Årsrapport til Miljødirektoratet 2015 for Gudrun

Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2026-03-15 Side 1 av 44

Tittel: Årsrapport til Miljødirektoratet 2015 for Gudrun Dokumentnr.: Kontrakt: Prosjekt: Gradering: Distribusjon: Open Kan distribueres fritt Utløpsdato: Status 2026-03-15 Final Utgivelsesdato: : Eksemplar nr.: Forfatter(e)/Kilde(r): Cecilie Surdal, Linda-Mari Aasbø, Hanne Fosnes Omhandler (fagområde/emneord): Utslipp til sjø og luft, kjemikalier, akutt forurensning, avfall Merknader: : Ansvarlig for utgivelse: DPN SSU SUS Oppdatering: Myndighet til å godkjenne fravik: Fagansvarlig (organisasjonsenhet): Fagansvarlig (navn): Dato/Signatur: TPD SSU DW ENV Linda-Mari Aasbø DPN SSU ENV EC Hanne Fosnes Utarbeidet (organisasjonsenhet): Utarbeidet (navn): Dato/Signatur: TPD SSU DW ENV Linda-Mari Aasbø DPN SSU ENV EC Cecilie Surdal Anbefalt (organisasjonsenhet): Anbefalt (navn): Dato/Signatur: TPD D&W MU HPHT DPN SSU OS SLF DPN OS SLF GUD Per Brekke Foldøy Eivind Samset Vidar Hjertvikrem Godkjent (organisasjonsenhet): Godkjent (navn): Dato/Signatur: DPN OS SLF Asbjørn Løve Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2026-03-15 Side 2 av 44

Innledning Rapporten omfatter utslipp til luft og sjø, forbruk og utslipp av kjemikalier og håndtering av avfall fra Gudrun-plattformen og boreriggen West Epsilon som har operert på Gudrun i 2015. Alle utslipp knyttet drift av Gudrun-plattformen og boreaktiviteten, som finner sted på West Epsilon, er rapportert i årsrapporten for Gudrun feltet, referanse. Rapporten er bygd opp i henhold til Miljødirektoratets retningslinjer for årsrapportering fra petroleumsvirksomhet til havs. Det har vært seks utilsiktede hendelser på Gudrunfeltet i 2015. Rapporten er utarbeidet av Boring og Brønn sin ENV-enhet i TPD D&W, og registrert i Epim Environment Hub (EEH) til 15.mars. Kontaktpersoner hos operatørselskapet er Linda-Mari Aasbø (telefon +47 47273739, e-postadresse liaasb@statoil.com) og Demeke Wasie (telefon +47 90273342, e-postadresse dew@statoil.com). Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2026-03-15 Side 3 av 44

Innhold 1 Status... 6 1.1 Generelt... 6 1.2 Fakta om Gudrun... 7 1.3 Aktiviteter i 2015... 7 1.4 Utslippstillatelser 2015... 7 1.5 Overskridelser av utslippstillatelsen... 8 1.6 Status forbruk og produksjon... 8 1.7 Status nullutslippsarbeidet... 10 1.8 Kjemikalier som skal prioriteres for utfasing... 10 2 Utslipp fra boring... 12 2.1 Boring med vannbasert borevæske... 12 2.2 Boring med oljebasert borevæske... 12 2.3 Boring med syntetisk borevæske... 13 2.4 Borekaks importert fra andre felt... 13 3 Utslipp av oljeholdig vann... 14 3.1 Utslipp av olje og oljeholdig vann... 14 3.1.1 Produsertvannsystemet... 16 3.1.2 Drenasjevann... 17 3.2 Prøvetaking og analyse av oljeholdig vann... 18 3.3 Usikkerhet i datamaterialet... 18 3.3.1 Vurdering av usikkerhet knyttet til prøvetaking... 18 3.3.2 Vurdering av usikkerhet knyttet vil vannmengdemåling... 18 3.3.3 Vurdering av usikkerhet knyttet til analysemetode... 19 3.4 Organiske forbindelser og tungmetaller... 19 4 Bruk og utslipp av kjemikalier... 23 4.1 Samlet forbruk og utslipp... 23 5 Evaluering av kjemikalier... 24 5.1 Substitusjon av kjemikalier... 24 5.2 Oppsummering av kjemikaliene... 26 5.3 Usikkerhet i kjemikalierapportering... 28 6 Bruk og utslipp av miljøfarlige forbindelser... 29 6.1 Kjemikalier som inneholder miljøfarlige forbindelser... 29 6.2 Stoff som står på Prioritetslisten som tilsetninger og forurensninger i produkter... 29 6.3 Brannskum... 29 7 Utslipp til luft... 30 7.1 Generelt... 30 7.2 Forbrenningssystemer... 30 7.3 Utslipp ved lagring og lasting av olje... 31 Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2026-03-15 Side 4 av 44

7.4 Diffuse utslipp og kaldventilering... 31 7.5 Bruk av gassporstoffer... 32 8 Utilsiktede utslipp... 33 8.1 Utilsiktede utslipp av olje... 33 8.2 Utilsiktede utslipp av kjemikalier... 34 8.3 Utilsiktede utslipp til luft... 36 9 Avfall... 37 9.1 Farlig avfall... 38 9.2 Kildesortert avfall... 39 10 Vedlegg... 40 Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2026-03-15 Side 5 av 44

1 Status 1.1 Generelt Nordsjøen er vår eldste petroleumsregion. Her har det vært produksjon i mer enn 30 år, og området kan derfor betegnes som moden oljeprovins. Likevel er det flere nye funn som nylig er utbygd og som er planlagt utbygd de nærmeste årene. Gudrun som ligger i midtre del av Nordsjøen er det nyeste feltet som er satt i produksjon i dette området. Gudrun ligger på ca. 110 m havdyp om lag 55 km nord for Sleipner-feltene (Figur 1.1). Reservoarene inneholder olje og gass i Draupne-formasjonen og gass i Hugin-formasjonen. Hugin i Gudrun inneholder et lett gasskondensat. Draupne i Gudrun består av sandsteinsreservoarene Draupne 2 (gasskondensat) og Draupne 3 (olje). I tillegg finnes mindre mengder olje i Draupne 1. Gudrun består av flere produktive lag med ulike trykkprofiler hvor alle er såkalte High Temperature High Pressure (HTHP) reservoar, det vil si reservoarer med betydelig høyere trykk enn hydrostatisk trykk, samt høy temperatur. Gudrun-feltet ligger i blokk 15/3 og tilhører produksjonslisensen PL025. Figur 1.1: Kart over midtre Nordsjøen med Sleipner og Gudrun (Oljedirektoratets faktakart) Gudrun er en enkel produksjonsplattform stående på et tradisjonelt stålunderstell. Plattformen har prosessanlegg for delvis behandling av olje og gass, før hydrokarbonene sendes i rør til Sleipner-feltet. Her blir olje og gass fra Gudrun videre prosessert før oljen blandes med Sleipner-kondensat og sendes til Kårstø. Gassen renses for CO 2 før den eksporteres til Europa i Gassled-systemet. Gudrun har syv brønner i produksjon med naturlig trykkavlastning. Plattformen forsynes med strøm gjennom kabel fra Sleipner. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2026-03-15 Side 6 av 44

1.2 Fakta om Gudrun Produksjonslisens PL025 ble tildelt i 1969, med Norsk Hydro Produksjon A/S, Aquitaine Norge A/S, Total Norge A/S og Elf Norge A/S på eiersiden. Gudrun ble påvist i 1975 med Elf Aquitaine Norge som operatør for lisensen. I 1997 overtok Statoil operatørskapet i produksjonslisens PL025. Det har siden 1974 blitt boret totalt åtte undersøkelsesbrønner innenfor lisensen, hvorav hydrokarboner har blitt påvist i seks av brønnene. Mer fakta er oppsummert i tabell 1.1. Tabell 1.1 Fakta om Gudrun Blokk og utvinningstillatelse Blokk 15/3 - utvinningstillatelse 025, tildelt 1969 Funnår: 1975 Godkjent utbygd: 16.06.2010 i Stortinget Operatør: Statoil Petroleum AS Rettighetshavere Statoil Petroleum AS 36% Engie E&P Norge AS 25% OMV (Norge) AS 24% Repsol Norge AS 15% Utvinnbare reserver Opprinnelig 11,9 millioner Sm 3 olje 6,2 milliarder Sm 3 gass 1,4 millioner tonn NGL Gjenværende 7,7 millioner Sm 3 olje 4,0 milliarder Sm 3 gass 1,0 millioner tonn NGL Produksjonsoppstart: Mai 2014 1.3 Aktiviteter i 2015 På Gudrun har boreriggen West Epsilon i 2015 utført aktivitetene som beskrevet i Tabell 1.2. Tabell 1.2: Oversikt over boreaktiviteter og andre brønnoperasjoner utført av West Epsilon på Gudrun Brønnnavn Seksjoner Type fluid 15/3-A-13 Komplettering Kompletteringsvæske (brine) 15/3-A-14 26 Vannbasert mud 17 ½, 12 ¼, 8 ½ Oljebasert mud Komplettering Kompletteringsvæske (brine) 15/3-A-16 (T2/T3) 17 ½, 12 ¼, 8 ½ Oljebasert mud Komplettering Kompletteringsvæske (brine) 1.4 Utslippstillatelser 2015 Tabell 1.3 gir en oversikt over gjeldende utslippstillatelser på Gudrun Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2026-03-15 Side 7 av 44

Tabell 1.3: Gjeldende utslippstillatelser Type tillatelse Dato gitt Statoil referanse Tillatelse etter forurensningsloven for produksjon og drift på Gudrun Tillatelse etter forurensningsloven for boring og brønnkomplettering på Gudrunfeltet Miljødirektoratets referanse 03.02.2015 AU-GUDR-00067 2013/1153 03.02.2015 AU-EPN D&W DWS-00156 2013/1153 1.5 Overskridelser av utslippstillatelsen I januar, februar, mars og april ble krav om oljekonsentrasjon under 30 mg/l overskredet for drenasjevann. Hendelsene er avviksbehandlet, og det er iverksatt tiltak for å oppnå og opprettholde lav oljekonsentrasjon i drenasjevannet. Se Tabell 1.4 for oversikt over konsentrasjon og oljemengder. Tabell 1.4: Overskridelse av krav for drenasjevann Synergi Måned Konsentrasjon Oljemengde [kg] 1431254 Januar 34 6 1441129 Februar 121* 29 1441130 Mars 246* 41 1441131 April 64 7 *Skyldes delvis gass- og kondensatlekkasjen som medførte at kondensat fylte opp dren. Se også Kapittel 8.1. I 2015 ble forbruksrammen for rødt stoff overskredet som følge av forbruk av vokshemmeren Flexoil FM-276 i eksportstrømmen. På grunn av voksutfordringer i eksportlinje er det behov for bruk av vokshemmeren. Det er gjort forsøk med reduksjon i dosering, men man har sett behov for å øke forbruket igjen. Forbruket av rødt stoff innen produksjonskjemikalier endte på 103 tonn. Gudrun har tillatelse til forbruk av produksjonskjemikalier opptil 84,7 tonn rødt stoff. Søknad om oppdatering av ramme rødt basert vokshemmerbehovet vil bli sendt Miljødirektoratet i løpet av kort tid. 1.6 Status forbruk og produksjon Tabell 1.5 oppsummerer injiserte mengder og forbrukte mengder gass og diesel for feltet i 2014. Tabell 1.6 gir en oversikt over produksjonsdata for 2015. Netto produksjon er leveranser av tørrgass, kondensat og NGL etter prosessering i landanlegg. Figur 1.1 viser prognoser for for olje- og gassproduksjonen på feltet. Forbruk og produksjonsdata er gitt av Oljedirektoratet og omfatter ikke diesel brukt på flyttbare innretninger (det vil si ikke avgiftspliktig diesel). Det er avvik mellom dieselmengder i Kapittel 1 og 7. Dieselmengdene oppgitt i Kapittel 7 er korrekt. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2026-03-15 Side 8 av 44

Tabell 1.5: Status forbruk Måned Injisert gass Injisert vann Brutto faklet gass Brutto brenngass Diesel [Sm3] [Sm3] [Sm3] [Sm3] [l] Januar 83 555 0 Februar 19 198 0 Mars 134 534 0 April 4 456 0 Mai 531 0 Juni 22 789 3 286 000 Juli 1 149 0 August 29 434 0 September 360 683 0 Oktober 39 396 0 November 102 814 0 Desember 64 574 0 Sum 863 113 3 286 000 Tabell 1.6: Status produksjon Måned Brutto olje [Sm3] Netto olje [m3] Brutto kondensat [Sm3] Netto kondensat [Sm3] Brutto gass [Sm3] Netto gass [Sm3] Vann [m3] Januar 259 231 225 007 134 067 877 126 680 535 2 241 Februar 164 304 151 888 81 302 363 84 705 902 1 156 Mars 27 406 23 125 15 306 484 14 329 615 189 April 284 588 240 649 137 736 124 126 996 103 2 023 Mai 326 170 287 322 157 457 561 143 933 416 3 442 Juni 320 213 273 967 154 040 967 139 441 780 3 472 Juli 337 295 289 910 163 008 219 147 050 491 3 833 August 288 183 251 332 141 461 054 128 972 709 3 499 September 337 812 287 331 151 484 620 140 770 652 3 007 Oktober 391 562 338 238 169 410 004 162 445 014 4 236 November 387 331 331 934 168 576 953 160 208 483 4 032 Desember 390 689 331 238 172 012 204 163 601 632 3 363 Sum 3 514 784 3 031 941 1 645 864 430 1 539 136 332 34 493 Netto NGL [Sm3] 3,5 3,0 2,5 Olje (MSm3) Gass (GSm3) 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Figur 1.1: Produksjon av olje, NGL og gass fra oppstart 2014, samt prognoser ut feltets levetid (iht RNB2016) Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2026-03-15 Side 9 av 44

1.7 Status nullutslippsarbeidet Utbygging og drift av Gudrun-feltet er gjort med prinsipp i å gi minst mulig påvirkning på miljøet. Kaks fra boring med oljebasert borevæske sendes til land for videre behandling. Det er planlagt å bruke testseparator for å unngå utslipp til luft ved brønntesting/-opprenskning. Elektrisk kraft vil bli importert via sjøkabel fra Sleipner A. Nødgenerator på Gudrun plattform har lav NOx-teknologi. Konsept med rensing av produsert vann og utslipp til sjø er valgt fordi man ikke har noe tilgjengelig reservoar å deponere vannet i. Systemet er imidlertid forberedt for injeksjon i Utsiraformasjon ved å installere fremtidig utstyr, dersom reservoaret blir tilgjengelig i fremtiden. Renseanlegget for produsert vann er pr. i dag i drift med to rensetrinn basert på hydrosykloner og flotasjonsteknologi. Produsertvannsystemet er designet for å behandle vann med inntil 1000 mg/l kondensat ut fra separatorene. Statoil stiller strenge krav til kjemikaliers tekniske og miljømessige egenskaper. Det pågår kontinuerlig et arbeid for å substituere kjemikalier med mer miljøvennlige alternativer. Det er lagt vekt på å velge kjemikalier i kategori gul og PLONOR. For å sikre/redusere risiko for utilsiktede utslipp fra rigg er det satt følgende tekniske krav til riggen. Riggen skal ha: Doble fysiske barrierer på alle linjer mot sjø Tankkapasitet for oljeholdig vann Liquid additive system (LAS) for automatisk dosering av sementkjemikalier. Systemet gir god nøyaktighet og kontrollert forbruk av kjemikalier Alle områder hvor olje- og kjemikaliesøl kan oppstå skal være koblet til et lukket drenssystem To uavhengige systemer for operering av slip-joint pakninger på stigerør Området ved kjellerdekkshull og andre områder der utslipp normalt kan gå direkte til sjø har kant som forhindrer utslipp til sjø EIF utarbeidet i 2015 er beregnet på grunnlag av 2014-data, så det er ikke gjennomført EIF beregninger i 2015 for Gudrun. 1.8 Kjemikalier som skal prioriteres for utfasing Boreoperasjonene på Gudrun-feltet i 2015 ble gjennomført ved bruk av et oljebasert borevæskesystem bestående av grønne, gule og røde kjemikalier, i tillegg ble det benyttet støttekjemikalier i grønn og gul kategori. Hydraulikkolje i svart kategori ble benyttet i lukket system uten utslipp til sjø. Utfasing av hydraulikkoljer ivaretas gjennom sentrale utfasingsprogram i Statoil, og arbeidet med å fase ut Shell Tellus S2V46 og Shell Tellus S2V15 ligger innunder dette. Statoil har også planer om substitusjon av brannskum som inneholder AFFF. RF1 er tatt i bruk på Gudrun. Tabell 1.5 viser hvilke produkter som er substituert på Gudrun. Tabell 1.6 viser hvilke produkter som i henhold til Miljødirektoratets krav skal prioriteres i det videre substitusjonsarbeidet. Borevæskekjemikalier og sementeringskjemikalier er de kjemikaliene som borevæskeleverandøren har prioritert i sitt substitusjonsarbeid. På West Epsilon er det Halliburton som er ansvarlig borevæske- og sementeringsleverandør. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2026-03-15 Side 10 av 44

Tabell 1.6: Kjemikalier som prioriteres for substitusjon i 2016. Substitusjonskjemikalier Kategori Status utfasing Produksjonskjemikalier Nytt kjemikalie/kommentar Cortron RN-467 102 Gult Y2-kjemikalie, korrosjonshemmer. Ingen erstatningsprodukt er foreløpig identifisert. Emulsotron X-8497 102 NA Gult Y2-kjemikalie, emulsjonsbryter. Ingen erstatningsprodukt er foreløpig identifisert. Flexoil FM-276 8 NA Rødt produkt, vokshemmer. Det blir sett på substitusjonsprodukter, ingen erstatningsprodukt er foreløpig identifisert. GT-7594 102 NA Inneholder 0,1% gul Y2. Ingen erstatningsprodukt er foreløpig identifisert. SI-4136 102 2019 Gult Y2-kjemikalie, avleiringshemmer. Ingen erstatningsprodukt er foreløpig identifisert. Hjelpekjemikalier ARCTIC FOAM 201 AF AFFF 1 % (West Epsilon) 4 NA Videre kvalifiseringstester samt risikovurderinger og mulige modifikasjoner gjenstår før substitusjon av fluorholdige produkter kan ta til. Bactron B1000 102 NA Gult Y2-kjemikalie, korrosjonshemmer. Ingen erstatningsprodukt er foreløpig identifisert RF 1% 6 NA RF 1 % erstatter AFFF. Ingen erstatningsprodukt for RF 1% er foreløpig identifisert Borevæskekjemikalier BDF-513 8 2016 Et gult fluidalternativ, BDF-610, er blitt identifisert. Det er uvisst om dette alternativet kan dekke alle forbruksområder, og det må gjøres en verifikasjon av den tekniske ytelsen til substitutten. EZ MUL NS 101 Ingen Pumpet inn i lukket system fra transport tank til brønn. Helserisikovurdering resulterer i gul kategori. Eneste risiko for eksponering er ved avkobling og flushing av slange der det er påkrevd full personlig verneutstyr. Sementeringskjemikalie SCR-100L NS 102 2016 Det gule Y2-produktet blir brukt som retarder. Det pågår et arbeid med å finne et tilstrekkelig substitusjonsprodukt, og foreslått substitusjonskjemikalie er SCR-200L. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2026-03-15 Side 11 av 44

2 Utslipp fra boring Tabell 1.2 i innledningen gir en oversikt over boreaktiviteter på Gudrun i 2015 utført av boreriggen West Epsilon. Boreaktiviteten har ikke medført utslipp av oljebasert borevæske. 2.1 Boring med vannbasert borevæske Det ble boret med vannbasert borevæske på Gudrun-feltet i 2015, og skyldes boring av 26 -seksjon på brønn A-14. Forbruk og utslipp av vannbasert borevæske er vist i tabell 2.1. Disponering av kaks ved boring av vannbasert borevæske i 2015 kan sees i tabell 2.2. Det har ikke vært noe gjenbruk av vannbasert borevæske i 2015. Tabell 2.1 - Boring med vannbasert borevæske Brønnbane Utslipp av borevæske til sjø Borevæske injisert Borevæske til land som avfall Borevæske etterlatt i hull eller tapt i formasjon Totalt forbruk av borevæske 15/3-A-14 535,50 0,00 0,00 0,00 535,50 SUM 535,50 0,00 0,00 0,00 535,50 Tabell 2.2 - Disponering av kaks ved boring med vannbasert borevæske Brønnbane Lengde [m] Teoretisk hullvolum [m3] Total mengde kaks generert Utslipp av kaks til sjø Kaks injisert Kaks sendt til land Importert kaks fra annet felt Eksportert kaks til annet felt 15/3-A-14 764,00 261,70 748,45 748,45 0,00 0,00 0,00 SUM 764,00 261,70 748,45 748,45 0,00 0,00 0,00 2.2 Boring med oljebasert borevæske Det ble boret med oljebasert borevæske på Gudrun i 2015 (tabell 2-3 og 2-4). West Epsilon har et gjenbruk på gjennomsnittlig 76 % av forbrukt oljebasert borevæske i 2015. Tabell 2.3 - Boring med oljebasert borevæske Brønnbane Utslipp av borevæske til sjø Borevæske injisert Borevæske til land som avfall Borevæske etterlatt i hull eller tapt i formasjon Totalt forbruk av borevæske 15/3-A-14 0,00 0,00 1 329,58 488,16 1 817,74 15/3-A-16 0,00 0,00 1 911,93 801,23 2 713,16 SUM 0,00 0,00 3 241,51 1 289,39 4 530,90 Tabell 2.4 - Disponering av kaks ved boring med oljebasert borevæske Brønnbane Lengde [m] Teoretisk hullvolum [m3] Total mengde kaks generert Utslipp av kaks til sjø Kaks injisert Kaks sendt til land Importert kaks fra annet felt Eksportert kaks til annet felt 15/3-A-14 4 645,00 550,84 1 503,79 0,00 0,00 1 503,79 0,00 15/3-A-16 6 053,00 669,11 1 826,66 0,00 0,00 1 826,66 0,00 SUM 10 698,00 1 219,94 3 330,45 0,00 0,00 3 330,45 0,00 Ved bruk av oljebasert borevæske ble alt generert borekaks sendt til land. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2026-03-15 Side 12 av 44

2.3 Boring med syntetisk borevæske Det ble ikke boret med syntetisk borevæske på Gudrun-feltet i rapporteringsåret (tabell 2.5 og 2.6 ikke vedlagt). 2.4 Borekaks importert fra andre felt Det ble ikke importet borekaks fra andre felt til Gudrun i rapporteringsåret (tabell 2.7 ikke vedlagt). Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2026-03-15 Side 13 av 44

3 Utslipp av oljeholdig vann 3.1 Utslipp av olje og oljeholdig vann På Gudrun-feltet har det forekommet utslipp av oljeholdig vann i 2015. Tabell 3-1 gir en oversikt over utslipp av oljeholdig vann fra feltet i 2015. Månedsoversikt er gitt i kapittel 10, tabell 10.4.1 10.4.2. Oljeholdig vann stammer fra drenasjevann fra boreriggen West Epsilon, utslipp av vann fra sloprenseanlegget BSS fra Halliburton på West Epsilon, drenasjevann fra Gudrun plattform og produsert vann fra Gudrun plattform. Gudrun har utarbeidet en «Beste praksis for håndtering av produsert vann». Dokumentet beskriver hvordan produsertvannsanlegget bør opereres for å sikre god miljøprestasjon, og inneholder generelle sjekkpunkter samt en utstyrsgjennomgang og en erfaringslogg. Oljeholdig vann fra Gudrun kommer fra følgende hovedkilder, Renset produsert vann fra vannrenseanlegg Renset oljeholdig drenasjevann/regnvann Utslippspunktene fra Gudrun beskrives med dreneringsfilosofi gitt i Figur 3.1. Se Figur 3.2 for prognoser for produsert vann til sjø fra Gudrun, i henhold til RNB2016. Oljeholdig vann fra virksomhet med mobile rigger stammer fra følgende hovedkilder: Maskinrom og andre dren som er knyttet til installasjonens eget renseutstyr Drenasjevann (regnvann, spylevann m.m.) fra områder klassifisert som forurensede og som går til tank Oljeholdig vann i forbindelse med boring med oljebasert borevæske. Det er i 2015 sluppet ut 34 495 m 3 med produsert vann, med totalt utslipp av 170 kg olje til sjø. Totalt volum for drenasjevann er 4 324 m 3, med totalt utslipp av 140 kg olje til sjø. Se Tabell 3.1 for en oversikt over utslipp av olje og oljeholdig vann samt Tabell 10.1a-c for mer detaljer. Midlere oljeinnhold for drenasjevann var på 31,4 mg/l. Dette skyldes høyt midlere oljeinnhold for drenasjevann på Gudrun-plattformen i januar til april, viser til Kapittel 1.5 for nærmere beskrivelse. Tabell 3.1: Utslipp av olje og oljeholdig vann. Vanntype Totalt vannvolum [m3] Midlere oljeinnhold [mg/l] Olje til sjø Injisert vann [m3] Vann til sjø [m3] Produsert 34 495 5,0 0,17 34 495 Fortrengning Drenasje 4 324 31,4 0,14 4 324 Annet Sum 38 819 7,9 0,31 38 819 Eksportert prod vann [m3] Importert prod vann [m3] Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2026-03-15 Side 14 av 44

Figur 3.1: Oversikt utslipp til sjø fra Gudrun. 0,14 Produsert vann (MSm 3 ) 0,12 0,10 0,08 0,06 0,04 0,02 0,00 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Figur 3.2: Produsert vann fra oppstart 2014, samt prognoser ut feltets levetid (iht RNB2016). Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2026-03-15 Side 15 av 44

3.1.1 Produsertvannsystemet Oversikt over produsertvannsystemet for Gudrun er gitt i Figur 3.3. Vannet renses pr. i dag i to trinn. Kjøler er ikke i bruk. Første rensetrinn er hydrosykloner, hvor det meste av kondensat/olje fjernes. Det er installert en hydrosyklon nedstrøms hver av de tre separatorene. P-44-CE01 nedstrøms 1. trinn separator, P-44-CE02 nedstrøms 2. trinn separator og P-44- CE03 nedstrøms test separator. Deretter avgasses produsertvannet i avgassingstank P-44-VD01. Siste rensetrinn er den kompakte flotasjonsenheten P-44-XA01. Produsertvannsystemet er dimensjonert for en vannproduksjon på maksimum 3.000 Sm3/d pluss 200 Sm3/d ferskvann (heretter kalt prosessvann), som kan tilsettes kondensat/oljestrømmen for å redusere saltmengden i eksportert kondensat/olje. Systemet har ikke vært i drift i 2015 grunnet ombygging. Planlagt oppstart i 2016. Gudrun er i en tidlig fase av produksjon hvor det foreløpig er mindre vann enn det produsertvannsystemet er designet for. Det var vanngjennombrudd fra en brønn i januar 2015, resterende er forventet iløpet av 2016. Frem til nødvendige vannvolumer for kontinuerlig drift av produsertvannssystemet er på plass opereres det i batchmodus. Ved kontinuerlig drift av produsertvannssystemet vil kjøleren settes i drift. Figur 3.3: Oversikt produsertvannssystemet nedstrøms hydrosykloner. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2026-03-15 Side 16 av 44

3.1.2 Drenasjevann Systemet for åpent avløp skal samle regnvann, spillvann og brannvann fra dekk og spilltrau og lede det bort slik at sikkerhet, arbeidsmiljø eller ytre miljø ikke settes i fare eller utsettes for unødvendig belastning. Oversikt over systemet er gitt i Figur 3.4. Systemet for åpent avløp er delt i følgende hoveddeler: Avløp fra ikke-forurensede områder (direkte til sjø). Avløp fra ikke-eksplosjonsfarlige områder (til tank TB02). Avløp fra eksplosjonsfarlige områder (til tank TB01/TB03). Drenasjevann fra ikke-eksplosjonsfarlige områder og eksplosjonsfarlige områder samles til slutt i tank TB01 (Innhold fra TB03 pumpes tilbake til West Epsilon under boreoperasjoner). Fra TB01 renses drenasjevannet i en flotasjonsenhet (P- 56-XA02). Tank TB01 har et varmeelement som skal varme vannet for å øke flotasjonsenhetens virkningsgrad. Figur 3.4: Oversikt over dreneringstankene og flotasjonsenheten i åpent avløpssystemet. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2026-03-15 Side 17 av 44

3.2 Prøvetaking og analyse av oljeholdig vann Ved kontinuerlig utslipp av produsert vann til sjø tas det 300 ml prøve tre ganger pr. døgn og analyseres daglig. Ved batchkjøring fra 1. trinn, 2. trinn og test separator tas det prøve to ganger i døgnet (400 ml i døgnet) som analyseres daglig. For drenasjevann tas prøve på ca 100 ml pr dag det er utslipp til sjø fra drenasjetanker. Når flasken er full (ca 800 ml) analyseres prøven. Det tas en delprøve hver dag ved utslipp. Analyse utføres med infracal, som kalibreres og valideres mot GC. Tabell 3.3 gir oversikt over metoder og laboratorier benyttet for miljøanalyser 2015. 3.3 Usikkerhet i datamaterialet 3.3.1 Vurdering av usikkerhet knyttet til prøvetaking Det gjennomføres årlig en verifikasjon av prøvetaking, opparbeidelse og analysering av olje i vann analyser. Verifikasjonen utføres av personell tilknyttet laboratorium som er akkreditert for gjeldende standardmetode og akkreditert etter NS-EN ISO 17025. Avvik følges opp av linjen i Synergi. Elementene som kan bidra til usikkerhet ved prøvetaking er ivaretatt ved følgende: Skriftlig prøvetakingsprosedyre SO1500 er i hht Norsk olje og gass - 085 Anbefalte retningslinjer for Prøvetaking og analyse av produsert vann. Skriftlig prosedyre tilfredstiller krav. Dersom man etterlever skriftlig prosedyre, vil usikkerhet i forbindelse med prøvetakingsprosedyre være neglisjerbart. Skriftlig instruks for prøvetaking for miljøanalyser foreligger Prøvetakingskompetansen heves og vedlikeholdes ved at det arrangeres eksterne kurs for personell som tar prøver Fordi alle elementene som kan bidra til usikkerhet ved prøvetaking er ivaretatt som beskrevet ovenfor antas det at prøvene som tas ut er representative og at konsentrasjon i prøven er lik konsentrasjonen i røret. Usikkerhet knyttet til prøvetaking gitt at prosedyre og standard følges er vurdert å være neglisjerbar. Dispergert olje måles daglig i produsertvann. Ved måling av oljekonsentrasjon i vann for batch tas det ut 2 spotprøver pr dag som til sammen utgjør en døgnprøve. Fordi det tas så mange prøver pr år, er usikkerhet knyttet til antall prøver marginal. 3.3.2 Vurdering av usikkerhet knyttet vil vannmengdemåling Produserte vannmengder måles kontinuerlig, oppgitt usikkerhet i datablad for vannmengdemåler er gitt i Tabell 3-3. Usikkerhet i måling er antatt høyere enn usikkerhet oppgitt i datablad. Tabell 3.2: Vannmengdemålere for bestemmelse av utslipp til sjø. Utslipp Type Usikkerhet i Installasjon vannmengdemåler TAG nr målingene Åpent avløp GUDRUN Magnetic Flowmeter P-56-FT0139 +/- 0.2 % Produsert vann GUDRUN Magnetic Flowmeter P-44-FT0552 +/- 0.2 % Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2026-03-15 Side 18 av 44

3.3.3 Vurdering av usikkerhet knyttet til analysemetode Usikkerhet ved analyse på Infracal er funnet til 15 % (måleverdier over 5 mg/l) og 50 % (måleverdier under 5 mg/l). Deteksjonsgrense på Infracal er 2 mg/l. For dispergert olje er det usikkerhet knyttet til analysemetoden som dominerer i den totale usikkerhetsheten. Usikkerhet vil variere mellom 15 og 50 % avhengig av konsentrasjonen i målt prøve. Normalt er det konsentrasjoner over 5 mg/l ved Gudrun, og total usikkerhet er vurdert å være 25%. 3.4 Organiske forbindelser og tungmetaller Prøver for analyse med hensyn på aromater, fenoler, organiske syrer og metaller ble tatt ut to ganger fra hvert prøvepunkt som var i drift i 2015 etter avtale med Miljødirektoratet. Gjennomsnittlig konsentrasjon er brukt for beregning av årlig utslipp, og der konsentrasjon ligger under deteksjonsnivå benyttes halve konsentrasjonen av deteksjonsgrensen. Tabell 3.3 oppgir oversikt over metoder og laboratorier benyttet for miljøanalyser i 2015. Tabell 3.3: Oversikt over metoder og laboratorier benyttet for miljøanalyser 2015 Komponent: Akkreditert Komponent/teknikk: Metode Laboratorie Fenoler /alkylfenoler (C1-C9) Ja Fenoler/alkylfenoler i vann, GC/MS Intern metode Sintef - MoLab AS PAH/NPD Ja PAH/NPD i vann, GC/MS Intern metode Sintef - MoLab AS Olje i vann Ja Olje i vann, (C7-C40), GC/FID Mod. NS-EN ISO 9377-2 / OSPAR 2005-15 Sintef - MoLab AS BTEX Ja BTEX i avløps- og sjøvann, HS/GC/MS ISO 11423-1 Sintef - MoLab AS Organiske syrer (C1-C6)* Ja** Organiske syrer i avløps- og sjøvann, HS/GC/MS Intern metode Sintef - MoLab AS Kvikksølv Ja Kvikksølv i vann, atomfluorescens (AFS) EPA 200.7/200.8 Sintef - MoLab AS Elementer Ja Elementer i vann, ICP/MS, ICP-OES EPA 200.7/200.8 Sintef - MoLab AS *Naftensyre skal analyseres og rapporteres for de felt hvor heksansyre ligger over kvantifiseringsgrensen. **Akkreditert for samtlige analyse unntatt pentansyre og heksansyre. Miljødirektoratet har gitt Statoil UPN tillatelse til å benytte samme laboratorium for analyse av heksansyre og pentansyre i 2016, ref mail av 18. desember 2015, samtidig som laboratoriet jobber med å få analysene akkreditert. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2026-03-15 Side 19 av 44

Tabell 3.4: Utslipp av tungmetaller med produsertvann Forbindelse Konsentrasjon [g/m3] Utslipp [kg] Arsen 0,0003 0,01 Barium 1 483,33 51 167,71 Jern 12,82 442,11 Bly 0,003 0,10 Kadmium 0,0001 0,003 Kobber 0,005 0,16 Krom 0,07 2,56 Kvikksølv 0,00001 0,0004 Nikkel 0,13 4,58 Zink 0,07 2,54 Sum 1 496,44 51 619,79 Tabell 3.5: Utslipp av BTEX-forbindelser i produsertvann. Forbindelse Konsentrasjon [g/m3] Utslipp [kg] Benzen 11,75 405,32 Toluen 7,70 265,61 Etylbenzen 0,71 24,32 Xylen 2,86 98,60 Sum 23,01 793,85 Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2026-03-15 Side 20 av 44

Tabell 3.6: Utslipp av PAH-forbindelser i produsertvann. Forbindelse Konsentrasjon [g/m3] Utslipp [kg] NPD [kg] EPA-PAH 14 [kg] EPA-PAH 16 [kg] Naftalen 0,41 14,14 JA JA C1-naftalen 0,50 17,19 JA C2-naftalen 0,21 7,36 JA C3-naftalen 0,12 4,14 JA Fenantren 0,02 0,85 JA JA C1-Fenantren 0,02 0,77 JA C2-Fenantren 0,02 0,83 JA C3-Fenantren 0,01 0,26 JA Dibenzotiofen 0,005 0,16 JA C1-dibenzotiofen 0,01 0,17 JA C2-dibenzotiofen 0,01 0,24 JA C3-dibenzotiofen 0,004 0,15 JA Acenaftylen 0,001 0,04 JA JA Acenaften 0,001 0,04 JA JA Antrasen 0,0005 0,02 JA JA Fluoren 0,03 0,89 JA JA Fluoranten 0,0003 0,01 JA JA Pyren 0,0005 0,02 JA JA Krysen 0,001 0,03 JA JA Benzo(a)antrasen 0,0001 0,002 JA JA Benzo(a)pyren 0,00001 0,0005 JA JA Benzo(g,h,i)perylen 0,00003 0,001 JA JA Benzo(b)fluoranten 0,0001 0,003 JA JA Benzo(k)fluoranten 0,00001 0,0004 JA JA Indeno(1,2,3-c,d)pyren 0,00001 0,0004 JA JA Dibenz(a,h)antrasen 0,00003 0,001 JA JA Sum 1,37 47,31 46,27 1,04 16,04 Tabell 3.7: Utslipp av fenoler i produsertvann. Forbindelse Konsentrasjon [g/m3] Utslipp [kg] Fenol 2,55 87,96 C1-Alkylfenoler 1,40 48,29 C2-Alkylfenoler 0,31 10,81 C3-Alkylfenoler 0,06 2,19 C4-Alkylfenoler 0,01 0,26 C5-Alkylfenoler 0,003 0,09 C6-Alkylfenoler 0,0002 0,01 C7-Alkylfenoler 0,00003 0,001 C8-Alkylfenoler 0,00003 0,001 C9-Alkylfenoler 0,00003 0,001 Sum 4,34 149,61 Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2026-03-15 Side 21 av 44

Tabell 3.8: Utslipp av organiske syrer i produsertvann. Forbindelse Konsentrasjon [g/m3] Utslipp [kg] Maursyre 6,30 217,32 Eddiksyre 170,50 5 881,41 Propionsyre 23,50 810,63 Butansyre 4,58 158,10 Pentansyre 1,00 34,50 Naftensyrer 7 Sum 205,88 101,96 Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2026-03-15 Side 22 av 44

4 Bruk og utslipp av kjemikalier I dette kapittelet rapporteres forbruk og utslipp av kjemikaliemengder totalt, samt den samme mengden splittet på hvert bruksområde. I kapittel 10, tabell 10.2a-10.2g er massebalansen for de enkelte produktene innen hvert bruksområde vist. Forbruk og utslipp av kjemikalier som har vært brukt på West Epsilon i forbindelse med bore- og brønnaktiviteter, rapporteres her, samt produksjonskjemikalier fra Gudrun plattform. Tabell 1.2 i innledningen gir en oversikt over disse aktivitetene. 4.1 Samlet forbruk og utslipp Tabell 4.1 gir en oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier fra feltet. Bore- og brønnkjemikaliene stammer fra aktivitetene beskrevet i tabell 1.2. For produksjonskjemikalier er det registrert forbruk av oksygenfjerner, emulsjonsbryter og avleiringshemmer, hvor utslipp går til Sleipner frem til 30.oktober i påvente av oppstart av produsert vann anlegg, deretter skjer utslipp på Gudrun. Kjemikalier rapportert under bruksområde injeksjonskjemikalier for 2014, vil bli korrigert for i 2015, da det reele bruksområdet er hjelpekjemikalier. Forbruk og utslipp av gassbehandlingskjemikalie er i helhet bruk av MEG som hydrathemmer. Hjelpekjemikalier gjelder forbruk og utslipp av vaskemidler, hydraulikkvæske og oksygenfjerner, samt brannslukkekjemikalie RF1 på Gudrun. I tillegg kommer hjelpekjemikalier for West Espilon som er vaskekjemikalier, hydraulikkvæske og brannslukkekjemikalie AFFF. Kjemikalier som tilsettes eksportstrømmen gjelder korrosjonshemmer, voksinhibitor og hydrathemmer. Utslipp skjer på Sleipner og omtales i årsrapport for Sleipner. Tabell 4.1: Samlet forbruk og utslipp av kjemikalier Gruppe Bruksområde Forbruk Utslipp Injisert A Bore- og brønnkjemikalier 5 433,2 324,2 0 B Produksjonskjemikalier 20,8 6,1 0 C Injeksjonsvannkjemikalier D Rørledningskjemikalier E Gassbehandlingskjemikalier 348,0 348,0 0 F Hjelpekjemikalier 63,2 32,1 0 G Kjemikalier som tilsettes eksportstrømmen 1 227,5 0 0 H Kjemikalier fra andre produksjonssteder K Reservoarstyring SUM 7 092,7 710,4 0 Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2026-03-15 Side 23 av 44

5 Evaluering av kjemikalier 5.1 Substitusjon av kjemikalier Klassifiseringen av kjemikalier og stoff i kjemikalier er gjort i henhold til gjeldende forskrifter og dokumentert i datasystemet NEMS. I NEMS-databasen finnes HOCNF-datablad for de enkelte kjemikalier der komponentene er klassifisert ut fra følgende egenskaper: Bionedbrytning Bioakkumulering Akutt giftighet Kombinasjoner av punktene over Basert på stoffenes iboende egenskaper er de gruppert som følger: Svarte: Kjemikalier som det kun unntaksvis gis utslippstillatelse for (gruppe 1-4) Røde: Kjemikalier som skal prioriteres spesielt for substitusjon (gruppe 5-8) Gule: Kjemikalier som har akseptable miljøegenskaper ("Andre kjemikalier") Grønne: PLONOR-kjemikalier og vann De ulike bruksområdene for kjemikaliene er oppsummert med hensyn til mengder av miljøklassene gule, røde og svarte stoffgrupper (ref. Aktivitetsforskriften). Kjemikalier som benyttes innenfor Aktivitetsforskriftens rammer skal miljøklassifiseres i henhold til HOCNF og vurderes for substitusjon etter iboende fare og risiko ved bruk. Kjemikalier som har svart, rød, Y3 og/eller Y2 miljøfare skal identifiseres og inngå i selskapets substitusjonsplaner. Bruk av slike produkter kan forsvares i tilfeller der utslipp til sjø er lite, produktet er kritisk for drift eller integritet til et anlegg og/eller det ut fra en helhetlig vurdering av et anlegg ser at det er en netto miljøgevinst i å ta i bruk av disse kjemikaliene. Årlig avholdes substitusjonsmøter mellom Statoil og leverandører/kontraktører. Her presenteres produktporteføljen og bruksområder der HMS-egenskapene er synliggjort. På møtene diskuteres behovet for de enkelte kjemikaliene og muligheten for substitusjon. Aksjoner for substitusjon vedtas og følges opp på kontraktsmøter gjennom året. Statoil vil særlig prioritere substitusjonskandidater som følger vannstrømmen til sjø. Substitusjonsplanene er lett tilgjengelig for lokal miljøkoordinator samt andre relevante som er knyttet til drift eller kontrakter. Kjemikalier i lukkede systemer slippes ikke ut og vil være unntatt fra substitusjonsplanene grunnet lav risiko for miljøpåvirkning og få/ingen reelle erstatningsprodukter til de enkelte bruksområder. Unntak fra vurdering er i henhold til Produktkontrolloven 1 og 3a. Fra og med rapporteringsåret 2015 blir stoff dekket av REACH Annex IV og V rapportert i hhv. kategori 204 og 205 (grønne kjemikalier). For tidligere rapporteringsår ble disse stoffene rapportert under kategori 99, gule kjemikalier. Stoffkategori 99 er fremdeles aktiv i NEMS og omfatter nå et begrenset antall stoffer som karakteriseres som uorganiske baser/syrer. Kategori 99 er formelt tatt ut av rapporteringsveilederen, men det forventes at SKIM (Samarbeidsforum offshorekjemikalier, industri og myndigheter) vil kunne komme opp med en omforent anbefaling for fremtidig kategorisering av uorganiske baser/syrer. Inntil videre vil Statoil rapportere stoffene på kategori 99 for å opprettholde konsistens med NEMS-databasen og andre operatørers rapportering. Ihht Aktivitetsforskriften 62 siste ledd er disse uorganiske syrene og basene fritatt fra testing. Under nøytrale ph-betingelser vil de i praksis foreligge som Plonorkjemikalier. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2026-03-15 Side 24 av 44

Natriumhypokloritt er nylig bestemt omklassifisert fra gul til rød miljøkategori etter en nærmere oppgang av praksis ved angivelse av giftighet i HOCNF-databladene til alle relevante leverandører. Natriumhypokloritt er en uorganisk forbindelse som i konsentrert form er giftig for planktonorganismer og faller dermed inn under rød miljøfareklasse ihht OSPARkriteriene. I følge brev fra Miljødirektoratet 10.12.2015 vil omklassifiseringen bli gjeldende fra 1.januar 2016 for alle leverandører, men 1 leverandør har allerede innført omklassifisering som er gjeldende for 2015. Hypokloritt kan dermed finnes både som gult og rødt kjemikalie i årsrapporter for 2015. Tilsatt og rapporteringspliktig natriumhypokloritt benyttes hovedsaklig som et biocid i sjøvannssystemer for å hindre begroing av biologiske organismer. Hypokloritt er et middel som forbrukes i kontakt med oksyderbart materiale og full effekt oppnås når det er restklor i utløpet. Forbruket fra dosering til utløp vil variere avhengig av hvor rene systemene er, men typisk er det anbefalt dosering på 2 mg/l og restmengde klor i utløpsstrømmen på 0,3-0,7 mg/l. For rapporteringsformål estimeres det en utslippsfaktor på 40% av tilsatt mengde på generell basis. Eventuell hypokloritt tilsatt drikkevann eller hypokloritt produsert in-situ (v/elektroklorinering) er ikke rapporteringspliktig og er ikke inkludert i denne årsrapporten. Se forøvrig tabellen under for informasjon om klorineringsanlegget. Gudrun Kobberklorpakke med en klorcelle og en kobberstav Leverandør: Cameron Produserer kontinuerlig Designet for å dosere 50 µg/l klorekvivalenter og 5 µg/l kobbererioner i 2150 m3/t sjøvann*. *Doserer for å nå måltall på klor på 50 ppb til sjø. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2026-03-15 Side 25 av 44

5.2 Oppsummering av kjemikaliene Tabell 5.1 viser oversikt over Gudrun-feltets totale kjemikalieutslipp i 2015 fordelt etter kjemikalienes miljøegenskaper Figur 5.1 viser fordeling av kjemikalieutslipp med hensyn til miljøkategoriene for rapporteringsåret. Utslippene domineres av kjemikalier i grønn kategori (PLONOR) og vann. Tabell 5.1: Forbruk og utslipp av stoff fordelt etter deres miljøegenskaper. Utslipp Kategori Miljødirektoratets fargekategori Mengde brukt Mengde sluppet ut Vann 200 Grønn 761,10 117,73 Stoff på PLONOR listen 201 Grønn 4 382,75 559,63 REACH Annex IV 204 Grønn REACH Annex V 205 Grønn 1,85 0 Mangler testdata 0 Svart 0,71 0 Stoff som er antatt å være eller er arvestoffskadelige eller reproduksjonsskadelige 1.1 Svart Liste over prioriterte kjemikalier som omfattes av resultatmål 1 (Prioritetslisten) St.meld.nr.25 2 Svart (2002-2003) Bionedbrytbarhet < 20% og log Pow >= 5 3 Svart 1,69 0 Bionedbrytbarhet < 20% og giftighet EC50 eller LC50 <= 10 mg/l 4 Svart 0,01 0,003 To av tre kategorier: Bionedbrytbarhet < 60%, log Pow >= 3, EC50 eller LC50 <= 10 mg/l 6 Rød 8,80 0,05 Uorganisk og EC50 eller LC50 <= 1 mg/l 7 Rød Bionedbrytbarhet < 20% 8 Rød 132,35 0,00 Kjemikalier som er fritatt økotoksikologisk testing. Inkluderer REACH Annex IV og V 99 Gul 4,79 0,06 Andre Kjemikalier 100 Gul 1 692,28 23,71 Gul underkategori 1 Forventes å biodegradere fullstendig 101 Gul 90,25 3,57 Gul underkategori 2 Forventes å biodegradere til stoffer som ikke er miljøfarlige 102 Gul 16,13 5,62 Gul underkategori 3 Forventes å biodegradere til stoffer som kan være miljøfarlige 103 Gul Sum 7 092,70 710,38 Bidraget i svart kategori skyldes forbruk av hydraulikkoljene Shell Tellus S2 V 46 og Shell Tellus S2 V 15 på West Epsilon, samt brannslukkingskjemikalie AFFF. Hydraulikkoljene går i lukket system, og vil dermed ikke føre til utslipp til sjø. Det har vært utslipp av AFFF (hvorav 3 kg svart) på West Epsilon ved årlig branntest. Bidraget i rød kategori skyldes hovedsakelig forbruk av vokshemmeren Flexoil FM-276. I tillegg har også vært forbruk av hydraulikkoljer i lukkede system samt forbruk og utslipp av brannslukkingskjemikaliet RF1. For oljebasert borevæsker fra Halliburton, som er røde, gjelder dette forbruk av kjemikaliet BDF-513. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2026-03-15 Side 26 av 44

Utslipp Årsrapport til Miljødirektoratet 2015 for Gudrun 1 % Vann 3 % 17 % Kjemikalier på PLONOR listen Bionedbrytbarhet < 20% og giftighet EC50 eller LC50 <= 10 mg/l To av tre kategorier: Bionedbrytbarhet < 60%, log Pow >= 3, EC50 eller LC50 <= 10 mg/l Kjemikalier som er fritatt økotoksikologisk testing. Inkluderer REACH Annex IV and V Andre Kjemikalier 79 % Gul underkategori 1 Forventes å biodegradere fullstendig Gul underkategori 2 Forventes å biodegradere til stoffer som ikke er miljøfarlige Figur 5.1: Oversikt over fordeling av utslipp mht miljøegenskapene i rapporteringsåret Fra figur 5.1 utgjør bidraget fra PLONOR-kjemikalier og vann 96% av Gudrun sitt kjemikalieutslipp i 2015. De resterende 4% er fordelt på de ulike gule kjemikaliekategoriene samt 0,01 % på rød kategori og 0,0004 % svart (fra brannskum). Under er det vist en historisk utvikling over utslipp av grønne og gule kjemikalier i figur 5.2, og utslipp av svarte og røde kjemikalier i figur 5.3. Høyt utslipp av grønne kjemikalier i 2011 skyldes boring av sju topphull (36 og 26 -seksjon) med bruk av vannbasert borevæske, der all borevæske blir sluppet til sjø. Det ble boret et topphull til i 2013, som er årsaken til det høye utslippet av grønne kjemikalier det året. 500 1980 678 400 300 Grønn 200 Gul 100 0 2011 2012 2013 2014 2015 Figur 5.2: Historisk utvikling over utslipp av grønne og gule kjemikalier. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2026-03-15 Side 27 av 44

Utslipp Årsrapport til Miljødirektoratet 2015 for Gudrun Det har vært noe utslipp av svart kjemikalie i 2015, og skyldes årlig branntest på West Epsilon med utslipp av AFFF brannskum. I 2014 var det registrert utslipp av kjemikalier i rød kategori, og dette skyldes utslipp av brannskummet RF1 i forbindelse med årlige branntester på plattformen. Det samme gjelder for 2015. 0,14 0,12 0,1 0,08 0,06 0,04 Rød Svart 0,02 0 2013 2014 2015 Figur 5.3: Historisk utvikling over utslipp av svarte og røde kjemikalier. 5.3 Usikkerhet i kjemikalierapportering Basert på undersøkelser er det fremkommet at usikkerhet i kjemikalierapportering hovedsakelig kan knyttes til to faktorer usikkerhet i produktsammensetning og volumusikkerhet. Størst usikkerhet i kjemikalierapporteringen er knyttet til HOCNF hvor to forhold er identifisert. Kjemiske produkter rapporteres på komponentnivå og HOCNF er kilden til disse data der produktenes sammensetning oppgis i intervaller. Rapporterte mengder beregnes ut fra intervallenes gjennomsnitt, mens faktisk innhold i produktene kan være forskjellig fra midten i intervallet. Dette er et resultat av organiseringen av miljødokumentasjonen, og operatør kan ikke påvirke dette usikkerhetsmomentet i henhold til dagens regelverk. Det andre forholdet er at komponenter i enkelte tilfeller har blitt oppgitt med vanninnhold i HOCNF, noe som medførte overestimering av aktiv kjemikaliemengde i forhold til vann når totalforbruket ble rapportert. SKIM (Samarbeidsforum offshorekjemikalier, industri og myndigheter) anbefalte på sitt møte den 9. september 2010 at stoffer oppføres i seksjon 1.6 i HOCNF uten vann, og at giftighetsresultatene justeres for å vise giftigheten til stoffet uten vann. Denne presiseringen har Statoil formidlet til sine leverandører og implementert praksis med rapportering av produkter der stoffene rapporteres som konsentrater og vannandelen i stoffene slås sammen med resten av vannet i produktet. Mengdeusikkerheten for komponentdata i HOCNF anslås til ± 10 %. Volumusikkerhet relatert til de totale mengdene av kjemikalier som overføres mellom base og båt, båt og offshoreinstallasjon, samt målenøyaktighet på transport- og lagertanker er normalt i størrelsesorden ± 3 %. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2026-03-15 Side 28 av 44

6 Bruk og utslipp av miljøfarlige forbindelser 6.1 Kjemikalier som inneholder miljøfarlige forbindelser Kapittelet gir en samlet oversikt over bruk og utslipp av alle kjemikalier som inneholder miljøfarlige forbindelser i henhold til kategori 1-8 i Tabell 5.1. Datagrunnlaget er etablert i Environmental Hub (EEH) på stoffnivå. Siden informasjonen er unndratt offentlighet er tabellen ikke vedlagt rapporten. 6.2 Stoff som står på Prioritetslisten som tilsetninger og forurensninger i produkter Miljøfarlige forbindelser som forurensning i produkter er listet i tabell 6.3. Mengdene i tabell 6.3 er basert på elementanalyser av produktene og utslippsmengder av det enkelte produkt. Forbindelsene her stammer fra kjemikalier innen bruksområde bore- og brønnkjemikalier. Organohalogener som er tilsatt kjemikalier i bruk kommer fra perfluorerte forbindelser i AFFF brannskum. Tabell 6.2: Stoff som står på Prioritetslisten som tilsetning i produkter [kg] Stoff/komponent A B C D E F G H K Sum Kvikksølv Kadmium Bly Krom Arsen Tributyltinnforbindelser Organohalogener 2,77 2,77 Alkylfenolforbindelser PAH Sum 2,77 2,77 Tabell 6.3: Stoff som står på Prioritetslisten som forurensninger i produkter [kg] Stoff/komponent A B C D E F G H K Sum Kvikksølv 0,05 0,05 Kadmium 0,02 0,02 Bly 1,30 1,30 Krom 0,61 0,61 Arsen 0,27 0,27 Tributyltinnforbindelser Organohalogener Alkylfenolforbindelser PAH Sum 2,26 2,26 6.3 Brannskum Fluorfritt brannskum, 1% RF1, er faset inn på de fleste av UPN sine egenopererte installasjoner med 1% skumanlegg ved utgangen av 2015, og er også tatt i bruk på Gudrun. Et nytt 3% fluorfritt brannskum ble i slutten av november 2015 testet og fullt kvalifisert for bruk på Statoils faste innretninger. Videre innfasing av dette skummet planlegges av de enkelte innretningene som har 3% skumanlegg. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2026-03-15 Side 29 av 44

7 Utslipp til luft 7.1 Generelt Se forøvrig rapport av kvotepliktige utslipp, som leveres Miljødirektoratet innen 31. mars. 7.2 Forbrenningssystemer Utslipp fra forbrenning på Gudrun kommer fra gass til fakkel, dieselforbruk til motor samt dieselforbruk på boreinnretningen West Epsilon. Det er for West Epsilon benyttet OLFs standard omregningsfaktorer for flyterigg. Tabell 7.1 gir en oversikt over utslipp til luft fra forbrenningsprosesser på permanent plasserte innretninger på feltet. Tabell 7.2 viser utslipp til luft fra forbrenningsprosesser på flyttbare innretninger på feltet i rapporteringsåret. Tabell 7.3 gir en oversikt over utslippsfaktorer benyttet ved beregning av utslipp til luft fra feltet. Tabell 7.1: Utslipp til luft fra forbrenningsprosesser på permanent plasserte innretninger. Kilde Mengde flytende brennstoff Mengde brenngass [Sm3] CO2 NOx nmvoc CH4 SOx Fakkel 863 113 2 549 1,21 0,05 0,21 0,01 Turbiner (DLE) Turbiner (SAC) Motorer 54 170 2,36 0,27 0,05 Fyrte kjeler Brønntest/opprenskning Andre kilder Sum alle kilder 54 863 113 2 719 3,57 0,32 0,21 0,06 Tabell 7.2: Utslipp til luft fra forbrenningsprosesser på flyttbare innretninger. Kilde Mengde flytende brennstoff Mengde brenngass [Sm3] CO2 NOx nmvoc CH4 SOx Fakkel Turbiner (DLE) Turbiner (SAC) Motorer 4 131 13 088 206,57 20,66 4,13 Fyrte kjeler Brønntest/opprenskning Andre kilder Sum alle kilder 4 131 13 088 206,57 20,66 4,13 For usikkerhet i beregning av utslipp av CO 2 fra forbrenningsprosesser vises det til rapport av kvotepliktige utslipp. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2026-03-15 Side 30 av 44

Tabell 7.3: Utslippsfaktorer for beregnding av utslipp til luft fra Gudrun. Innretning CO 2 NOx nmvoc CH 4 SOx * Gudrun Brenngass fakkel [tonn/sm3] 0,002953 0,0000014 0,00006 0,00000024 0,0000000027 Gudrun Diesel (motor) [tonn/tonn] 3,17 0,044 0,005-0,000999 West Epsilon Diesel (motor) [tonn/tonn] 3,17 0,050 0,005-0,000999 * SO x utslippsfaktor for diesel beregnes ved hjelp av svovelinnhold [vekt %] som angitt fra leverandør og molmasse SO 2/molmasse S i brenselet (1,99782): SO x-faktor [tonn SO x/tonn brensel] = 1,99782 [tonn/tonn] x mengde S i brensel [%]. SOx utslippsfaktor for brenngass og fakkel beregnes ved hjelp av H2S-innhold i gassen og omregningsfaktor: SOx-faktor [tonn SOx/Sm3 brenngass] = 2,7 x 10-9 [tonn/sm3] x H 2S i gass [ppm]. Utslipp til luft ved forbrenning av diesel Diesel forbrukt til andre formål subtraheres fra det totale dieselvolumet før beregning av utslipp til luft ved forbrenning av diesel. Utslippsfaktorene benyttet til utslippsberegningene er enten rigg-spesifikke eller standardfaktorer gitt i myndighetspålagte retningslinjer når dokumenterte, rigg-spesifikke utslippsfaktorer er utilgjengelige. Vanlige feilkilder og bidrag til måleusikkerheten kan være: Feil i dieseltetthet benyttet til utregninger Mangel på dokumenterte, rigg-spesifikke utslippsfaktorer og bruk av konservative standardfaktorer Feil i aktivitetsdata og feil i estimering av dieselforbruk og avlesning av dieselvolum benyttet Feil i subtraksjon av diesel brukt til andre formål For den mobile riggen West Epsilon er måleusikkerheten knyttet til måling av dieselforbruk på motor med Transducer M/35 MTR ventilert kabel, MAS2600 measurement transmitter er oppgitt til å være ± 0,25 %, ref. West Epsilons riggspesifikke måleprogram. 7.3 Utslipp ved lagring og lasting av olje Lagring/lasting av råolje skjer ikke fra feltet. 7.4 Diffuse utslipp og kaldventilering Beregning av diffuse utslipp til luft fra feltet er i henhold til veiledning og standardfaktorer fra Norsk Olje og Gass. Diffuse utslipp fra bore og brønnoperasjoner for 2015 er rapportert pr ferdig boret og komplettert brønnbane. Rapportering skjer det året brønn ferdigstilles og overleveres drift. Det antas å være høy usikkerhet i beregning av utslipp ved bruk av standardfaktorer fra Norsk olje og Gass, og Statoil viser til pågående prosess på forbedring i metode for beregning og rapportering av metan og nmvoc. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2026-03-15 Side 31 av 44