O.P. HOST W.I. HOST O.P. HOST. Årsrapport 2003 Utslipp fra Heidrunfeltet HNO HD MYN 0132

W.I. HOST O.P. HOST O.P. HOST Årsrapport 2003

Dato Rev. nr. Innhold 1 STATUS...6 1.1 Generelt...6 1.2 Status på nullutslippsarbeidet... 15 2 UTSLIPP FRA BORING OG BRØNN...16 2.1 Boring med vannbasert borevæske... 17 2.2 Boring med oljebasert borevæske... 18 3 UTSLIPP AV OLJEHOLDIG VANN...19 3.1 av olje og oljeholdig vann... 19 3.2 av tungmetaller aromater og alkylfenoler med produsertvannet... 22 4 BRUK OG UTSLIPP AV KJEMIKALIER...27 4.1 Samlet forbruk og utslipp... 27 4.2 Bore og brønnkjemikalier (Bruksområde A)... 28 4.2.1 Resultater oppnådd siste år og planer for kommende år... 29 4.2.2 Produksjonskjemikalier (Bruksområde B)... 30 4.2.2.1 Resultater oppnådd siste år og planer for kommende år... 32 4.2.3 Injeksjonskjemikalier (Bruksområde C)... 34 4.2.3.1 Resultater oppnådd siste år og planer for kommende år... 34 4.2.4 Rørledningskjemikalier (Bruksområde D)... 35 4.2.5 Gasbehandlinskjemikalier (Bruksområde E)... 35 4.2.6 Hjelpekjemikalier (Bruksområde F)... 36 4.2.6.1 Resultater oppnådd siste år og planer for kommende år... 36 4.2.7 Kjemikalier som tilsettes eksoportstrømmen (Bruksområde G)... 37 4.2.8 Kjemialier fra andre installasjoner (Bruksområde H)... 37 5 EVALUERING AV KJEMIKALIER...38 5.1 Oversikt... 39 5.2 Bore og brønnkjemikalier... 42 5.3 Produksjonskjemikalier... 43 5.4 Injeksjonskjemikalier... 44 5.5 Gassbehandlingskjemikalier... 45 5.6 Rørlednindningskjemikalier... 45 5.7 Hjelpekjemikaler... 45 5.8 Kjemikalier som går i eksportstrømmen og fra andre produksjonsteder... 46 5.9 Kjemikalier fra andre produksjonssteder... 46 5.10 Reservoar styring... 46 6 RAPPORTERING TIL OSPAR...47 6.1 Bruk og utslipp av miljøfarlige forbindelser... 47 7 UTSLIPP TIL LUFT...49 7.1 Forbrenningsprosesser... 49 7.2 ved lagring og lasting av olje... 50 7.3 Diffuse utslipp og kaldventilering... 52 8 AKUTTE UTSLIPP...52

Dato Rev. nr. 8.1 Akutte utslipp pr. installasjon... 54 8.1.1 Heidrun TLP... 54 8.1.2 Borerigger (Deapsee Bergen og West Alfa)... 55 8.2 Akutte utslipp til luft... 55 9 AVFALL...56 9.1 Kildesortertavfall... 56 10 VEDLEGG...59 10.1 i forbindelse med boring med vannbasert slam... 60 10.2 Boring med oljebasert slam... 61 10.3 Boring med syntetisk slam... 61 10.4 Oversikt over oljeinnhold i hver vanntype... 62 10.5 Massebalanse for alle kjemikalier etter funksjonsgruppe... 64 10.6 til luft... 72 10.7 Analyser... 73

Dato Rev. nr. 5 av 77 Innledning Rapporten Denne rapporten er bygd opp i henhold til SFT s retningslinjer for årsrapportering fra petroleumsvirksomheten(opplysningsforskriften). Rapporten dekker utslipp til sjø og luft, samt håndtering av avfall fra Heidrun feltet i 2003. Dette inkluderer også boreriggen West Alfa og Deepsea Bergent som har operert på feltet i år. Kontaktperson: Sten Paltiel tlf: 99254675, email: sp@statoil.com Feltet Heidrun ligger på Haltenbanken utenfor Midt-Norge og består av blokk 6507/7 og 6507/8, utvinningstillatelse 095 og 124. Feltet ble påvist i 1985 og produksjonsstart var oktober 1995. Statoil har vært operatør på feltet siden produksjonsstart, da selskapet tok over etter Conoco som var utbygger av feltet. Feltet har følgende eiere: Statoil ASA 12,4%,Petoro 58,2 %, ConocoPhillips A/S 24,3%, ENI A/S 5,1%. Feltet er utbygd med en hovedplattform og en satellittutbygging på nordflanken. Plattformen er en flytende betongplattform, som er forankret med 16 strekkstag. Plattformen har en egen borerigg. Oljen eksporteres direkte via 2 lastebøyer (STL) til skip som går i skytteltrafikk mellomfeltet og Mongstadterminalen. Gasseksport går via rør inn til Tjeldbergodden metanolfabrikk og inn i Åsgardnettet. PL095 utløper i 2024 og PL124 i 2025. Installasjoner på feltet ved årskiftet 2003/2004(ingen nye) Navn Type Posisjon TLP Produksjonsplattform Hovedfelt SSWI B og C Undervannsrammer Vanninj. Sørflanken SSOP D og E Undervannsrammer Oljeprod. Nordflanken SSWI F Undervannsramme Vanninj. Nordflanken

Dato Rev. nr. 6 av 77 1 STATUS 1.1 Generelt Det har vært stor aktivitet på feltet i 2003. Det har vært kontinuerlig boring fra Heidrun TLP og boreriggene West Alfa og DeepseaBergen har vært innom feltet i perioder. Brønnbehandlingsaktiviteten har også vært stor. Det har vært revisjonsstans og Heidrun vannprosjekt har ferdigstilt installasjonsarbeidet om bord(produsertvannreinjeksjon og sulfatfjerningsannlegg), samt større endringer i prosessannlegget. Prosesserte mengder i 2003 var 9,1 mill.sm 3 oe. olje og 2,1 mill Sm 3 oe. gass. Produksjonsregulariteten på feltet har vært på ca. 94 %. Produksjonen er gasstyrt. Det er boret 7 nye brønner og 1 slotrecovery Miljøresultat sammenlignet med 2002 50% mere av produsertvannet ble reinjesert tilbake til reservoaret dvs. mindre olje og kjemikalie utslipp fra prosess og brønnbehandling Stor bedring i olje i produsertvann. Årsnitt på 34 mg/l mot 64 mg/l I 2002 Signifikant utfasing av kjemikalier med mindre gode miljøegenskaper gjennomført Mindre utslipp av kjemikalier i boreslam pr. utboret volum og bedre gjenbruk Samme nivå fakling, litt økning C02 Økning i antall akuttutslipp, alt for mange Lavere sorteringsgrad av kildesortert avfall, gått feil retning siste 2 år Olje I spillvann fra HD TLP over 40 mg/l Oppfølging av utslippstillatelsen: Følgende avvik i forhold til utslippstillatelsen er registrert i løpet av året. Avvik er behandlet internt. Type Status Avvik Olje i spillvann Olje i produsertvann Heidrun TLP Overskredet i 11 måneder. Internt behandlet Overskredet i 3 måneder SFT informert i brev pr. mnd Målinger(mg/l) 88,51,145,86,293,50,95,75,58, 67,52 Målinger(mg/l) Jan 42,juni44,aug47

Dato Rev. nr. 7 av 77 Produksjonsdata Her kommer en oversikt over produksjonsdata og prognoser framover. Forbruk 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 tidligere årsrapporter hvor produksjonsvolum fra feltet ble angitt (dvs rikgass). Injisert sjøvann i tabell 1 omfatter all injeksjon av vann (sjøvann, formasjonsvann etc) og teksten er derfor misvisende. Brenngass og fakkel er data som er rapportert til OD. Tabell 1.0a- Status forbruk Måned Injisert gass (m3) Injisert sjøvann (m3) Brutto faklet gass (m3) Brutto brenngass (m3) Diesel (l) Januar 82 216 515 1 334 442 834 513 11 670 958 861 000 Februar 63 096 413 1 187 106 834 980 10 454 891 923 900 Mars 68 928 783 1 386 554 1 974 338 11 388 675 270 000 April 85 870 058 1 069 750 645 925 10 958 604 675 000 Mai 79 974 949 1 116 363 540 895 11 593 233 590 000 Juni 65 046 007 1 079 084 2 113 070 10 948 706 862 000 Juli 35 341 125 1 281 601 1 059 570 12 070 341 813 000 August 24 371 269 1 040 964 2 044 194 11 098 086 839 000 September 17 924 323 917 302 1 231 405 11 024 997 528 000 Oktober 9 320 198 761 263 1 327 003 10 088 159 885 000 November 17 025 639 552 270 6 092 633 7 683 403 1 140 000 Desember 46 852 998 819 762 142 100 11 660 836 764 000 595 968 277 12 546 461 18 840 626 130 640 889 9 150 900

Dato Rev. nr. 8 av 77 Tabell 1.0b- Status produksjon Måned Brutto olje (m3) Netto olje (m3) Brutto kondensat (m3) Netto kondensat (m3) Brutto g ass (m3) Netto gass (m3) Vann (m3) Netto N (m3) Januar 924 711 926 217 0 1 510 193 177 121 154 330 000 233 227 5 9 Februar 823 840 824 021 0 1 729 172 430 300 150 494 000 241 859 7 7 Mars 901 678 901 678 0 1 933 188 078 300 165 652 000 323 862 7 7 April 822 847 822 847 0 1 203 184 041 256 145 337 000 346 058 4 2 Mai 812 970 812 970 0 1 632 190 418 183 159 732 000 326 913 6 0 Juni 767 175 767 175 0 1 960 180 380 644 160 255 000 347 607 7 0 Juli 805 686 805 686 0 3 111 184 029 386 191 643 000 383 961 11 694 August 699 694 699 694 0 3 163 175 045 848 195 407 000 340 769 11 784 September 695 437 694 965 0 3 939 176 475 343 201 602 000 352 176 14 783 Oktober 590 791 590 791 0 3 631 160 640 722 205 027 000 302 337 13 204 November 543 548 543 548 0 2 576 135 191 235 176 960 000 236 797 9 799 Desember 680 151 680 140 0 3 119 191 565 926 192 774 000 287 147 11 267 9 068 528 9 069 732 0 29 506 2 131 474 264 2 099 213 000 3 722 713 111 323

Dato Rev. nr. 9 av 77 Tabellen under viser oversikt over historiske data ( 1996-2003) og framtidige prognoser ( OD resursklasse 1). ( forutsatt 95% PWRI fra 2005) År Gass mrd sm3 oe. Olje mill sm3 Produsert Vann mill m3 av produsertvann mill m3 1996 1,41 12,19 0,05 0,05 1997 1,93 13,46 1,64 1,64 1998 1,96 11,69 2,27,27 1999 2,13 12,54 1,10 1,10 2000 2,04 10,49 1,62 1,62 2001 2,30 10,23 1,63 1,14 2002 2,00 10,20 2,40 1,39 2003 2,13 9,07 3,68 2,21 2004 2,13 9,45 5,86 0,60 2005 2,12 8,80 6,94 0,35 2006 2,12 8,70 8,03 0,40 2007 2,12 7,90 9,13 0,46 2008 2,13 7,20 9,88 0,49 2009 2,12 6,65 10,59 0,53 2010 2,12 6,10 10,95 0,55 2011 2,12 5,60 10,95 0,55 2012 2,13 5,10 10,98 0,55 2013 2,12 4,60 10,95 0,55 2014 2,12 4,10 10,59 0,53 2015 2,12 3,60 10,22 0,51 2016 2,13 3,20 9,70 0,48 2017 2,12 2,70 8,94 0,45 2018 2,12 2,20 8,03 0,40 2019 2,12 1,70 7,30 0,37 2020 2,13 1,13 6,59 0,33

Dato Rev. nr. 10 av 77 SFT revisjon Heidrun ble i 2003 revidert av SFT ift. Fjernmåling. 1 avvik, 1 anmerkninger. Miljørelaterte prosjekter/studier Produsertvann reinjeksjon(pwri) I juli ble det nye PWRI systemet satt I drift. Det er installert ei pumpe med en kapasitet på 18000 m3/dag. Pr. Dato er det 3 brønner som er klare for injeksjon som trykkstøtte. Det har periodevis vært injisert 90% av vannet. Det har I perioden vært en lengre stopp på pumpa pga. tekniske problem (november,desember) Produsertvann rensesystemet EPCON CFU er I 2003 testet I full skala med gode resultat. Det er kommet en anbefaling fra dette prosjektet å satse fult ut på denne teknologien. Pr. Dato går ca 50 % av vannet gjennom disse to enhetene. Det er også bygget en sløyfe I vannrenseannlegget for å forlenge oppholdstiden. Spillvann rensesystem En endring som forbedrer skimming av systemet er under implementering. Dette håper man vil redusere utslippet fra Jetting av systemet og dermed holde snitte for en måned under 40 mg/l. Overgang fra baritt til Ilmenitt Det har vært har kjørt en prosess for å se på muligheten for å skifte ut baritt som vektstoff i boreslam. Både Ilmenitt og Hemmatitt er vurdert. Illemenitt var vurdert som det eneste aktuelle alternative. Det ble besluttet at magnetismen skapte så store problem for retningsboring at skifte til Ilemenitt ikke kunne gjennomføres Miljøvennlige avleiringshemmer og oppløser for brønnbehandling Utvikling og uttesting av nye brønnkjemikalier har ført fram. I løpet av 2003 ble røde avleiringshemmere og oppløsere faset ut. Dette har vært den største kilden til utslipp av røde stoff fra Heidrun.

Dato Rev. nr. 11 av 77 Utfasing av kjemikalier I 2003 er følgende kjemikalier faset ut (substituert) med kjemikalier med bedre miljødata Kjemikalie for substitusjon Kjemikalier substituert i 2003 Funksjon Klassifis ering Nytt kjemikalie Klassifi sering HAI-OS Korrosjonsinhibitor brønnbehandlig Svart FDP S656AM 02 FDP S656B-02 Rød Gul Phasetreat 7604 Emulsjonsbryter Prosess Svart Phasetreat 7615 Rød Lub Seal API DOP casing Svart Mercasol 633NEW Rød Bestolife 2000 Dop Svart Mercasol 633NEW Rød Bestolife Cu supr. Dop Svart Mercasol 633NEW Rød Mercasol 633 old Dop Svart Mercasol 633NEW Rød SD132 Avleiringsoppløser Rød Noxol 771DH Gul Brønn SA320 Avleiringshemmer Brønn Rød SA1360 Gul Kommentar Tabellen under er en oversikt over kjemikalier som benyttes /kan benyttes på Heidrun, som er på utfasingsliste pga. miljøegenskaper, klassifisert etter de nye retningslinjene fra SFT. Oversikt over kjemikalier som er på substitusjonsplan Kjemikalie for substitusjon Funksjon Klassifise ring Produksjon Phasetreat 7615 Emulsjonsbryter /Naftenathemmer Status substitusjon Rød På Clariant utfasingsplan. Test 2004 SOC 313 Skumdemper Rød På Clariant utfasingsplan. Nye produkt vil bli testet 2004 i Statoil. (utsatt fra 2003) Brønnb/kompl. FDP S656AM 02 Korrosjonsinh. Rød På Halliburton plan 2005 J483 brønnbehandl Rød På Schlumberger plan RX-72SXE Friksjonsred Rød Lite bruk,men bederedskap coiltubing W062 Emulsjonsbryter Rød På Schlumberger utfasingsplan 2005 W060 Emulgeringsmidd. Rød På Schlumberger utfasingsplan 2005 A259 - Korrosjonsinh. Rød På Schlumberger utfasingsplan 2005 F103 - EZEFLO*F103 Tensid Rød På Schlumberger utfasingsplan 2005 Surfactant Baraklean FL plus Vaskemiddel brøn Rød PÅ Halliburton plan Acfrac Gruspakking vanninj Rød Ikke utsipp Hjelpekjemikalier Mercasol 633 New Gjengefett boring og kompletering Rød Mente det var gult men er reklassifisert til rød. Mest miljøvennlige på markedet.

Dato Rev. nr. 12 av 77 Erifon 818 Stack Magic 200ND Dyno KI303 VN-6000K Hydraulikk væske for tenstion leggene BOP væske HD TLP Ph regulator/korosj gasstørkesystemet Korrosjonsinh. Sekundær varme/kjølesystem Rød På fabrikants plan. Lukket system, ingen utslipp Rød Skiftet i 2000. Endret kategorisering pga nye forskrifter, var gul. Brukes I lukket system HD TLP på borerigger. Rød Vurderer skifte til HR2510. Blir testet i Statoil i 2004 Rød Brukes ikke lenger i primærsystemet. Erstattes i 2004 Injeksjonskjemikalier Dyno DF550 Skumdemper Rød Test av nytt produkt (DF9026) i Statoil Sementering Halad 413 L Injeksjonsbrønner Rød På Halliburton plan 2 005 Halad 600 LE+ Rød På Halliburton plan 2 005 (.redusert bruk) CFR 3LE+ Rød På Halliburton plan 2004(bruken redusert) Ikke brukt i 2003

Dato Rev. nr. 13 av 77 Gjeldene utslippstillatelse i 2003 Heidrun mottok i november 2002 ny utslippstillatelse basert på de nye forskriftene. Denne ble oppdatert 17.12.2003 + samtykke SRP anlegg (biosid) 14.10.2003, i forhold til utslippstillatelsen gjeldene i 2003 srammen var basert på produkt. Dette er omregnet til stoff Tabell 1.1a av svart stoff Bruksområde Tillatt utslipp Bore og brønnkjemikalier 0.238 0.025 Driftskjemikalier 0.960 0.207 Rørledningskjemikalier Mindre bruk pga. utfasing av produkter. Bestolife 2000, Mercasol 633 SR(gammel type)og Phasetreat 7604 var benyttet i starten av året. Troskil92C var benyttet i slutten av året ved oppstart av sulfatfjerningsannlegget. Tabell 1.1b Forbruk av svart stoff Bruksområde Tillatt forbruk Forbruk Bore og brønnkjemikalier 2.50 0 Driftskjemikalier 0.00 0 Rørledningskjemikalier Ikke brukt i 2003 Tabell 1.2a Totalt utslipp av røde stoff Bruksområde Tillatt utslipp Bore og brønnkjemikalier 423 (Boring 4,4 Brønn 418) 12.7(Boring 0,9 Brønn 11,8) Driftskjemikalier 9 2.7 Rørledningskjemikalier 0 0.0 Mindre brukt pga. utfasing av produkter Tabell 1.2b Forbruk av røde stoff som ikke går til utslipp Bruksområde Tillatt forbruk Forbruk Bore og brønnkjemikalier 56 46.80 Driftskjemikalier 0 0.00 Rørledningskjemikalier 0 0.00 Dette er hovedsakelig oljebasertslam

Dato Rev. nr. 14 av 77 For gule stoff vil det kunne variere mye fra år til år beroende på mange faktorer, bl.a. antall brønner boret, brønnbehandlinger og variasjoner i separasjonstoget i prosess og variasjoner i reinjeksjon av produsertvann srammen var basert på produkt. Dette er omregnet til stoff. Tabell 1.3.a av stoff i gule kategori Bruksområde Anslått utslipp Anslått utslipp neste rapporteringsår Bore og brønnkjemikalier 1420 440 1400 Driftskjemikalier 150 60 150 Rørledningskjemikalier 0 0 0 Tabell 1.3.b av stoff i grønn kategori Bruksområde Anslått utslipp Anslått utslipp neste rapporteringsår Bore og brønnkjemikalier 9 400 9 701 10 000 Driftskjemikalier 260 422 500 Rørledningskjemikalier 0 0 0 Det var større utslippet av av grønne driftskjemikalier enn estimert. Dete skyldes hovedsakelig lav reinjeksjon når maursyre ble brukt i prosesstoget.

Dato Rev. nr. 15 av 77 1.2 Status på nullutslippsarbeidet Her er en status på de forpliktene planene som ble sendt inn til SFT i år 2000 og i 1.06.2003. Implementeringen går i henhold til plan men det er en del utfordringer på produsertvann reinjeksjons siden framover som må løses. Tabell: Status over tiltak Tiltak Tidsplan for gjennomføring Produsert vann Pumpe 1 Sommer 2003 reinjeksjon Pumpe 2 2005 Full reinjisering kapasitet sommer 2003 (1 pumpe 17000m3). Om vannproduksjonen kommer over 17000m3/dag før 2005 vil dette vannet gå til utslipp. Dette er tatt høyde for i EIF beregningene. Produsertvannrensing 2 Epcon tanker Kapasitet 7200m3/dag i parallell Redusere utslipp fra boring Avfallsbrønn Optimalisere bruk av brønnkjemikalier og minske utslipp Oppgradering av vannrenseanlegget vil bli gjennomført kontinuerlig for å overholde gjeldene konsesjonskrav og nye som 30 mg/l i 2006 Kontinuerlig arbeid. Vektmateriale med lavere tungmetallinnhold vil bli vurdert Ikke besluttet gjennomført, men vurderes om behov Status pr. 31.12.2003 Juli 2003 det nye anlegget for reinjeksjon installer med 1 pumpe. Det har vært en del innkjøringsproblemer, men injiserer pr. dato ca. 80 % av vannet. Reservoar miljøet i Heidrun er redd mulig forsuring av reservoaret og er derfor noe restriktiv ift. hvor mye vann som kan reinjiseres og hvor i reservoaret. Pr. dato står målet om 95% reinjeksjon fast, men det vil bli gjort vurderinger om dette er mulig når man får mer erfaring med reservoaret. Nye vannprognoser tyder på mindre vann enn tidligere antatt. Behovet for pumpe 2 er derfor under vurdering. -Innstalert EPCON mai 2003 (kapasitet 7000m3) -Avgassingstank er modifisert -Ny rør sløyfe på 50 m er lagt inn før hydrosykloner for å øke oppholdtiden, inkludert en Framomikser -Svart avleiringshemmer utfaset, rød tatt i bruk Pr. dato går det et prosjekt for å se på videre oppgradering av systemet. Etter en nærmere studie ble Illemenitt forkastet pga. forventede problem ift. retningsboring pga. magnetisme. Jobber mot leverandør for å holde tungmetall innhold i Barytt på et lavt nivå A17 pr. dato som en avfallsbrønn for noen avfallsvæsker spesielt ift. slott revovery., Kontinuerlig arbeid - Rød avleiringshemmer og oppløserer faset ut. - Bedret virkningsgrad Nye plasseringsteknikker og kjemikalier skal testes ut Man har også begynt å se mer aktivt på muligheter for å redusere produksjon av vann ved hjelp av forskjellige vannavstegningsteknikker.

Dato Rev. nr. 16 av 77 2 UTSLIPP FRA BORING OG BRØNN Det har vært stor aktivitet på bore siden også i 2003. I tillegg til B&B operasjoner fra TLP'n så har også West Alfa og Deepsea Bergen jobbet på bunnrammene på feltet. Heidrun TLP har også i år bare brukt vannbasert slam. Det er kun benyttet oljebasert slam fra flyterigg på nordflanken i 3 seksjoner. Boreavfall fra OBS er sendt til land. Ved slottrecovery på HD TLP er gammel borevæske/spacer injisert i deponeringsbrønn A-17. Tabell 2.0.1 Brønnstatus pr. 31/12 2003 Innrettning Produsent Gassinjeksjon Vanninjeksjon TLP A-06,A-07,A-09B,A-13 A-14,A-16,A-18,A-19 A-20,A-22,A-23,A24A, A-26,A-28,A-30A, A-31, A-32, A-33,A35B A38 Sjøvann A-25,A-37 A-38 Prod.vann A-55, A-56 A-36,A-40, A-41,A-42A, A-44,A-45,A-46, A-47,A-48,A-52,A-53 B Ramme B-1H,B-2H B-3H,B-4H C Ramme C-1H,C-2H C-3H,C-4H D Ramme D-1H, D-2H E Ramme F Ramme D-3AH, E-1H,E-2BH E-3DH,E-4H Tabell 2.0.2 Oversikt over boring og brønn aktiviteter i 2003 Aktivitet Antall TLP Antall Subsea Boring&Kompletering 6 3 Syrestimulering (flussyre) 0 Scale inhibitor squeeeze 11 Scale oppløser 2 CT 1 1 Sandvask 6 Syrevask (HCL) 6 Organisk syre 2 Lav sulfat vann(srp) F-2H

Dato Rev. nr. 17 av 77 2.1 Boring med vannbasert borevæske av vannbasert borevæske og borekaks etter boreoperasjoner er listet under i tabellen. Tallene for distribusjon av slam og kaks er total mengde brukt, inkludert topp-hull-seksjonen. Tabell 2.1 Boring med vannbasert borevæske Innretning Brønnbane Utboret mengde Forbruk av borevæske (m3) av borevæske - volum (m3) av borevæske - masse Gjennomsnittlig borevæskeutslipp pr. meter (m3) HEIDRUN 6507/7-A-10 369 2 319 2 129 2 824 0.55 6507/7-A-34 1 430 4 148 2 535 3 251 0.71 6507/7-A-50 Slotrec. 6507/7-A-50 A 0 1 660 1 221 1 587 0.00 106 2 515 2 189 2 933 2.27 6507/7-A-54 857 3 013 2 696 3 370 1.01 6507/7-A-56 917 1 945 1 795 2 429 0.64 HEIDRUN C 6507/7-C-4 H Slotrec. 0 449 403 484 0.00 WEST ALPHA 6507/8-F-1 H 6507/8-F-3 H 1 925 2 589 2 208 2 981 0.73 1 757 2 579 2 445 3 117 0.91 7 362 21 217 17 621 22 977 Fig 2.1 Trend forbruk av slamkjemikalier Fig2.2 Trend gjenbruk av boreslam Forbruk 50 Kg slam kjemikalier pr. utboret volum 3000 2000 1000 pr. utboret volum 0 2000 2001 2002 2003 Forbruk % Gjennbruk 40 30 20 10 0 2000 2001 2002 2003 År År Både gjenbruk av slam og mengde kjemikalier som brukes pr. utboret volum har gått i riktig retning. Dette skyldes bevist jobbing mot oppsatte mål.

Dato Rev. nr. 18 av 77 2.2 Boring med oljebasert borevæske Det er boret 3 seksjoner med oljebasert slam fra West Alpha på bunnrammer. Tabell 2.2.1 Boring med oljebasert slam Innretning Brønnbane Teoretisk hullvolum (m3) Forbruk av borevæske (m3) Borevæske til disponering Kaks til disponering Total mengde generert kaks/borevæske HEIDRUN C 6507/7-C-4 H 4 205 151 13 164 WEST ALPHA 6507/8-F-1 H 6507/8-F-3 H 126 497 551 378 929 188 720 445 564 1 009 318 1 422 1 147 955 2 102 Tabell 2.4 Disponering av oljebasert slam og borekaks Væsketype Generert slam- /kaksmengde Importert fra annet felt Slam- /kaksmengde til disponering til sjø Eksportert til annet felt Injisert Sendt til land Kommentar Oljebasert 2 102 0 2 102 0 0 0 2 102 Syntetisk 0 0 0 0 0 0 0 2 102 0 2 102 0 0 0 Tabell 2.5 kaks Væsketype Total mengde brukt - antall brønner - vedheng olje i kaks (g/kg) Disponering - total oljemengde Injeksjon - antall brønner Injeksjon - total mengde kaks Oljebasert 2 102 0 0 0 0 0

Dato Rev. nr. 19 av 77 3 UTSLIPP AV OLJEHOLDIG VANN 3.1 av olje og oljeholdig vann Heidrun TLP har 3 utslippspstrømmer for oljeholdig vann, produsertvann, spillvann og jettevann fra produsertvannssystemet. Produsertvann: Vannet skilles fra oljen i en 3 -trinns separasjonsprosess. I tillegg er det 2 testseparatorer. Vannet fra separatorene ledes inn på hydrosyklon for å skille ut olje. Herfra går pr dato 7000m3 gjennom to EPCON CFU enheter og deretter over i degassingstank. Etter degassingstanken blir det tatt prøver av vannet 3 ganger i døgnet for å måle oljekonsentrasjonen. Fra degassingstanken blir det meste av vannet reinjisert som trykkstøtte. Fig 3.1 Viser oversikt over produsertvannsystemet med PWRI og nye EPCON CFU enheter TO 1ST STG. SEPARATOR CHOKE VALVE TO 2ND STG SEPARATOR PV PRODUCTION MANIFOLD 1ST STG SEPARATOR CRUDE HEATER PV PV 2ND STG SEPARATOR 3RD STG SEPARATOR TEST MANIFOLD LV CRUDE METERING PACKAGE PV LV OIL TO DSL II 20H0101 INLET HEATER CHOKE VALVES TEST SEPARATOR A/B CRUDE TRANSFER PUMPS CRUDE COOLER LV PV PV OIL TO DSL I 20H0102 INLET HEATER FRAMO MIXER UNIT LV TO 1ST STG. SEPARATOR 50 M PIPELINE EXTENSION PRODUCED WATER PUMP HYDROCYCLONES 2ND STG SEPARATOR LV FROM NF E HYDROCYCLONES TEST SEPARATOR LV TO LP FLARE FROM NF D TO LP FLARE HYDROCYCLONES 1ST STG SEPARATOR PROD. WATER FLASH TANK PRODUCED WATER OVER BOARD TO 2ND STG SEPARATOR LV INTERNAL OIL SKIMMING LV EPCON CFU PILOT PLANT MINIFLOW FROM A TYPICAL TLP WELL PROD.WATER REJECT PUMP PROD. WATER REJECT TANK PRODUCED WATER RE-INJECTION PWRI FLARE TIP FROM NON HAZ. OPEN DRAIN (CENTRIFUGE) FROM HAZ. OPEN DRAIN (PUMP) FROM HP FLARE KNOCK- OUT DRUMS LP FLARE KNOCK- OUT DRUM LV TO 2ND STG SEPARATOR CLOSED DRAIN PUMP

Dato Rev. nr. 20 av 77 Spillvann fra TLP: Dette er vann fra åpent avløps system. Vannet renses i en sentrifuge før det pumpes ut. Systemet er delvis felles for produksjon og B&B. Dette har tidvis ført til problemer med mye partikler som gjør separasjonen vanskelig. Et forbedringsprosjekt er på gang for å forbedre utskilling av olje fra systemet. Jettevann Hver separator blir jettet normalt en gang pr uke. Vannet som følger med sanden er av varierende kvalitet og for å minimere utslipp av oljeholdig vann til sjø, blir jettvannet overført til sandrensepakken for å stå en tid til settling. Etter en stund blir sanden spylt til sjø. Resterende vann og olje som ligger på toppen overføres til 1.trinn. Måling av vedheng på sand gjøres minst 4 ganger pr.år Målemetode Oljeinnholdet i produsertvann og spillvann analyseres daglig på Heidrun plattformen med Infracal som er kalibrert mot GC metoden. Vannprøve sendes også til uavhengig laboratorium (PKS ), skiftet fra Westlab, for analyse 1 gang /mnd. Olje i vann analyserutinene på plattformen blir kontrollert en gang pr. år, ved et uavhengig laboratorium kommer ut på Heidrun for å kontrollere. Spillvann fra flyteriggene : Det er ikke sluppet ut spillvann fra flyteriggene på Heidrun i år. Vannet er sendt inn som spesial-avfall. Vanntype Tabell 3.1 Samlede utslipp fra hver utslippstype av oljeholdigvann Total vannmengde (m3) Dispergert oljekonsentrasjon 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 vannmengde (m3) Vannvolum til sjø (m3) Eksportert vannmengde (m3) Importert vannmeng (m3) Produsert 3 681 322 34.0 75.2 21.1 46.6 1 470 644 2 210 678 0 Fortregning 0.0 0.0 Drenasje 20 000 77.5 1.5 67.4 1.3 0 19 973 27 Jetting 1.7 1.0 3 701 322 78.4 49.0 1 470 644 2 230 651 27 Disse tallene inneholder jetting(vasking) både i produsertvannsystemet og drenasjevannsystemet. Jettingen for produsertvannsystemet utgjør ca 1 mg/l. I drenasjevannet er det store variasjoner og det er veldig vanskelig å få tatt representative prøver. Olje fra sandspyling er inkludert i produsertvannet. Olje fra sandspyling(jetting) utgjør 2 tonn 41% av produsertvannet ble reinjesert som trykkstøtte.

Dato Rev. nr. 21 av 77 Grafene under viser trenden siden oppstart når det gjelder oljekonsentrasjonen og utslipp av olje i produsertvann. Som man ser av grafen så er vi tilbake til et akseptabelt nivå på olje i vann konsentrasjonen etter en periode med problemer.. Reduksjonen av mengde olje utslipp skyldes lavere oljekonsentrasjon i produsertvannet Fig 3.1.1Trend olje i produsertvann Fig 3.1.2 Trend oljeutslipp fra produsertvann mg/l Olje i vann 70 60 50 40 30 20 10 0 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Tonn Olje 100 80 60 40 20 0 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 År År Grafen under viser effekten av produsertvann reinjeksjonssystemet siden oppstart. Pr 31.12.2003 er utslippet av olje redusert med 120 tonn. Grafen viser også at % vann til sjø falt i juli da det nye reinjeksjonssystemet kom på plass. Det viser også at systemet ikke fungerte som det skulle i november desember. Januar 2004 er tatt med for å vise at systemet er oppe å går igjen. Fig 3.1.3 Effekt av produsertvann reinjeksjon fra perioden 2001-2003 Tonn olje 150 140 130 120 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 % vann til sjø % Produsert vann til sjø Akkumulert reduksjon av oljeutslipp med PWRI fra starten desember oktober august juni april februar desember oktober august

Dato Rev. nr. 22 av 77 Tiltak for å forbedre produsertvannutslippet Dette er tatt vare på i 0- utslippsarbeidet og kontinuerlig forbedrings arbeidet. Tiltak for å forbedre spillvannutslippet Ny avskimming av olje i systemet er under implementering(noe forsinket) 3.2 av tungmetaller aromater og alkylfenoler med produsertvannet Målinger av innhold av oljekomponenter, tungmetaller og radioaktivitet i produsert vann fra feltet er utført i 2003. Produsertvann prøver tatt vår og høst er analysert og gjennomsnitt av disse brukt for rapporteringen. en av tungmetaller er i sin helhet beregnet på bakgrunn av målte gjennomsnittsverdier. Tungmetallene 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 0,08 ug/l. For de øvrige tungmetaller varierer deteksjonsgrensen fra 0,05 µg/l til 2 µg/l. Fig 3.2 av tungmetaller med produsertvann trend i kg tungmetaller i produsertvann kg 250000 200000 150000 100000 50000 0 2000 2001 2002 2003 År Det er en økning i konsentrasjonen av Barium fra 2002. Dette utgjør det meste av økningen fra i fjor. BTEX og organiske syrer er analysert hos West-Lab etter metode M-24 basert på GC-FID med "Headspace" injektor. Deteksjons- grensen er henholdsvis 0,02 mg/l for BTEX og 5 mg/l for de organiske syrene. NPD og PAH er analysert hos West-Lab etter metode M-036 basert på GC/MS og fenoler er analysert hos Batelle (USA). Deteksjonsgrensen er 0,01µg/l for NPD, PAH og fenoler. Oversikt over alle komponentene i produsert vann er vist i vedlegg, tabell 10.7.1 10.7.7. 44228 0 44228 27211 19896 28739 35855 20821 0 30317 Barium Arsen Bly Kadmium Krom Jern Kobber Kvikksølv Nikkel Zink

Dato Rev. nr. 23 av 77 Fig 3.2.1 av aromater og alkylfenoler med produsertvann Tonn 500 400 300 200 100 0 2000 2001 2002 2003 År Fig 3.2.2Fordeling av utslipp totalt Fig 3.2.3 Fordeling av utslipp av alkylfenoler (kg) 77 7,4 3,4 5 3 PAH m/npd BTX 404 Alkylfenoler Fenoler Karboksylsyrer Naftensyre 123 47 C3 Alkylfenoler C1-4910 Alkylfenoler C4- C6 Alkylfenoler C7- C9 Total utslippet av aromater og alkylfenoler har gått opp. Dette skyldes litt økte konsentrasjoner, mens fordelingen er stort sett samme som i 2002

Dato Rev. nr. 24 av 77 Tabell 3.2. 1 - Prøvetaking og analyse av produsert vann (Olje i vann) Gruppe Forbindelse (kg) Olje i vann Olje i vann (Installasjon) 73 173 Tabell 3.2. 2 - Prøvetaking og analyse av produsert vann (BTEX) Gruppe Forbindelse (kg) BTEX Benzen 3 979 Toluen 2 432 Etylbenzen 210 Xylen 818 7 439 Tabell 3.2. 3 - Prøvetaking og analyse av produsert vann (PAH) Gruppe Forbindelse (kg) PAH Naftalen* 442.00 C1-naftalen 464.00 C2-naftalen 376.00 C3-naftalen 309.00 Fenantren* 30.90 Antrasen* 5.97 C1-Fenantren 44.20 C2-Fenantren 53.10 C3-Fenantren 4.64 Dibenzotiofen 10.60 C1-dibenzotiofen 30.90 C2-dibenzotiofen 35.40 C3-dibenzotiofen 3.98 Acenaftylen* 0.01 Acenaften* 5.75 Fluoren* 33.20 Fluoranten* 0.55 Pyren* 2.21 Krysen* 0.31 Benzo(a)antrasen* 0.38 Benzo(a)pyren* 0.24 Benzo(g,h,i)perylen* 0.33 Benzo(b)fluoranten* 0.42 Benzo(k)fluoranten* 0.06 Indeno(1,2,3-c,d)pyren* 0.15 Dibenz(a,h)antrasen* 0.19 1 855.00

Dato Rev. nr. 25 av 77 Tabell 3.2. 4 - Prøvetaking og analyse av produsert vann (Sum NPD) NPD (kg) 1 811 Tabell 3.2. 5 - Prøvetaking og analyse av produsert vann (Sum 16 EPA-PAH (med stjerne)) 16 EPD-PAH (med stjerne) (kg) 523 Tabell 3.2. 6 - Prøvetaking og analyse av produsert vann (Fenoler) Gruppe Forbindelse (kg) Fenoler Fenol 2 653 C1-Alkylfenoler 1 194 C2-Alkylfenoler 862 C3-Alkylfenoler 201 C4-Alkylfenoler 69 C5-Alkylfenoler 55 C6-Alkylfenoler 9 C7-Alkylfenoler 15 C8-Alkylfenoler 21 C9-Alkylfenoler 2 5 081 Tabell 3.2. 7 - Prøvetaking og analyse av produsert vann (Sum Alkylfenoler C1-C3) Alkylfenoler C1-C3 (kg) 2 257 Tabell 3.2. 8 - Prøvetaking og analyse av produsert vann (Sum Alkylfenoler C4-C5) Alkylfenoler C4-C5 (kg) 123.797968 Tabell 3.2. 9 - Prøvetaking og analyse av produsert vann (Sum Alkylfenoler C6-C9) Alkylfenoler C6-C9 (kg) 47.3

Dato Rev. nr. 26 av 77 Tabell 3.2.10 - Prøvetaking og analyse av produsert vann (Organiske syrer) Gruppe Forbindelse (kg) Organiske syrer Maursyre 1 105 Eddiksyre 331 602 Propionsyre 57 478 Butansyre 8 401 Pentansyre 5 527 404 112 Tabell 3.2.11 - Prøvetaking og analyse av produsert vann (Andre) Gruppe Forbindelse (kg) Andre Naftensyrer 77 374.00 Barium 28 739.00 Arsen 3.98 Bly 1.57 Kadmium 0.29 Krom 1.83 Jern 19 896.00 Kobber 2.21 Kvikksølv 0.09 Nikkel 2.21 Zink 7.74 Naftensyre analysene er utført på Statoil F&U. Snitt av 3 prøver i 2003 Tabell 3.2.12 - Prøvetaking og analyse av produsert vann (Radioaktivitet) Gruppe Forbindelse Radioaktivt utslipp (bq) Radioaktivitet 226Ra 7 737 373 000

Dato Rev. nr. 27 av 77 4 BRUK OG UTSLIPP AV KJEMIKALIER Her gies en oversikt over alle kjemikalier som benyttes på Heidrun med beregnede utslipp. Samlet forbruk og utslipp av kjemikalier som er benyttet i de forskjellige operasjonene er gitt i tabeller under. I vedlegg 10.5 finnes en fullstendig oversikt på enkeltkjemikalienivå. 4.1 Samlet forbruk og utslipp Tabell 4.1 Samlet forbruk og utslipp av kjemikalier fordelt på bruksområder Bruksområdegruppe Bruksområde Forbruk Injisert A Bore og brønnkjemikalier 23 038 10 153.0 2 831 B Produksjonskjemikalier 1 007 424.0 304 C Injeksjonskjemikalier 257 0.3 0 D Rørledningskjemikalier E Gassbehandlingskjemikalier 29 9.6 5 F Hjelpekjemikalier 88 51.4 0 G H K Kjemikalier som tilsettes eksportstrømmen Kjemikalier fra andre produksjonssteder Reservoar styring 24 419 10 639.0 3 140 Forbruk og utslipp har gått ned mens økt kapasitet i reinjeksjon av produsertvann har økt injeksjon av kjemikalier. Dette er en positiv trend. Figur 4.1b Totalt forbruk og utslipp av kjemikalier Tonn *1000 40 30 20 10 0 Forbruk Reinjeksjon 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 År

Dato Rev. nr. 28 av 77 4.2 Bore og brønnkjemikalier (Bruksområde A) ID-Nr Funksjon ene er basert på innrapportering etter hver jobb. Brønnbehandling er tatt med her. Tabell 4.2.1 Oversikt over forbruk og utslipp av bore og kompleteringskjemikalier Forbruk Injisert 1 Biosid 0.2 0.1 0.0 2 Korrosjonshemmer 1.3 0.3 0.5 3 Avleiringshemmer 560.0 223.0 134.0 4 Skumdemper 5.8 5.1 0.0 7 Hydrathemmer 42.5 34.0 1.4 9 Frostvæske 49.9 21.0 23.9 10 Hydraulikkvæske (inkl. BOP væske) 8.6 8.6 0.0 11 ph regulerende kjemikalier 55.4 28.0 0.8 15 Emulsjonsbryte 1.6 0.6 0.0 16 Vektstoffer og uorganiske kjemikalier 14 169.0 7 587.0 1 991.0 17 Kjemikalier for å hindre tapt sirkulasjon 25.6 4.2 0.8 18 Viskositetsendrende kjemikalier (ink. Lignosulfat, lignitt) 578.0 356.0 0.2 21 Leirskiferstabilisator 2 045.0 1 011.0 0.0 22 Emulgeringsmiddel 49.4 0.0 0.0 23 Gjengefett 3.1 0.3 0.0 24 Smøremidler 49.3 34.6 0.0 25 Sementeringskjemikalier 1 024.0 86.3 3.8 26 Kompletteringskjemikalier 1 167.0 751.0 267.0 27 Vaske- og rensemidler 1.5 0.3 0.5 29 Oljebasert basevæske 74.8 0.0 0.0 37 Andre 3 126.0 1.9 407.0 23 038.0 10 153.0 2 831.0 Figur 4.2.1a Forbruk og utslipp av Bore og kompleteringskjemikalier Tonn B&B kjemikalier 40000 30000 20000 10000 0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Forbruk utslipp År

Dato Rev. nr. 29 av 77 4.2.1 Resultater oppnådd siste år og planer for kommende år BORING Heidrun er en del av Statoil's slamkontrakt med MI, som har stor fokus på gjenbruk. Alt slam unntatt fra topphullene går til gjenbruk. RESULTAT Både gjenbruk, forbruk og utslipp av boreslam har gått riktig vei i år. Markant nedgang i bruk og utslipp av det røde sementkjemikaliet Halad 600L. Utfasing av tungmetallholdig dop er gjennomført. PLANER For å begrense utslippet fortsettes arbeidet med å minimalisere kjemikaliebruk i hver enkelt seksjon. BRØNNBEHANDLING RESULTAT et av brønnbehandlingskjemikalier 41 % lavere enn det ville ha vært om ikke produsertvannreinjeksjon hadde vært drift. Utfasing av røde avleiringshemmere og oppløser er gjennomført. Det ble gjennomført 2 jobber med røde produkt i starten av året. Figur 4.2.1b av avleiringshemmer og oppløser i tonn (rødt og gult stoff) tonn 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Rød klassifisering Gul klassifisering år Økningen i utslipp skyldes økning i antall behandlinger.

Dato Rev. nr. 30 av 77 PLANER Testingen av oljeløslig avleiringshemmer vil fortsette. Også videre utvikling av de gule produktene vil bli gjennomført for å forbedre effektiviteten. Man ser også på forskjellige metoder for plassering av kjemikalier for å begrense utslipp/forbruk. 4.2.2 Produksjonskjemikalier (Bruksområde B) Forbruket av de kontinuerlige brukte kjemikaliene logges automatisk hver ½ time og godkjennes i en daglig forbruksrapport. Dette akkumuleres i en månedsrapport, som er det nivået som blir lagt inn i miljøregnskapsystemet. Beregning av utslipp av produksjonskjemikalier er gjort ved hjelp av Statoils Kjemikaliemasse- balansemodell (forkortet KIV, versjon 1.20). Modellen består av et regneark som ved hjelp av en rekke felt spesifikk 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 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 hvert felt 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 10.3 tabellene 10.5.1-10.5.9 er vist massebalanse for kjemikaliene innen hvert bruksområde, etter funksjonsgruppe med hovedkomponent. Brannskum (AFFF) og drikkevannsbehandlingskjemikalier inngår ikke oversikten over forbruk og utslipp av kjemikalier som angitt i kap 4, 5, 6 samt vedlegg

Dato Rev. nr. 31 av 77 Tabell 4.2.2 Oversikt over forbruk og utslipp av produksjonskjemikalier ID-Nr Funksjon Forbruk Injisert 2 Korrosjonshemmer 17 10.300 6.320 3 Avleiringshemmer 380 183.000 135.000 4 Skumdemper 27 0.007 0.005 6 Flokkulant 45 5.410 3.600 7 Hydrathemmer 349 163.000 117.000 11 ph regulerende kjemikalier 101 59.600 39.100 15 Emulsjonsbryte 88 2.970 2.030 1 007 424.000 304.000 Produsertvann reinjeksjon gjorde at 41% av det som skulle ha gått til utslipp ble i stedet injisert tilbake i reservoaret. Figur 4.2.2a Forbruk & av produksjonskjemikalier Figur 4.2.2b Forbruk av produksjonskjem. mot prosessert mengder Tonn produksjonskjem 2000 1500 1000 500 0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Forbruk Reinjeksjon 60 50 40 30 20 10 0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 År År

Dato Rev. nr. 32 av 77 4.2.2.1 Resultater oppnådd siste år og planer for kommende år Produsertvann mengdene og olje mengdene som var prosessert i 2003 var noe høyere enn i 2002. Forbruket av kjemikalier er noe høyere pga. dette. et av produksjonskjemikalier har gått noe opp. Dosering av noen kjemikalier er redusert pga. optimalisering.. RESULTAT Flokkulant Forbruket av TD260W har økt fra 26 til 45 tonn. Denne økningen skyldes mye testing ifm. det nye EPCON anlegget. Skumdemper Forbruket av SOC313 har gått ned fra 46 til 27 tonn. Dette skyldes at det er prosessert noe mindre olje og dosering er optimalisert. Avleiringshemmer I prosess benyttes nå Scaletreat 7812. Dette er et blandingsprodukt av Scaltreat 7810 og Tros852. I 2002 ble det benyttet 170 tonn avleiringshemmer mens i 2003 378 tonn. Dette skyldes økt dosering pga av mer sjøvannsgjennombrudd samt høyere produsertvann volum. Emulsjonsbryter Phastreat 7606 er faset ut (sort) mot Phastreat 7615 (rød).forbruket av Phasetreat 7606 (1 mnd) og Phastreat 7615 har økt fra 72 til 89 tonn. Dette skyldes økt vannproduksjon Hydrathemmer Forbruket av metanol har gått ned fra 508.til 350 tonn. Dette skyldes mindre brønner på nordflanken som startes og stoppes. Korrosjonsinhibitor Forbruket av KI384 er redusert fra 25 til 17 tonn. Dette skyldes mindre væskevolum fra subsea brønnene på nordflanken. ph regulerende Maursyre benyttes i prosessen periodisk ifm.naftenatproblemet.forbruket har gått ned fra 148 til 100 tonn. Dette skyldes bedre kontroll i anlegget.

Dato Rev. nr. 33 av 77 Testing av produksjonskjemikalier i perioden Under følger en oversikt over produksjonskjemikalier som er testet i perioden. 2003 Test Formål Resultat Avleiringshemmer: Erstatter ST 852 NW Redusere fra 2 til et ST 7812 tas i bruk på pernanent basis MEG / ST 7810 med ST 7812 kjemikalie Naftenathemmer: Erstatter PT 7606 med PT 7615 Erstatte sort produkt med rødt produkt PT 7615 tas i bruk på permanet basis. Går fra sort til rødt kjemikalie Januar Starter opp prosjekt på Å på sikt erstatte rødt Status 31/12: miljøvennlig naftenathemmer ved produkt med en gul Kjemikaliene er til testing ved Statoil F&T. Statoil F&T. 3 leverandører er med i prosjektet med kjemikalier. Derav to som kan levere gule produkter. naftenathemmer Miljøvennlig naftenathemmer vil identifiseres innen Q3 2004. April Starter Flokkulant prosjekt ved Statoil F&T. 4 leverandører deltar i prosjektet med produkter. Mai Test av flokkulant ift EpCon - langtidstest EpCon Juli Optimaliserer dosering av flokkulant i prosessanlegget, TD 260. August Clariant utfører offshore flasketester av ny emulsjonsbryterdel i naftenathemmeren, PT 7615 Septem Starter prosjekt med er kjemikalieleverandør av ST 7812 for å se på ny avleringshemmer som skal fungere under sure betingelser og som skal doseres ved lavere rater Felt test av PT 7618 og PT 7621 Novem ber Felt test av 4 nye flokkulanter Finne den flokkulanten som fungerer best under Heidrun betingelser Testene som ble utført ved Statoil F&T ble ferdig i september. Det ble identifisert 4 produkter som i flasketester vil fungere like bra eller bedre en dagens produkt under Heidrun betingelser. Felt test av produktene ble planlagt i november, men ble utsatt til mars 2004. Optimalisere OiW Øker til 18 ppm TD 260 Optimalisere OiW og redusere bruk av kjemikalie Forbedre emulsjonsbrytende egenskapene i dagens naftenathemmer Finne en avleringshemmer som vil fungere tilfredstillende under sure betingelser og som samtidig skal doseres ved lavere rate en dagens produkt. Teste emulsjonsbrytende egenskaper ift dagens produkt Finne den flokkulanten som fungerer best i vannrenseanlegget på Heidrun mhp reduksjon i OiW. Reduserer dosering til 7 ppm To nye produkter formuleres PT 7618 og PT 7621 To nye produkter identifisert, januar 2004. Test utsettes til februar 2004 Test utsettes til mars 2004

Dato Rev. nr. 34 av 77 4.2.3 Injeksjonskjemikalier (Bruksområde C) Tabell 4.2.3 Oversikt over forbruk og utslipp av Injeksjonskjemikalier ID-Nr Funksjon Forbruk Injisert 1 Biosid 52 0.052 0 3 Avleiringshemmer 82 0.082 0 4 Skumdemper 18 0.018 0 5 Oksygenfjerner 105 0.105 0 257 0.257 0 Figur 4.2.3 Forbruk og s trend for Injekssjonskjemikalier Injeksjonskjem Tonn 350 300 250 200 150 100 50 0 Forbruk 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 År 4.2.3.1 Resultater oppnådd siste år og planer for kommende år RESULTAT Forbruket av injeksjonskjemikalier har økt pga. større vannvolum å behandle. Dette gjelder også produsertvannreinjeksjonen. Oksygenfjerner Forbruket av OR-23 har gått opp fra 89 til 104 tonn Skumdemper Forbruket av DF550 har økt fra 11 tonn 18 Avleiringshemmer Forbruket av 852NW har gått ned fra 84 til 82 tonn. Biosid Forbruket av MB-544C har gått opp fra 44 til 52 tonn. PLANER Ingen spesielle

Dato Rev. nr. 35 av 77 4.2.4 Rørledningskjemikalier (Bruksområde D) Ikke brukt. 4.2.5 Gasbehandlinskjemikalier (Bruksområde E) TEG(glykol) benyttes for gasstørking. Det meste av glykolen regenereres, men noe går ut via avluftningslinjen i regenereringsanlegget og noe blir overført til 1. trinnseparator og følger vannfasen ut av anlegget. Tabell 4.2.5 Oversikt over forbruk og utslipp av gassbehandlingskjemikalier ID-Nr Funksjon Forbruk Injisert 8 Gasstørkekjemikalier 28.7 9.63 4.73 28.7 9.63 4.73 Fig 4.2.5 Forbrukstrend for gassbehandlingskjemikalier (TEG) Tonn TEG 100 80 60 40 20 0 1997 1998 1999 2000 År 2001 2002 2003 Forbruk Reinjeksjon Resultater oppnådd siste år og planer for kommende år RESULTAT Forbruket har stabilisert seg de tre siste årene rundt 27 tonn. PLANER Ingen spesiell.

Dato Rev. nr. 36 av 77 4.2.6 Hjelpekjemikalier (Bruksområde F) Hjelpekjemikaliene består av smøremiddel, frostvæske, vaske og rensemidler, hydraulikkvæske og brannskum. Forbruket av disse logges på et månedskjema. Tabell 4.2.6 Oversikt over forbruk og utslipp av hjelpekjemikalier ID-Nr Funksjon Forbruk Injisert 1 Biosid 3.1 0.77 0 2 Korrosjonshemmer 0.2 0.05 0 3 Avleiringshemmer 16.8 4.21 0 4 Skumdemper 0.2 0.05 0 5 Oksygenfjerner 1.5 0.03 0 7 Hydrathemmer 13.2 0.26 0 9 Frostvæske 3.8 3.79 0 10 Hydraulikkvæske (inkl. BOP væske) 9.6 9.58 0 26 Kompletteringskjemikalier 13.3 6.21 0 27 Vaske- og rensemidler 26.4 26.40 0 88.1 51.40 0 I år er kjemikalier brukt i det nye sulfatfjerningsannlegget (SRP) lagt her. Vi får for neste år vurdere om alle kjemikaliene bør ligge her eller noen legges under injeksjonskjemikalier. 4.2.6.1 Resultater oppnådd siste år og planer for kommende år RESULTAT SRP Kjemikalier DF-550 Benyttes for å unngå skumming i Minox og reservoar. Tilsettes slik at alt går i reservoaret. Feil utslipps faktor brukt i 2003 (25% ).Bør neste år regnskapsføres sammen med injeksjonskjemikalier. OR-15 Benyttes for å redusere oksygen i vannet. Estimert 2% utslipp av overskudd Metanol Benyttes ifm Minox. Reagerer til vann og Co2. Estimert 2% utslipp av overskudd ST852NW Benyttes for å beskytte SRP anlegget (kontinuerlig 5ppm. 25% til utslipp) samt batchvis i reservoaret ved oppstart og nedstegning av brønner. Biosid For å unngå organisk groing i SRP anlegget benyttes biosid etter behov. Nå i en oppstart fase har man måtte starte med en høy frekvens i biosidbehandling. Etter hvert nå så vil man redusere bruken for å finne det riktige nivået. I oppstarten ble biosidet Troskil92C brukt pga.

Dato Rev. nr. 37 av 77 tekniske krav. Etter at alle mebranene er vasket gjennom med dette så vil man gå over til bruk av glutaraldehyde. 25% vil gå til utslipp TEG TEG benyttes i kjøle/varmesystemet. Det er ikke tilsatt noen korrosjonsinhibitor pga problemer med stabiliteten i systemet. Vaskemiddler På HD TLP benyttes Dyno CC5105 og på flyte riggene Microcit120M Hydraulikkvæske Forbruket av HW443 har gått ned. Dette skyldes mer stabil drift av subsea systemene. 4.2.7 Kjemikalier som tilsettes eksoportstrømmen (Bruksområde G) Ingen 4.2.8 Kjemialier fra andre installasjoner (Bruksområde H) Ingen

Dato Rev. nr. 38 av 77 5 EVALUERING AV KJEMIKALIER Her kommer en oversikt på komponentnivå over de utslippene fra Heidrun. Klassifiseringen av kjemikalier og stoff i kjemikalier er i henhold til den klassifisering som angis i datasystemet Chems. Dette innebærer følgende: Svarte kjemikalier; kjemikalier som det kun unntaksvis gis tillatelse til utslipp av. Dette omfatter kjemikalier som berøres av kategorinummer 1-4 i tabell 5.1. Røde kjemikalier; kjemikalier som skal prioriteres spesielt for substitusjon i henhold til SFTs kriterier. Dette omfatter substitusjonskandidater som berøres av kategorinummer 5-8 i tabell 5.1. Gule kjemikalier; miljøakseptable kjemikalier. Dette omfatter kategorien "Andre kjemikalier" som ikke er berørt av SFTs utfasingskriterier 1-8 i tabell 5.1. Grønne kjemikalier; kjemikalier på PLONOR-listen (Substances used and discharged offshore which are considered to Pose Little Or No Risk to the Environment). Følgende forutsetninger er lagt til grunn: Kjemikaliets akvatiske giftighet (laveste EC50 eller LC 50 verdi) er brukt for å klassifisere dets stoffer. Der hvor stoffgiftighet er oppgitt er denne anvendt. Organiske kjemikalier/stoff som er vurdert ikke er tilstrekkelig testet mht bioakkumulering og bionedbrytbarhet er gitt LogPow = 6 og BOD = 10 og dermed plassert i gruppe 3, BOD < 20 og LogPow >6 Uorganiske stoff i kjemikalier med høy giftighet hvor stoffet er Plonorstoff eller anses å ikke bidra til giftigheten er klassifisert som Andre. Organiske silikonforbindelser (polydimetylsiloksaner og silikonglykoler) er klassifisert i henhold til økotoksikoloisk data, i hovedsak i kategorien BOD <20%. Arsen, krom, nikkel og sink er ikke som i tidligere år rapportert i kategorien MiBu (miljøgifter) Fluorsilikoner, fluorscein fargestoff og fluorbenzosyre er klassifisert i henhold til de økotoksikologiske data, i hovedsak under kategorien BOD <20%. Brannskum inngår ikke i årets rapportering da det ikke lenger kreves HOCNF eller utslippstillatelse for slike stoffer. Organofile leire er gitt LogPow = 2 fordi bioakkumulering ikke uttrykker leirpartiklenes akkumuleringsegenskaper. BOD vil således styre slike stoffs klassifisering. Uorganiske stoffer med liten giftighet er klassifisert som Andre kjemikalier Organiske stoff som ikke er Plonor og som har BOD og Log Pow verdier som medfører at de ikke tilhører SFTs prioriterte grupper er klassisifert som Andre kjemikalier.

Dato Rev. nr. 39 av 77 5.1 Oversikt Tabellen under viser en total mengde utslipp pr. miljøkategori for Heidrun feltet. Tabell 5.1 Totalt utslipp fordelt på miljøkategorier FT klasse beskrivelse SFT klasse SFT farge klasse Mengde brukt Mengde sluppet ut ann 200 Grønn 6 754.0000 3 238.0 0000 jemikalier på PLONOR listen 201 Grønn 13 083.0000 6 885.00000 ormonforstyrrende stoffer iste over prioriterte kjemikalier som omfattes av resultatmål 1 (Prioritetslisten) t.meld.nr.25 (2002-2003) 1 Svart 2 Svart 0.0007 0.00007 ionedbrytbarhet < 20% og log Pow >= 5 3 Svart 1.0500 0.07070 ionedbrytbarhet < 20% og giftighet EC50 eller LC50 <= 10 mg/l 4 Svart 0.6470 0.16200 jemikalier på OSPARs taintingliste o av tre kategorier: Bionedbrytbarhet < 60%, log Pow >= 3, EC50 eller LC50 <= 10 mg/l organisk og EC50 eller LC50 <= 1 mg/l 5 Rød 6 Rød 70.9000 1.79000 7 Rød ionedbrytbarhet < 20% 8 Rød 49.9000 13.60000 ndre Kjemikalier 100 Gul 4 460.0000 500.00000 24 419.0000 10 639.00000 De miljøskadelige komponentene utgjør en meget liten del av det totale utslippet og det arbeides kontinuerlig med å fase ut disse produktene. De røde utgjør 0,15 % og de svarte under 0,01 % av totalen. Fig 5.0.1 Fordeling av totalutslippet 5 % 30 % 65 % Vann Kjemikalier på PLONOR listen BOD < 20% Andre Kjemikalier

Dato Rev. nr. 40 av 77 Fig 5.0.2 Trend utslipp av grønnekjemikalier(plonor) Tonn 20000 15000 10000 5000 0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 År et av PLONOR kjemikalier er veldig avhengig av borevirksomheten. Nedgangen beror bl.a av mindre kjemikalier i i boreslammet og mer gjennbruk Fig 5.0.2 Trend utslipp av gule (akseptable) kjemikalier 1200 1000 Tonn 800 600 400 200 0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 År Ingen store endringer fra 2002 Fig 5.0.3 Trend utslipp av røde (uakseptable) kjemikalier Tonn 80 60 40 20 0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 År Markant nedgang fra 2002 kommer hovedsakelig fra utfasing av røde avleiringsoppløser og avleiringshemmer for brønn.