISO-revisjon av DNV på plattformen i 2005. ytre miljøverifikasjon vil bli utført i 2006. 1.2 stillatelser 2005 Snorre mottok utslippstillatelse 23. desember 2002 basert på de nye forskriftene (jf brev fra SFT av 27. desember 2001), og som godkjent fra SFT overtok Statoil denne tillatelsen ved operatørovertakelsen. Snorre skal utarbeide en ny søknad våren 2006. Type tillatelse Tabell 1-2 stillatelse - tillegg for 2005 Søknad om unntak for bruk av oljebasert borevæske fra og med 16 seksjon ved boring på Snorre-feltet Dato Varighet gitt 27.06.03 Inntil ny tillatelse 1.3 Overskridelser av utslippstillatelsen Tabell 1-3 viser en oversikt over overskridelser av utslippstillatelsen for Snorre A og B for 2005. Nedstengningen og oppstartsarbeidet etter gasslekkasjen på Snorre A innebar varierende prosessforhold, opp og ned kjøring av brønner samt en del tripping av prosessen. Dette resulterte mellom annet i dårlige olje i vann tall spesielt i januar og februar 2005 hvor Snorre A gikk over utslippstillatelse, se Tabell 1-3. Vannmengdene fra Snorre A var små disse månedene så totalt fra Snorre ble konsentrasjonen lavere, ref Figur 3-6 Oljekonsentrasjon i produsertvann fra Snorre i 2005.

9 av 82 Tabell 1-3 Overskridelse av utslippstillatelsen stillatelsens ramme/myndighetskrav Innholdet av olje i vann skal ikke overstige 40 mg olje per liter vann som veid gjennomsnitt for en kalendermåned. Bruk av kjemikalie uten utslippstillatelse fra SFT Avvik Produsertvann I januar og februar ble snitt olje i vann fra Snorre A plattformen lik 43,6 mg/l og 40,52. Jet Lube Kopr Kote 25 kg ble brukt i september 2005. Eventuelt Produksjonen fra Snorre A var stengt i des. 2004 og delvis i jan. (og feb.) 2005 pga gasslekkasjen nov 2004. Årsaken til høye OIV-tall jan. og feb. er en kombinasjon av varierende prosessforhold, opp og ned kjøring av brønner, samt tripping av prosessen. Mengder produsertvann til sjø i januar var minimale og februar med ca halve mengden vann ift en gj.snitt mnd i 2004. Avviksbehandlet internt i MiS (Målstyringssystemet i Statoil) Jet Lube Kopr Kote, er et svart gjengefett og ble faset ut på Snorre A i 2003. Kjemikaliet ble brukt ved en misforståelse, og skulle ha vært stoppet iht gjeldene kjemikaliestyringssystem (ble sendt via Visund som transfer). Tiltak er igangsatt for å hindre gjentakelse av tilsvarende hendelse, ref RUH 353957. 1.4 Status forbruk Tabell 1-4 og Tabell 1-5 oppsummerer forbruk- og produksjonsstatus for feltet for rapporteringsåret. Forbruks- og produksjonsdata er gitt av Oljedirektoratet og omfatter ikke diesel brukt på flyttbare innretninger (dvs ikke avgiftspliktig diesel). Avvik mellom dieselmengder i kap 1 og 7 kan således forekomme. Netto produksjon er leveranser av tørrgass, kondensat og NGL etter prosessering i landanlegg og representerer en ny standard i forhold til årsrapporter før 2003 hvor produksjonsvolum fra feltet ble angitt (dvs rikgass). Figur 1-2 viser historiske data for produksjon av olje fra oppstart i 1992, samt prognoser ut feltets levetid. Prognosene er hentet fra innrapportering til revidert nasjonalprodukt for 2006. Tabell 1-4 Status forbruk Måned Injisert gass (m3) Injisert sjøvann (m3) Brutto faklet gass (m3) Brutto brenngass (m3) Diesel (l) Januar 70 248 055 709 612 4 249 162 5 778 843 270 000 Februar 73 856 116 798 991 2 353 474 7 674 313 270 000 Mars 110 414 984 691 990 2 093 575 10 791 667 270 000 April 102 618 770 792 914 706 893 11 266 440 270 000 Mai 112 665 122 1 159 774 3 212 138 12 065 603 270 000 Juni 63 614 088 826 661 1 837 267 10 927 197 270 000 Juli 88 227 739 1 015 484 2 263 843 12 608 225 270 000 August 107 016 160 1 008 212 752 787 13 007 406 270 000 September 105 628 065 1 081 026 1 503 810 12 332 690 270 000 Oktober 89 290 136 1 211 401 1 474 852 11 788 050 270 000 November 107 945 231 1 240 922 2 151 977 12 769 141 270 000 Desember 135 365 442 1 269 560 984 105 13 426 822 270 000 1 166 889 908 11 806 547 23 583 883 134 436 397 3 240 000

10 av 82 Tabell 1-5 Status produksjon Måned Brutto olje (m3) Netto olje (m3) Brutto kondensat (m3) Netto kondensat (m3) Brutto gass (m3) Netto gass (m3) Vann (m3) Netto NGL (m3) Januar 403 708 403 708 0 0 80 908 304 4 908 000 281 114 7 965 Februar 620 870 620 870 0 0 116 699 376 33 396 000 377 475 27 009 Mars 786 085 786 085 0 0 148 257 351 27 838 000 437 030 29 823 April 812 504 812 504 0 0 146 449 784 34 556 000 403 466 34 284 Mai 845 863 847 411 0 0 167 285 923 42 785 000 413 016 36 917 Juni 689 479 692 320 0 0 119 479 186 37 712 000 335 083 67 731 Juli 785 716 814 413 0 0 147 657 511 43 761 000 413 546 49 854 August 782 428 919 316 0 0 142 592 811 27 703 000 507 600 32 117 September 781 351 789 823 0 0 150 226 181 30 087 000 664 578 40 201 Oktober 642 735 645 931 0 0 122 188 956 23 305 000 642 203 27 419 November 738 436 775 746 0 0 140 230 266 21 883 000 691 762 28 779 Desember 847 700 848 542 0 0 157 803 451 14 666 000 735 601 22 540 8 736 875 8 956 669 0 0 1 639 779 100 342 600 000 5 902 474 404 639 Olje fra Snorre - Gass fra Snorre inkl. Vigdis 16 3 MSm3 Olje 14 12 10 8 6 4 2 0 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 Produsert Olje Snorre A & B 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Produsert Gass Snorre inkl Vigdis 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 Figur 1-2 viser historiske data for produksjon av olje fra oppstart i 1992, samt prognoser ut feltets levetid. Prognosene er hentet fra innrapportering til revidert nasjonalprodukt for 2006. 2,5 2 1,5 1 0,5 0 GSm3 Gass

11 av 82 1.5 Status nullutslippsarbeidet Den 1. juni 2003 leverte operatørene på norsk sokkel rapport på nullutslippsstatus. I tillegg til status gitt i årsrapport til SFT for 2003, ble det gitt en status i brev til SFT 15. oktober 2004, vår ref M-TO SN 04 00079/RT, og i årsrapport til SFT for 2004. Det ble gitt en redegjørelse av; Gjennomførte og planlagte nullutslippstiltak knyttet til boring på Snorre herunder borerigger den 1.november 2005, jfr vår referanse M-TO SN 05 00096, som refererer til Deres brev av 09. september 2005 hvor dette ble etterspurt. Snorre A-plattformen har i 2005 vært preget av gasslekkasjen som inntraff 28. november 2004. Produksjonen var nedstengt desember 2004, nesten hele januar og delvis i februar 2006. Innføring av nye prosjekter som følge av konsekvenser etter hendelsen i tillegg til forsinkelser ifm selve hendelsen, medførte behov for omprioritering av den totale prosjektporteføljen. Installering av nye tekniske renseanlegg (C-Tour og Epcon) ble utsatt til 2006. Tie in punkt planlegges etablert i revisjonsstansen våren 2006 og det forventes at anleggene kan tas i bruk i løpet av sommeren. I 2005 ble det satt inn ekstra ressurser og tiltak for å bedre kvaliteten av olje i vann i 2005, ved; Gjennomgang av produksjonsanleggene på Snorre A for å kartlegge effektive muligheter for forbedringer av vannrenseanleggene. Økt ledelsesfokus med konkrete målsetninger og daglig oppfølging. Selv om man ikke fikk installert nye renseanlegg på plattformen som planlagt i 2005, viste olje i vann tallene en positiv reduksjon siste halvdel av året, se Figur 3-6 Oljekonsentrasjon i produsertvann fra Snorre i 2005. På Snorre B ble det også innført tiltak for bedre utslippstall med gode resultater. De viktigste bidrag var bedret drift av hydrosykloner med optimalt differanse trykk, samt hyppig skimming og riktig nivå på avgassingstank. I februar 2006 ble det skiftet til nye linere med forbedret tekonologi i hydrosykloner. I tillegg pågår nå installasjon av ny on-line olje i vann måler. Dette vil gi kontinuerlig måling, og vil kunne detektere dårlig olje/vann separasjon slik at tiltak kan iverksettes umiddelbart. Det har pågått et prosjekt/studie for å utrede konsekvenser ved reinjeksjon av produsertvann, basert på H2S-produksjon prognoser på Snorre B. Det ble gitt en anbefaling om å avslutte reinjeksjon av produsertvann på Snorre B, ref RA-SNORRE 00330. Tabell 1-6 Status på nullutslippsarbeidet Innstallasjon Teknologibeskrivelse Status 01.03.2006 Alle Optimalisering av kjemikaliebruk og utskiftning av kjemikalier Utskifting av kjemikalier Økt gjenbruk av borevæsker og redusert kjemikalieforbruk Pågår kontinuerlig. Ref kap 1.6 for substitusjon av kjemikalier Forventet tidsplan for gjennomføring

12 av 82 Snorre A/Vigdis Reduksjon av dispergert olje fra utslippsvann - Ny innmat separatorer - Nye hydrosyklon linere - Vurdere eventuelt behov for egen brønnopprenskningenhet, samt gi konklusjon på egnet utstyr for brønnopprenskingsenhet. - Gjennomgang av produksjonsanleggene på SN A av ekstern ekspertise for å kartlegge effektive muligheter for forbedringer av vannrenseanleggene. - Økt ledelsesfokus med konkrete målsetninger og daglig oppfølging. Gjennomført Gjennomført Studie gjennomført Tiltak: Fortsatt fokus på opprenskninger og kontroll av tilbakeproduksjon iht etablert praksis. Gjennomført Gjennomført Omfattende screening konluderer med at det ikke foreligger noen enhet på markedet idag som kan nyttes i brønnopprenskninger. Følger med på utvikling 2005 2005 Renseanlegg (ved nåværende vannproduksjonsprofiler); - Epcon-anlegg for Vigdis 2. trinn (kap. 10 000 Sm3/d) - Nytt Epcon CFU Vigdis 2. trinn - Eksisterende Epcon CFU (Vigdis 2. trinn) for omruting til Snorre 2.trinn (+ for test sep. LP) - C-Tour Snorre 1.trinn (+ for test sep. HP) - Anlegg for fjerning av H2S-fjerner samt H2S-fjerner mixer Implementert 2003 Utstyr klar på base Tie-in pkt. rev.stans vår 2006 Tie-in pkt. rev.stans vårl 2006 Tie-in pkt. Sommer 2006 rev.stans vår 2006 Snorre A Introdusere ny H2S-fjerner Implementert 2005 - Sommer 2006 Sommer 2006 Sommer 2006 Snorre A/Vigdis IOR Realisering/videreføring av Snorre-Vigdis IOR; Ulike tekniske løsninger, inkludert injeksjon, for behandling av produsert vann studeres av prosjektet. Anbefaler rensing av produsert vann samt nitratinjeksjon. Snorre A/Vigdis Installere sandfjerningsanlegg Tore syklon Tie-in pkt. rev.stans vår 2006 Snorre RESU Etablere tiltaksplan for doble barrierer til sjø og for å Systemgj.gang redusere akutte utslipp fra boring. Odfjell utførte 2005 gjennomgang av teknisk utstyr og operasjonelle forhold i 2005. Snorre RESU Redusere avfalls-mengder fra boring: Sommer 2006 Høsten 2006 SNB; Separat brønn for injeksjon av kaks og slop SNA; Installere kakstørkeanlegg (inkl. bulksystem for transport) Etablere strategi for håndtering av ilandført og tørket kaks Etablere strategi for håndtering av slop Implementert Installert Utsatt ikke boring (ingen kaks) - Sommer 2004 1. april 2005 Innen 2006 Innen 2006

13 av 82 1.6 Kjemikalier som skal prioriteres for utfasing Snorre har følgende kjemikalieleverandører (rammeavtaler): MI Production Chemicals, produksjonskjemikalier MI Norge, boring Halliburton, sementering BJ Services, komplettering Det er etablert utfasingsplaner for kjemikalier fra alle leverandørene. Arbeid med utfasing av svarte og røde kjemikalier har pågått hele året, og det er gjort betydelige framskritt. Tabell 1-7 viser hvilke kjemikalier som er substituert på Snorre i 2005 og Tabell 1-8 viser hvilke kjemikalier som skal prioriteres for substitusjon i henhold til SFTs krav. Alle produksjonskjemikalier er blitt substituert eller utfaset på Snorre. Men pga problemer i eksportrørledningen til Statfjord B måtte Snorre B gå tilbake til rød vokshemmer en periode (brukt i tre måneder), gul vokshemmer ble tatt i bruk sommeren 2004. Snorre A gikk over til gul skumdemper august 2005, men har fått store viskositet problemer med denne (i kulden) og måtte gå tilbake til rødt produkt i februar 2006. Nye gule skumdempere vil testes igjen så snart det lar seg gjøre. Av bore- og brønnkjemikalier er det bare avleiringsoppløser som har bidratt vesentlig til utslipp av røde kjemikalier de siste årene, og disse er nå utfaset. Når det gjelder gjengefett arbeides det sentralt i Statoil med å komme fram til mer miljøvennlige alternativ for bruk i alle lisenser. På Snorrefeltet brukes ennå rødt gjengefett, men fordi det vesentlig bores med oljebasert borevæske, blir utslipp av gjengefett til sjø lite. Det er for øvrig identifisert og tatt i bruk gult gjengefett for bruk på borestreng i Statoil. Snorre avventer litt mer erfaringsdata og endelig anbefaling, men vi forventer at gult gjengefett snart kan tas i bruk på Snorrefeltet. Det pågår også arbeid sentralt for å fase ut røde og sorte hydraulikkvæsker, ref møte hos SFT den 03. november 2005 hvor Statoil presenterte status på utskifting av subsea kontrollvæsker. Status ble presentert på bakgrunn av målsettingen om null miljøskadelige utslipp til sjø innen utgangen av 2005, hvor et av delmålene er ingen utslipp av miljøgifter eller miljøfarlige kjemikalier og stoffer innen SFTs svarte og røde kategori. Det pågår også testing av mer miljøvennlige alternativer til røde kjemikalier i oljeholdig boreslam, selv om oljeholdig borekaks og slopvann ikke slippes til sjø.

14 av 82 Tabell 1-7 Kjemikalier substituert i 2005 Kjemikalie for substitusjon Funksjon Klassifisering Nytt kjemikalie Produksjonskjem. Dyno EB-8970 Emulsjonsbryter rød Emulsotrol CC3298-NL eller DMO86675 Klassifisering gul Kommentar (m. tidspkt. for utfasing) SNA gikk over til gult produkt i juni (brukt gml i juli & aug). Anbud feb. 2006. SNB faset ut i des. 2005 og har gult i beredskap. Vanninj.-kjemikalier Dyno DF-550 Skumdemper rød DF-9007 gul Nyttes kun som beredskapskjemikalie på SNB. SNA har fått store viskositet problemer med denne (i kulden) og måtte gå tilbake til rødt produkt. Gassbeh.kjem. KI-303 Korrosjonshemmer rød KI-3791 gul Eksportstrømskjem. PI-795 PI-7161 Hjelpekjemikalier UC-1516 Vokshemmer Konduktivitetskontroll rød gul PI-7258 PI-7258 gul gul SNA, utfaset april 2005 SNB faset ut PI-795 med PI- 7161 (juli 2004) og så til PI-7258 i 2005. SNB fikk problemer høst 2005, brukte PI-795 i 3 mnd. rød UC-1529 gul SNB, Nyttes som et beredskapskjemikalie Brønnoperasjoner m.m. C-250 (BJ) Korrosjonshemmer gul HTI 2001 gul Cl 28 SRW83510 (før CALNOX ML 3510) DMO86571 * Korrosjonshemmer, syrebehandling Avleiringsløser rød (Gyptron SD250 - ikke ønsket effekt) Emulsjonsbryter til bruk ifm brønnoppr. rød Cl 29 gul Utfaset januar 2005 rød DMO86675 eller annet gult gul SNB utfaset okt. 2004 SNA ikke brukt 2005, utfaset gul SNA (SNB faset ut med DMO 86654) Gjengefett CATTS-101 Gjengefett brukes i fbm WAG. rød Flexlube gul CATTS-101 har fått nytt navn og ny miljøklassifisering Borevæske oljebasert Bentone 38 * Visk.endrede kjem. rød MI-157* Emulsjonsbryter rød Surewet gul Inngår i slamsystem Paratherm (OBM)

15 av 82 Tabell 1-8 Kjemikalier som prioriteres for substitusjon i 2006 Substitusjons- kjemikalier Vilkår stilt Status utfasing Nytt kjemikalie/kommentar Produksjonskjemikalier Dyno DF-522-C 23.12.02 31.12.2005 Stoppet inj. 1.okt 2005. Kun som beredskapkjem. ombord. Mannskap reiste offshore for å teste gule skumdempere i sept. 2005, fikk ikke testet pga ikke skum i prosess. Vanninjeksjonskjemikalier DF-550 (SNA) tatt inn på ny feb. 2006 01.07. Brukt gult produkt fra aug 2005, tok i bruk rødt kjemikalie igjen i feb. 2006 pga store viskositetsproblemer pga kulde (vil teste et nytt gult produkt og ta dette i bruk så snart som mulig) Dyno DR-201 23.12.02 31.12.2005 Stoppet bruk i februar 2006. Starter inj. av nitrat og stopper inj. av biosid) Hjelpekjemikalier Castrol Brayco Micronic SV/200 Oceanic HW 443 Sementkjemikalier CFR-3L Halad 344L * Halad 413L * Halad 600LE+ ZoneSealant når nytt produkt ferdig kval. 2006 når nytt produkt ferdig kval. 2006 vurd. Trinnvis ifm lev.skifte 05/06/07 vurd. Trinnvis ifm lev.skifte 05/06/07 vurd. Trinnvis ifm lev.skifte 05/06/07 vurd. Trinnvis ifm lev.skifte 05/06/07 vurd. ifm lev.skifte Brukes på SN UPA Brukes på SNB (og Vigdis) Brønnoperasjoner m.m. Asphaltene Dissolver RX-33/1 23.12.02 31.12.05 Brukt på SNA Gjengefett Bestolife "3010" ULTRA 23.12.02 31.12.05 Mercasol 633 SR (New version MMW) vurdering Ikke fastsatt OCR-325-AG 23.12.02 31.12.05 BOP og hydraulikk væske Castrol Brayco Micronic 23.12.02 Dato ikke SV/200 fastsatt Bruk er redusert og der det er mulig erstattet av dispergeringsmiddelet CFR-8L (gul) Bruk er redusert og der det er mulig erstattet av FDP-C703-03 (gult kjem. for filtertapskontroll) Bruk forventes redusert ved bruk av FDP-C703-03 30.04.06 Zoneseal 3000 (gult) er testet, men har begrensn. v/lav temp. Først vurdert som gul, deretter som rød. Borevæske - oljebasert Bentone 128 23.12.02 31.12.07 (1) EMI-595 *, har skiftet navn til 20.11.02 31.12.07 (1) Inngår i slamsystem Paratherm (OBM) Suremul EH Emul HT 16.05.03 31.12.07 (1) Inngår i slamsystem OB WARP Flowzan Liquid 31.12.07 (1) Viskositetsdanner v/slurrifisering (1 % rødt) vurdering Versapro P/S * 23.12.02 31.12.07 (1) Inngår i slamsystem LSOBM Versatrol 23.12.02 31.12.07 (1) Versavert F 23.12.02 31.12.07 (1) Versavert PE 23.12.02 31.12.07 Prosjekt pågår

16 av 82 Versavert SE 23.12.02 31.12.07 Prosjekt pågår VG Supreme 20.09.02 31.12.07 (1) Inngår i slamsystem Paratherm (OBM) Beredskapskjemikalie Asphaltene Dissolver RX-33/1 23.12.02 Ikke fastsatt Brukt på SNA DR-408 15.06.05 Ikke fastsatt Erstattet CDR Liquid Power. Har unngått bruken av DR- 408 hittil. Ecotrol * vurdering 28.08.01. MS-200 * vurdering Versatrol 23.12.02 31.12.07 (1) Versapac * 23.12.02 31.12.07 (1) 31.12.07 (1) Kun som beredskapskjemikalie i Versapac borevæskesystem Fargestoff, brukes kun v/lekkasje (1) Kjemikalier med egenskaper som faller innenfor kritierier for substitusjon, men disse er likevel prioritert lavt for substitusjon pga lav miljørisiko (inngår i oljebasert borevæske/beredskapskjemikalie, dvs. ingen regulære utslipp) *Ikke brukt i 2005

17 av 82 2 fra boring 2.1 Boring med vannbasert borevæske Tabell 2-1 gir en oversikt over data relatert til forbruk og utslipp av vannbaserte borevæsker, og Tabell 2-2 viser disponering av kaks ved boring med vannbasert borevæske. Tabell 2-1 Bruk og utslipp av vannbasert borevæske Brønnbane Forbruk av borevæske av borevæske - masse Borevæske injisert Sendt borevæske til land Borevæske etterlatt i hull eller tapt til formasjon Innretning 34/7-P-23 0 0 0 0 0 SNORRE A 34/7-P-29 2 964 525 0 1 824 615 SNORRE A 34/7-P-31 A 723 0 0 626 97 SNORRE A 34/4-K-1 H 2 313 2 313 0 0 0 SNORRE B 34/4-K-7 H 78 78 0 0 0 SNORRE B 6 078 2 916 0 2 450 712 Tabell 2-2 Disponering av kaks ved boring med vannbasert borevæske Brønnbane Lengde (m) Teoretisk hullvolum (m3) Total mengde kaks generert Eksportert borekaks til andre felt av borekaks til sjø Masse borekaks injisert Sendt borekaks til land Innretning 34/7-P-23 0 0 0 0 0 0 0 SNORRE A 34/7-P-29 0 0 0 0 0 0 0 SNORRE A 34/7-P-31 A 0 0 0 0 0 0 0 SNORRE A 34/4-K-1 H 913 266 799 0 799 0 0 SNORRE B 34/4-K-7 H 0 0 0 0 0 0 0 SNORRE B 913 799 0 799 0 0 På Snorrefeltet har boreaktiviteten vært lavere i 2005 enn den var i 2004. Vannbasert borevæske ble brukt til boring av én brønn (K-1 H) på Snorre B i 2005. Vannbasert borevæske som vedheng på kaks er i dette tilfellet sluppet til sjø. Boret lengde var 913 meter, mot totalt 2658 meter i 2004. Vannbasert borevæske er også brukt i fire brønnoperasjoner (tilbakeplugging, P&A), herav tre på Snorre A og én på Snorre B. Totalt forbruk av vannbasert borevæske i 2005 var 6078 tonn, mot 7082 tonn i 2004. Årets totale utslipp av vannbasert borevæske var 2916 tonn, mot 4987 tonn i 2004.

18 av 82 Figur 2-1 gir en sammenligning med tidligere års forbruk og utslipp av vannbasert borevæske på Snorre, og gjenspeiler aktiviteten gitt i Tabell 2-1. M3 10 000 9 000 8 000 7 000 6 000 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 0 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Forbruk Figur 2-1 Forbruk og utslipp av vannbasert borevæske 2.2 Boring med oljebasert borevæske Tabell 2-3 gir en oversikt over data relatert til oljebasert borevæske i 2005, mens tabell 2.4 gir en oversikt over tilhørende kaksmengder. Tabell 2-3 Boring med oljebasert borevæske Brønnbane Forbruk av borevæske av borevæske - masse Borevæske injisert Sendt borevæske til land Borevæske etterlatt i hull eller tapt til formasjon Innretning 34/4-K-1 H 2 403 0 1 314 0.00 1 089 SNORRE B 34/4-K-7 H 765 0 574 2.98 188 SNORRE B 3 168 0 1 888 2.98 1 277 Tabell 2-4 Disponering av kaks ved boring med oljebaserte borevæsker Brønnbane Lengde (m) Teoretisk hullvolum (m3) Total mengde kaks generert Eksportert borekaks til andre felt av borekaks til sjø Masse borekaks injisert Sendt borekaks til land Midlere konsentrasjon av basevæske som vedheng på kaks (g/kg) av basevæske som vedheng på kaks Innretning 34/4-K-1 H 6 783 757 2 270 0 0 1 699 571 0 0 SNORRE B 34/4-K-7 H 3 754 375 1 124 0 0 1 124 0 0 0 SNORRE B 10 537 1 131 3 393 0 0 2 823 571 0 0

19 av 82 På Snorre A har det ikke vært boring med oljebasert borevæske i 2005. På Snorre B er oljebasert borevæske brukt til boring av to brønner (K-1 H og K-7 H) i 2005. Boret lengde er 10 537 meter, mot 20 208 meter i 2004. Totalt forbruk av oljebasert borevæske er 3 168 tonn, mot 8 721 tonn året før. Injisert mengde borekaks på Snorre B har siste året hatt en stor økning; fra 81,5 tonn i 2004 til 2 823 tonn i 2005. Dette medfører nedgang i mengde kaks sendt til land som farlig avfall; fra 4 738 tonn i 2004 til 571 tonn i 2005. 2.3 Boring med syntetisk borevæske Det ble ikke benyttet syntetisk borevæske på Snorrefeltet i 2005. 2.4 Borekaks importert fra felt Det ble ikke importert borekaks fra andre felt i 2005. 2.5 Boreaktiviteter Tabell 2-5 viser en oversikt over boreaktivitetene på Snorre A og B i 2005. Innretning Brønnbane Type Vannbasert Oljebasert Snorre A 34/7-P-23 Brønnintervensjon x Snorre A 34/7-P-29 Brønnoperasjon P&A Snorre A 34/7-P-31 A Brønnoperasjon P&A Snorre B 34/4-K-1 H Brønnoperasjon/Boring 24 17 ½ - 12 ¼ - 8 ½ Snorre B 34/4-K-7 H Brønnoperasjon/Boring P&A 17 ½ - 12 ¼ - 8 ½ * P&A betyr tilbakeplugging (Plug and Abandonment)

20 av 82 3 av oljeholdig vann 3.1 av olje med produsert vann 3.1.1 skilder og renseanlegg Oljeholdig vann fra produksjonsplattformene kommer fra følgende hovedkilder: Produsert vann Drenert vann 3.1.1.1 Snorre A (inkl. vann fra Vigdis) Rensesystemet for produsert vann fra Snorre A består av hydrosyklonanlegg nedstrøms første trinns- og testseparator. Fra hydrosyklonanlegget går det produserte vannet videre til en avgassingstank, for så å bli sluppet ut til sjø. Produsert vann fra andre trinns separator kommer inn i vannbehandlingsanlegget nedstrøms for hydrosyklonene. Ved større produsert vann mengder fra andre trinns separator er det mulig å kople opp hydrosykloner. Ved tilknytning av Vigdis feltet ble et nytt rensesystem installert som inkluderer et hydrosyklonanlegg nedstrøms andre trinns separator og en avgassingstank. Fra sommeren 2002 er Vigdis produsert vann også renset ytterligere ved hjelp av CFU EPCON-renseanlegg. Vannrensesystemet på Snorre A plattformen håndteres under ett med krysstilkoblinger i flere ledd, noe som gjør driftsmessig tilpasning og optimalisering mulig. For 2005 var ca 64 % (2004; 67 %) av produsertvannet som ble sluppet ut fra Snorre A egenprodusert, mens vann fra Vigdis utgjorde ca 36 %. Jetting av separatorene utføres regelmessig iht interne prosedyrer, i snitt en gang per uke. For 2005 ble det funnet at 21 tonn olje gikk til sjø fra Snorre-A plattformen ifm. jetting (iht IR freon-metode), ref Tabell 3-1 3.1.1.2 Snorre B Rensesystemet på Snorre B består av hydrosyklonanlegg nedstrøms første trinns- og test separator. Fra hydrosyklonanlegget går det produserte vannet videre til avgassingstanken for så primært å bli reinjisert sammen med injeksjonsvannet. Alternativt kan det slippes til sjø hvis vanninjeksjonsanlegget er stoppet. I 2005 oppnådde Snorre B å reinjisere 81 % (2004; 89 %) av produsertvannet. Som jetvann på Snorre B brukes produsertvann fra avgassingstank som resirkuleres. Jetvannet går etter jetting gjennom en sandsyklon (med oppsamling) og deretter gjennom en væskesyklon før det ledes til avgassingstanken. Renset vann går til sjø, oljeholdig vann ledes inn i prosessen og sanden vaskes før den reinjiseres sammen med boreavfall eller slippes til sjø. For 2005 ble det funnet at 21 kg olje gikk til sjø fra Snorre B plattformen ifm. jetting (iht IR freon-metode), ref Tabell 3-1

21 av 82 Figur 3-1 Renseanlegg for Snorre A Figur 3-2 Renseanlegg for Vigdis, EPCON CFU er ikke vist på skissen

22 av 82 Figur 3-3 Renseanlegg for Snorre B 3.1.2 av olje med vann Tabell 3-1 gir en oversikt over utslipp av oljeholdig vann fra feltet i 2005. Tabell 3-1 av olje og oljeholdig vann Vanntype Total vann mengde (m3) Dispergert oljekonsent rasjon til sjø (IR freon) (mg/l) Dispergert oljemengde til sjø (IR freon) Oljeindex til sjø (ISO metode) (mg/l) Oljeindex mengde til sjø (ISO metode) Injisert vann mengde (m3) Vannvolum til sjø (m3) Eksp. Vann mengde (m3) Imp. vann mengde (m3) Vann i olje eksp. (m3) Produsert 7 905 965 26.0 153.0 11.9 69.7 1 876 610 5 881 870 147 488 0 0 Fortregning 0.0 0.0 Drenasje 24 870 16.0 0.4 7.4 0.2 0 24 870 0 0 0 Jetting 0.0 21.5 7 930 834 153.0 91.4 1 876 610 5 906 740 147 488 0 0

23 av 82 Figur 3-4 Produserte mengder vann, historikk og prognose (iht RNB2006), vises i figuren som heltrukket linje. Gitt at Snorre B reinjiserer 90 % av det produserte vannet på plattformen, vil stiplet linje vise utslipp til sjø. Vigdis er en vesentlig bidragsyter til produsertvannmengdene, feltets levetid er gitt til 2020. Produsertvann mengde til sjø ble redusert med ca 20 % fra 2004 til 2005. Oljemengde til sjø er redusert med ca 33 % i samme periode, se Figur 3-5. 25 Produsert Vann - Snorre inkl. Vigdis 20 MSm3 Vann 15 10 5 0 1992 1993 1994 1995 Produsert Vann - Snorre & Vigdis 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 Produsert Vann til Sjø - Snorre & Vigdis Figur 3-4 Produserte mengder vann, historikk og prognose (iht RNB2006) Tonn 400 350 300 250 200 150 100 50 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Figur 3-5 av olje med produsert vann fra Snorre

24 av 82 Det ble sluppet ut 5 882 000 m3 produsertvann med snitt 26 mg olje pr liter vann, dvs totalt 153 783 kg olje. I Figur 3-6 viser søylene utvikling av olje i vann tall pr mnd fra Snorre B og Snorre A inkl. Vigdis. Figur 3-6 Oljekonsentrasjon i produsertvann fra Snorre i 2005. Nedstengningen og oppstartsarbeidet etter gasslekkasjen innebar varierende prosessforhold, opp- og nedkjøring av brønner, samt en del tripping av prosessen. Dette resulterte mellom annet i dårlige olje-ivann tall, spesielt i januar og februar 2005, se Tabell 1-3. Vannmengdene fra Snorre A var små disse månedene, så totalt fra Snorre ble konsentrasjonen lavere for januar og februar (hhv. 32 og 34 mg/l). 3.1.3 Analyse og prøvetaking av oljeholdig vann 3.1.3.1 Snorre A Prøve for olje i vann analyser samles opp 3 ganger i døgnet til en døgnprøve. Analyser av døgnprøven utføres av laboratorietekniker på plattformlaboratoriet, og benyttes til beregning av oljemengde til sjø på døgnbasis. Prøvene ble ekstrahert med pentan, og ekstraktet kromatografert gjennom florisil før analyse på IR flatcelle (Infracall). Prøvene er kalibrert mot råolje fra den enkelte innretning, og analysert for innhold av dispergert olje. For å kunne rapportere oljeindeks i henhold til ISO standard NS-EN ISO9377-2 er månedlige kontrollprøver analysert ved hjelp av ISO-standarden på kontrollaboratorium.

25 av 82 3.1.3.2 Snorre B Prøve for olje i vann analyser samles opp 4 ganger i døgnet til en døgnprøve. Analyser av døgnprøven utføres av laboratorietekniker på plattformlaboratoriet, og benyttes til beregning av oljemengde til sjø på døgnbasis. Laboratorieteknikeren er ansvarlig for prøvetaking, analyse og rapportering. Det ble benyttet GC/FID ved analyse av prøvene frem til september 2004 (målte tilnærmet halve konsentrasjonen sammenlignet med Infracall). Snorre B gikk deretter over til å benytte IR flatcelle (Infracall) for å finne oljekonsentrasjon, og fikk dermed et høyere olje i vann tall. Uavhengige analyser ble utført iht prosedyre en gang pr. måned av Statoils PKS laboratorium på Mongstad. Dette ble gjort i forståelse med SFT. Årlig uavhengig kontroll av prøvetaking og analyse på plattformene er blitt utført på begge plattformene i 2005 (West-Lab). 3.2 av tungmetaller/organiske forbindelser samt radioaktivitet med produsert vann Målinger av innhold av oljekomponenter, tungmetaller og radioaktivitet i produsert vann fra feltet er utført i 2005. Produsertvannprøver tatt vår og høst er analysert og veiet gjennomsnitt er brukt for rapporteringen. Tungmetaller er analysert hos Analytica ved hjelp av ICP/SMS, modifisert EPA 200.7 og 200.8. Prøvene er filtrert, men ikke oppsluttet. For kvikksølv er prøvene oppsluttet i mikrobølgeovn for å unngå inteferens fra olje. For kvantifisering er det benyttet atomfluorescens. Deteksjonsgrense for kvikksølv er 0,002 ug/l. For de øvrige tungmetaller varierer deteksjonsgrensen fra 0,05 µg/l til 2 µg/l. BTEX og organiske syrer er analysert hos West-Lab etter 24 basert på GC-FID med "Headspace" injektor. Deteksjonsgrensen er henholdsvis 0,02 mg/l for BTEX og 5 mg/l for de organiske syrene. NPD og er analysert hos West-Lab etter basert på GC/MS og fenoler er analysert hos Batelle (USA) iht Mod EPA 8270. Deteksjonsgrensen er 0,01µg/l for NPD, og fenoler.

26 av 82 Tabell 3-2 til Tabell 3-13 gir en oversikt over utslipp av oppløste naturlige stoffer til sjø fra produsert vann fra Snorre B, Snorre A inklusiv Vigdis. Oversikt over alle komponentene i produsert vann er vist i vedlegg 10 (tabeller 10.7).

27 av 82 Tabell 3-2 Prøvetaking og analyse av produsert vann (Olje i vann) Gruppe Forbindelse (kg) Olje i vann Olje i vann (Innretning) 152 742 Tabell 3-3 Prøvetaking og analyse av produsert vann (BTEX) Gruppe Stoff (kg) BTEX Benzen 30 226 Toluen 24 087 Etylbenzen 1 501 Xylen 7 524 63 338 Tabell 3-4 Prøvetaking og analyse av produsert vann () Gruppe Forbindelse (kg) Naftalen* 116.000 C1-naftalen 2 472.000 C2-naftalen 1 825.000 C3-naftalen 2 330.000 Fenantren* 170.000 Antrasen* 13.600 C1-Fenantren 387.000 C2-Fenantren 302.000 C3-Fenantren 43.100 Dibenzotiofen 48.500 C1-dibenzotiofen 128.000 C2-dibenzotiofen 119.000 C3-dibenzotiofen 8.000 Acenaftylen* 3.900 Acenaften* 10.100 Fluoren* 76.900 Fluoranten* 3.120 Pyren* 11.800 Krysen* 3.030 Benzo(a)antrasen* 3.100 Benzo(a)pyren* 0.214 Benzo(g,h,i)perylen* 1.010 Benzo(b)fluoranten* 2.640 Benzo(k)fluoranten* 0.169 Indeno(1,2,3-c,d)pyren* 0.226 Dibenz(a,h)antrasen* 0.005 8 077.000

28 av 82 NPD (kg) Tabell 3-5 Prøvetaking og analyse av produsert vann (Sum NPD) 7 961 Tabell 3-6 Prøvetaking og analyse av produsert vann (Sum 16 EPA- (med stjerne)) 16 EPD- (med stjerne) (kg) Rapporteringsår 415 2005 Tabell 3-7 Prøvetaking og analyse av produsert vann (Fenoler) Gruppe Forbindelse (kg) Fenoler Fenol 6 053 C1-Alkylfenoler 4 598 C2-Alkylfenoler 1 261 C3-Alkylfenoler 347 C4-Alkylfenoler 173 C5-Alkylfenoler 117 C6-Alkylfenoler 6 C7-Alkylfenoler 5 C8-Alkylfenoler 8 C9-Alkylfenoler 7 12 576 Tabell 3-8 Prøvetaking og analyse av produsert vann (Sum Alkylfenoler C1-C3) Alkylfenoler C1-C3 (kg) 6 206 Tabell 3-9 Prøvetaking og analyse av produsert vann (Sum Alkylfenoler C4-C5) Alkylfenoler C4-C5 (kg) 290.4688992 Tabell 3-10 Prøvetaking og analyse av produsert vann (Sum Alkylfenoler C6-C9) Alkylfenoler C6-C9 (kg) 26.5

29 av 82 Tabell 3-11 Prøvetaking og analyse av produsert vann (Organiske syrer) Gruppe Organiske syrer Forbindelse (kg) Maursyre 9 069 Eddiksyre 1 550 270 Propionsyre 162 391 Butansyre 27 866 Pentansyre 14 705 Naftensyrer 14 705 1 779 006 Tabell 3-12 Prøvetaking og analyse av produsert vann (Andre) Gruppe Forbindelse (kg) Andre Arsen 156.0 Bly 1.2 Kadmium 0.3 Kobber 3.8 Krom 2.4 Kvikksølv 0.2 Nikkel 4.3 Zink 20.9 Barium 60 781.0 Jern 25 451.0 Tabell 3-13 Prøvetaking og analyse av produsert vann (Radioaktivitet) Radioaktivt utslipp (bq) Gruppe Forbindelse 19 464 212 600 Radioaktivitet 226Ra 16 993 760 700 Radioaktivitet 228Ra 1 928 329 940 Radioaktivitet 210Pb Følgende figurer viser oversikter over fordelingen av aromater og alkylfenoler samt tungmetaller i produsert vann for 2005. I tillegg til oversikter over utvikling i utslipp av løste hydrokarboner samt tungmetaller de siste årene.

30 av 82 0,1 % 1,3 % 2,0 % 0,2 % 0,6 % 2,3 % 11,1 % 82,5 % Arsen Bly Kadmium Kobber Krom Kvikksølv Nikkel Sink Figur 3-7 Fordeling av tungmetaller i produsert vann til sjø Kg 350 300 250 200 150 100 50 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Arsen Bly Kadmium Kobber Krom Kvikksølv Nikkel Sink Figur 3-8 Utvikling i utslipp av tungmetaller fra Snorrefeltet I 2004 og 2005 finner en hverken de store mengdene kobber og sink som i 2002 eller de store mengdene bly og sink som i 2003. Arsen innholdet er høyt på Snorre, spesielt Snorre B. Bly med produsertvann i 2003 er sannsynligvis overestimert (det var store variasjoner mellom prøvene for Vigdis og snittet ble brukt).

31 av 82 0,5 % 8,1 % 7,9 % 0,4 % 0,0 % 83,0 % BTEX Alkylfenoler C1-C3 Alkylfenoler C4-C5 Alkylfenoler C6-C9 Fenol Figur 3-9 Fordeling av aromater og alkylefenoler i produsert vann til sjø 14 000 12 000 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000 0 2002 2003 2004 2005 BTEX * Alkylfenoler C1-C3 Alkylfenoler C6-C9 16 EPA- m/stjerne Alkylfenoler C4-C5 Fenol *BTEX er gitt i tonn, mens de andre stoffene er gitt i kg. Figur 3-10 Utvikling i utslipp av aromater og alkylfenoler fra Snorrefeltet Reduksjon av mengde organiske stoffer til utslipp fra 2003 til 2004 og fra 2004 til 2005, står i forhold til redusert mengde produsertvann til sjø.

32 av 82 4 Bruk og utslipp av kjemikalier Bruk og utslipp av kjemikalier i kapitlet, stammer fra bore-/brønnoperasjoner og produksjon på Snorre hovedfelt (Snorre A ). I tillegg rapporteres kjemikalier som tilsettes i forbindelse med produksjonen fra Vigdis, på Snorre A. Unntak er hydraulikkvæske som tilsettes fra plattform men slippes ut på bunnramme ved operasjon av ventiler, og utslipp av denne inngår i årsrapporten for Vigdis. Brannskum og drikkevannsbehandlingskjemikalier inngår ikke oversikten over forbruk og utslipp av kjemikalier som angitt i kap 4, 5 og 6, samt vedlegg. Det ble i 2005 foretatt en kartlegging av PFOS holdig skum på innretningene i Statoil. Alt dette er sendt i land fra Snorre A for destruksjon i Brevik og er byttet u med PFOS fritt telomerbasert arctic skum. Kjemikalier benyttet til de ulike bruksområder er registrert i UPN miljøregnskap, TEAMS. Beregning av utslipp av produksjonskjemikalier er gjort ved hjelp av Statoils Kjemikaliemasse- balansemodell (forkortet KIV, versjon 1.20). Modellen er bygget inn i miljøregnskapsdatabasen TEAMS som og ved hjelp av feltspesifikk informasjon beregner mengde kjemikalie som går til utslipp til sjø. Sentralt i disse beregningene er olje/vann fordelingskoeffisienten av de enkelte stoffene i kjemikaliene. Kilden til disse koeffisientene er enten log Pow verdier hentet fra HOCNF (Harmonized Offshore Chemical Notification Format) skjemaene eller eksperimentelt bestemte Kow verdier. I de tilfellene hvor begge verdiene foreligger blir Kow verdier foretrukket og brukt. På bakgrunn av olje- og vannproduksjonen på hver innretning og kjemikalieforbruket beregner modellen forbruket og utslippet av hvert stoff i tonn og den prosentvise andelen av hvert stoff i utslippet. En utslippsfaktor for hele kjemikaliet fåes ved å dividere mengde kjemikalie sluppet ut med mengde kjemikalie forbrukt. Modellen er basert på følgende antagelser: 1. Kjemikaliet blir kontinuerlig dosert før eller i separator, dvs. kjemikaliene er i kontakt med olje og med vann. De årlige olje- og vannratene vil derved være representative for de volumene kjemikaliet skal fordele seg i. 2. Kjemikaliet foreligger uforandret etter separasjonsprosessen, dvs. en ser bort ifra dekomponering, hydrolyse og andre kjemiske reaksjoner. Typiske produksjonskjemikalier som emulsjonsbrytere, skumdempere, korrosjonshemmere og avleiringshemmere oppfyller begge disse antagelsene. I vedlegg 10 (tabell 10.5.1- tabell 10.5.9) er vist massebalanse for kjemikaliene innen hvert bruksområde, etter funksjonsgruppe med hovedkomponent.

33 av 82 4.1 Samlet forbruk og utslipp Tabell 4-1 gir en oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier fra Snorre-feltet i 2005. Tabell 4-1 Samlet forbruk og utslipp av kjemikalier Bruksområdegruppe Bruksområde Forbruk Injisert A Bore og brønnkjemikalier 9 294 1 328 1 821 B Produksjonskjemikalier 1 737 769 637 C Injeksjonskjemikalier 1 009 7 0 D Rørledningskjemikalier E Gassbehandlingskjemikalier 766 651 0 F Hjelpekjemikalier 105 29 0 G Kjemikalier som tilsettes eksportstrømmen 494 0 0 H K Kjemikalier fra andre produksjonssteder Reservoar styring 13 406 2 784 2 458 Figur 4-1 gir en oversikt over totale mengder forbruk og utslipp i perioden fra 2003 til 2005. 25000 20000 Tonn 15000 10000 5000 0 2003 2004 2005 Forbruk Injisert Figur 4-1 Samlet oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier Forbruket av kjemikalier ble redusert med 7111 tonn fra 2004 til 2005 hvorav 6820 tonn skyldtes reduksjon i bore- og brønnkjemikalier. De totale utslippene av kjemikalier fra Snorre gikk ned 452 tonn fra 2004 til 2005 (fra 3236 til 2784 tonn).

34 av 82 4.2 Borekjemikalier Tabell 4-2 gir en oversikt over forbruk og utslipp av bore og brønnkjemikalier fra feltet. Tabell 4-2 Samlet forbruk og utslipp av bore og brønnkjemikalier ID-Nr Funksjon Forbruk Injisert 1 Biosid 0.91 0.28 0.02 2 Korrosjonshemmer 1.87 0.18 1.38 3 Avleiringshemmer 53.70 35.80 0.00 4 Skumdemper 0.05 0.00 0.00 5 Oksygenfjerner 0.22 0.00 0.22 7 Hydrathemmer 34.40 34.40 0.00 9 Frostvæske 0.83 0.67 0.00 10 Hydraulikkvæske (inkl. BOP væske) 20.50 20.50 0.00 11 ph regulerende kjemikalier 48.40 2.76 24.40 15 Emulsjonsbryte 2.02 0.00 1.32 16 Vektstoffer og uorganiske kjemikalier 6 380.00 1 009.00 1 412.00 17 Kjemikalier for å hindre tapt sirkulasjon 21.30 0.74 0.72 18 Viskositetsendrende kjemikalier (ink. Lignosulfat, lignitt) 206.00 108.00 20.70 20 Tensider 16.50 0.00 11.50 21 Leirskiferstabilisator 981.00 23.10 0.00 22 Emulgeringsmiddel 69.10 0.00 40.70 23 Gjengefett 1.25 0.07 0.00 24 Smøremidler 8.61 0.41 4.71 25 Sementeringskjemikalier 59.00 2.39 3.29 26 Kompletteringskjemikalier 807.00 16.50 78.30 29 Oljebasert basevæske 349.00 0.00 222.00 33 H2S Fjerner 0.36 0.14 0.00 37 Andre 231.00 73.20 0.00 9 294.00 1 328.00 1 821.00

35 av 82 Figur 4-2 gir en oversikt over forbruk og utslipp av borekjemikalier. 25 000 20 000 Tonn 15 000 10 000 5 000 0 2003 2004 2005 Forbruk Injisert Figur 4-2 Forbruk og utslipp av borekjemikalier 4.3 Produksjonskjemikalier Tabell 4-3 gir en oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier fra feltet. Tabell 4-3 Samlet forbruk og utslipp av produksjonskjemikalier ID-Nr Funksjon Forbruk Injisert 2 Korrosjonshemmer 55 33.000 0.7460 3 Avleiringshemmer 372 294.000 58.9000 4 Skumdemper 21 0.006 0.0003 6 Flokkulant 55 10.700 0.2900 7 Hydrathemmer 1 182 430.000 577.0000 15 Emulsjonsbryte 52 0.776 0.5360 1 737 769.000 637.0000 Figur 4-3 gir en oversikt av utvikling i forbruk og utslipp av produksjonskjemikalier.

36 av 82 Tonn 2500 2000 1500 1000 500 0 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Forbruk Figur 4-3 Forbruk og utslipp av produksjonskjemikalier Det høye forbruket av produksjonskjemikalier i 2004 skyldtes hovedsakelig hydrathemmer (metanol) samt også en økning i forbruk av avleiringshemmer. Både Snorre A gikk over til gul avleiringshemmer rundt årskiftet 2003/2004. Forbruk av produksjonskjemikalier på Snorre B lå på samme nivå de to siste årene, mens på Snorre A ble forbruk av produksjonskjemikalier redusert fra 1447 tonn i 2004 til 858 tonn i 2005. Bruk av metanol på Snorre A ble redusert med nærmere 500 tonn og avleiringshemmer ca 100 tonn. Korrosjonshemmer- og flokkulantforbruket på Snorre A har derimot øket med henholdsvis 16 tonn og 20 tonn. 4.4 Injeksjonskjemikalier Tabell 4-4 gir en oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier fra feltet. Tabell 4-4 Samlet forbruk og utslipp av injeksjonskjemikalier ID-Nr Funksjon Forbruk Injisert 1 Biosid 211 4.8900 0 2 Korrosjonshemmer 67 0.0067 0 3 Avleiringshemmer 94 0.0206 0 4 Skumdemper 61 1.5000 0 5 Oksygenfjerner 5 0.0007 0 7 Hydrathemmer 270 0.2700 0 12 Friksjonsreduserende kjemikalier 300 0.3000 0 1 009 6.9800 0

37 av 82 Figur 4-4 viser forbruk og utslipp av injeksjonskjemikalier. 1200 1000 800 Tonn 600 400 200 0 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Forbruk Figur 4-4 Forbruk og utslipp av injeksjonskjemikalier Mengdene injisert sjøvann ble redusert fra 2004 til 2005, og forbruket av de fleste injeksjonskjemikalier gikk også ned. Det var imidlertid en økning i forbruk av hydrathemmer samt friksjonshemmer. På ledermøte til Snorre RESU 16. februar 2006. ble det besluttet å stoppe bruk av friksjonshemmer i vanninjeksjonsanlegget til Snorre UPA brønnene med bakgrunn i økt reservoar forsurning. Det ble i samme møte besluttet å erstatte biocid injeksjonen i vanninjeksjonanlegget med nitrat.

38 av 82 4.5 Rørledningskjemikalier Det er ikke benyttet rørledningskjemikalier siden 2001. Figur 4-5 gir en oversikt over forbruk og utslipp av rørledningskjemikalier. I år 2001 ble det brukt og sluppet ut rørledningskjemikalier fra Snorre i forbindelse med oppstart av Snorre B. 12 10 8 Tonn 6 4 2 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Forbruk Figur 4-5 Forbruk og utslipp av rørledningskjemikalier 4.6 Gassbehandlingskjemikalier Tabell 4-5 gir en oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier fra feltet. Tabell 4-5 Samlet forbruk og utslipp av gassbehandlingskjemikalier ID-Nr Funksjon Forbruk Injisert 8 Gasstørkekjemikalier 417 355 0 33 H2S Fjerner 349 297 0 766 651 0

39 av 82 Figur 4-6 gir en historisk oversikt over forbruk og utslipp av gassbehandlingskjemikalier. Tonn 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Forbruk Figur 4-6 Forbruk og utslipp av gassbehandlingskjemikalier Forbruket av gassbehandlingskjemikalier økte med nærmere 400 tonn fra 2004 til 2005. Mengden gasstørkekjemkalie (TEG) økte med 153 tonn, mens forbruket av H2S-fjerner økte med 244 tonn. Økt H2S-produksjon med påfølgende økning i bruk av H2S-fjerner i 2005, skyldtes vesentlig brønner fra Snorre UPA. I årene frem til og med 2003 er all bruk av H2S-fjerner registrert som gassbehandlingskjemikalie. Figur 4-6 gir dermed en noe feilaktig fremstilling av nedgangen i bruk av gassbehandlingskjemikalier fra 2003 til 2004. Forbruk av gasstørkekjemikalier gikk imidlertid ned 82 tonn fra 2003 til 2004. H2S-fjerner blir benyttet både som gassbehandlings- og eksportstrømkjemikalie på Snorre A. I 2004 ble ca en tredel av det totale forbruket av H2S-fjerner tilsatt gassen, mens i 2005 var andelen som ble tilsatt i gassbehandlingen ca 80 %. Totalt i gassbehandling og eksport nyttet Snorre 313 tonn H2S-fjerner i 2004, 244 tonn i 2003 og 429 tonn i 2005. et ser ut til å være en del høyere i årene fra 2003, men i 2002 ble det ikke regnet utslipp fra gasstørkekjemikalier.

40 av 82 4.7 Hjelpekjemikalier Tabell 4-6 gir en oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier fra feltet i 2005. Hjelpekjemikalier benyttet for Vigdis fra Snorre A plattformen er også inkludert i Figur 4-7. Forbruket av hydraulikkvæske er registrert som forbruk på Snorre A, mens utslippet er rapportert i årsrapporten til Vigdis. (I 2003 ble både forbruk og utslipp registrert i årsrapporten til Vigdis.) Tabell 4-6 Samlet forbruk og utslipp av hjelpekjemikalier ID-Nr Funksjon Forbruk Injisert 1 Biosid* 71.50 0.08 0 3 Avleiringshemmer 0.08 0.08 0 9 Frostvæske 4.07 4.07 0 10 Hydraulikkvæske (inkl. BOP væske) 10.60 6.12 0 27 Vaske- og rensemidler 18.70 18.70 0 37 Andre 0.30 0.30 0 105.00 29.40 0 * biosid gjelder natriumhypokloritt fremstilt på plattform ved elektrolyse av sjøvann Figur 4-7 gir en oversikt over forbruk og utslipp av hjelpekjemikalier. 250 200 Tonn 150 100 50 0 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Forbruk Figur 4-7 Forbruk og utslipp av hjelpekjemikalier Det ble brukt ca 10 tonn hydraulikkvæske i 2005 mot 30 tonn i 2004 samt bruken av vaskekjemikalier er betydelig redusert.