TEKNA MILJØTEKNOLOGI FOR OLJEUTVINNING I NORDOMRÅDENE RAPPORT NR. 2007-0433 REVISJON NR. 01 DET NORSKE VERITAS
Dato for første utgivelse: Prosjekt nr.: 2007-02-09 65221390 Godkjent av: Ernst Meyer Head of Department Organisasjonsenhet: DNV Energy DET NORSKE VERITAS AS DNV Consulting Veritasveien 1 1322 Høvik Norway Tel: +47 67 57 99 00 Fax: +47 67 57 99 11 http://www.dnv.com Org. No: NO945 748 931 MVA Oppdragsgiver: TEKNA Oppdragsgiver ref.: Pål Arne Aukan Sammendrag: Se sammendrag side 1-6. Rapport nr.: Emnegruppe: 2007-0433 Indekseringstermer Rapporttittel: Miljøteknologi for oljeutvinning i nordområdene Utført av: Axel Kelley, Catherine Jahre-Nilsen, Jonathan Flinn, Kaare Helle og Ole Aspholm Verifisert av: Kim Jørgensen-Mørk Ingen distribusjon uten tillatelse fra oppdragsgiver eller ansvarlig organisasjonsenhet, dvs. fri distribusjon innen DNV etter 3 år Strengt konfidensiell Dato for denne revisjon: Rev. nr.: Antall sider: 2007-02-09 01 46 Fri distribusjon Hovedkontor: Veritasvn. 1, N-1322-HØVIK, Norway
Innholdsfortegnelse Side 1 SAMMENDRAG... 1 1.1 Særskilte forutsetninger for petroleumsvirksomhet i Barentshavet 1 1.2 Krav og miljøteknologiske løsninger for petroleumsvirksomhet 2 1.3 Tilgjengelig teknologi for skipsnæringen per i dag 4 1.4 Beredskap mot oljeforurensning 5 1.5 Hvordan kan miljøteknologi påvirke oppfattelsen av miljørisiko 5 1.6 Styrende faktorer innenfor regelverkskrav 5 1.7 Konklusjon 6 2 INNLEDNING... 7 3 DEFINISJONER OG FORKORTELSER... 8 4 MILJØKRAV FOR PETROLEUMSAKTIVITET I NORDOMRÅDENE... 9 4.1 Norsk petroleumsregelverk 9 4.2 Mål om nullutslipp 9 4.3 Andre regelverk 10 4.4 Gøteborgprotokollen 10 4.5 Utslipp av CO 2 11 4.6 Særskilte krav i nordområdene 11 5 BORING OG BRØNNOPERASJONER... 13 5.1 Utslipp til sjø 13 5.1.1 Borekaks og borevæske 13 5.1.2 Drenasjevann 15 5.1.3 Kjølevann 15 5.1.4 Utslipp av kjemikalier fra installasjoner 16 5.1.5 Utslipp knyttet til testing 16 6 PRODUKSJON... 18 6.1 Utslipp til sjø 18 6.1.1 Produsert vann 18 6.1.2 Ballastvann 21 6.1.3 Drensvann 21 6.1.4 Kjølevann 21 7 TEKNOLOGI FOR Å REDUSERE RISIKO FOR UHELLSUTSLIPP... 22 7.1 Generelt 22 7.2 Nullutslippsdesign 23 Side i
8 LANDBASERTE ANLEGG... 25 9 UTSLIPP TIL LUFT... 26 9.1 CO 2 håndtering 26 9.1.1 CO 2 fangst 27 9.1.2 Transport av CO 2 30 9.1.3 Lagring av CO 2 30 10 PRE-DRILLING (SEISMIKK OG ANNEN KARTLEGGING)... 32 10.1 Generelt 32 10.2 Elektromagnetiske undersøkelser 32 10.3 Badger explorer 33 11 PETROLEUMSRELATERT SKIPSTRAFIKK... 34 11.1 Innledning 34 11.2 Krav 34 11.2.1 MARPOL 34 11.2.2 Krav fra EU 35 11.2.3 Krav fra Shelf State 35 11.2.4 Klassekrav (CLEAN og CLEAN DESIGN) 35 11.3 Tilgjengelig miljøteknologi for skipsnæringen 36 11.4 Andre tiltak som kan iverksettes 36 11.5 Behov eller potensial for miljørelatert teknologiutvikling 37 12 BEREDSKAP MOT OLJEFORURENSNING... 39 13 MILJØRISIKO I FORBINDELSE MED PETROLEUMSAKTIVITET... 40 13.1 Konklusjon fra arbeidet med forvaltingsplanen for nordområdene 40 13.2 Oppfattet risiko versus reell risiko 41 13.3 Hvordan kan miljøteknologi påvirke oppfattelsen av miljørisiko 42 14 KONKLUSJON/OPPSUMMERING... 43 14.1 Oppnåelse av petroleumsrelaterte krav 43 14.1.1 Utslipp til sjø 43 14.2 Grensesnitt Menneske Teknologi Organisasjon (MTO) 43 14.3 Styrende faktorer innenfor regelverkskrav 44 15 REFERANSER... 46 Side ii
1 SAMMENDRAG DNV Energy er forespurt av Tekna om å sammenstille nyvinning innen miljøteknologi for tryggere og mer miljøvennlig olje- og gassutvinning i nordområdene, og hvilke teknologiske utfordringer vi står ovenfor. Denne rapporten har som mål å beskrive utvikling innen teknologi for å møte myndighetskrav om å redusere miljøkonsekvensene av petroleumsaktivitet i nordområdene, både med tanke på regulære utslipp og uhellsutslipp. Videre vurderes behovet for miljørelatert teknologiutvikling med hensyn på å møte myndighetskrav til olje- og gassutvinning i nordområdene. Med nordområdene menes petroleumsområder innenfor Forvaltningsplan for området Lofoten- Barentshavet. Omtale av Barentshavet i denne rapporten gjelder disse områdene. Rapporten omhandler i liten grad isområder da disse ikke er relevante for norsk kontinentalsokkel på nåværende tidspunkt. Is er en ekstra kompleksitet for petroleumsaktivitet og vil kunne medfører behov for tilleggskrav og kvalifiering av tekniske løsninger. DNV har gjort et utvalg av teknologibeskrivelser som vurderes som viktige med hensyn på å møte miljøkravene som stilles av myndighetene. Rapporten har ikke som hensikt å summere opp samtlige miljøteknologiske løsninger relatert til olje- og gassutvinning. 1.1 Særskilte forutsetninger for petroleumsvirksomhet i Barentshavet Kravene til virksomhet i Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten som er beskrevet i St.meld. nr. 8 (2005 2006) Forvaltningsplan for området Lofoten-Barentshavet, er spesifisert nedenfor: For virksomheten skal det legges til grunn injeksjon, eventuelt annen teknologi som hindrer utslipp av produsert vann. Maksimum 5 % av det produserte vannet kan ved driftsavvik slippes ut under forutsetning av at det renses før det slippes ut. Eksakte rensekrav vil stilles av konsesjonsmyndighetene for konkret virksomhet. Borekaks og boreslam reinjiseres eller tas til land for behandling. Borekaks og boreslam fra boring av topphullet vil normalt kunne slippes ut. Forutsetningen er at utslippet ikke inneholder komponenter med uakseptable miljøegenskaper, det vil si miljøfarlige stoffer eller andre stoffer som kan skade miljøet. Dette gjelder kun i områder hvor potensialet for skade på sårbare miljøkomponenter vurderes som lavt. Som grunnlag for slike vurderinger skal det foreligge grundige kartlegginger av sårbare miljøkomponenter (gytefelt, korallrev og annen sårbar bunnfauna). Slike utslipp vil være gjenstand for søknad og tillatelse fra konsesjonsmyndighetene. Petroleumsvirksomhet i området skal ikke føre til skade på sårbar flora og fauna. Det er et krav at områder som kan påvirkes, skal kartlegges før aktivitet igangsettes. Det skal ikke være utslipp til sjø fra brønntesting. Det er et krav at effekten av beredskapen mot akutt forurensning skal være minst like god som på andre deler av kontinentalsokkelen. Side 1
Forutsetningen om at det ikke skal være utslipp til sjø av borekaks og produsert vann (fysisk nullutslipp) representerer en vesentlig skjerping i forhold til de kravene som gjelder ellers på kontinentalsokkelen. 1.2 Krav og miljøteknologiske løsninger for petroleumsvirksomhet Krav om null utslipp av borekaks og borevæske etter at topphullet er boret: Det eksisterer flere teknologier for å håndtere vann- og oljebasert borekaks og borevæske etter at topphullet er boret og operasjonene gjennomføres med retur av borevæske til riggen. Det er satt et krav om at det ikke skal forekomme utslipp av borekaks i særdeles sårbare områder. For å ivareta eventuelle krav om null fysiske utslipp av borekaks og væske er det behov for nye teknologiske løsninger. Teknologiske løsninger for reduksjon av utslipp av borekaks finnes, men ingen av disse eliminerer utslippene fullstendig. En operasjon som samler flere elementer vil kunne oppnå fysisk null utslipp. Drenasjevann skal renses til 30 ppm olje før utslipp til sjø: Det eksisterer i dag teknologi som kan rense drensvann ned mot 5 ppm olje. Flere leverandører leverer i dag utstyr som standardpakker på rigger, og nye rigger som skal operere i nordområdene bør være komplett innesluttet og samle opp alt drensvann og kunne rense oljeinnholdet ned til eksisterende regelverkskrav (30 ppm). Det er et mål at det kun slippes ut kjemikalier i kategorien gule og grønne : Dagens regelverk åpner for utslipp av borevæske fra topphullet såfremt de er i SFTs fargekategori gul og grønn. Borevæske benyttet i topphullet består normalt kun av grønne kjemikalier. De fleste boreoperasjonene som har blitt gjennomført siden 2005 har blitt gjennomført med utslipp kun av gule og grønne kjemikalier. Det skal ikke være utslipp til sjø fra brønntesting Brønntesting medfører normalt forbrenning av olje og gass fra reservoaret over en brennerbom. Det er teknologisk mulig å isolere olje fra gass, og gjennomføre tester med oppsamling av olje. Dette kan gjennomføres blant annet med lagring av olje på tanker om bord eller ved overføring til tankfartøy i nærheten av installasjonen. Dette medfører imidlertid en økt risiko for uhellsutslipp. Det er behov for en videreutvikling og modning innenfor nullutslippstesting. Produsert vann skal ikke slippes til sjø i mer enn 5% av driftstiden Det kanskje mest ambisiøse kravet knyttet til operasjoner i nordområdene er håndteringen og injeksjon av produsert vann. Det er få eksisterende anlegg som har 95 % driftsregularitet. Det forekommer installasjoner både i Norge (bl.a. Kvitebjørn) og i andre land, som ikke har operasjonelle utslipp av produsert vann. Her stanses driften dersom injeksjonsanlegget må stenges ned. Det er fullt ut mulig å gjennomføre slike tiltak, eller mindre justeringer i samsvar med 95 % injeksjonskravet, for aktiviteter i nordområdene. Foruten driftsregulariteten i reinjeksjonen er det satt krav til rensing av restvann som slippes ut. Det er i de senere år utviklet flere renseteknologier med en klar forbedring i forhold til tidligere renseteknologier. Noen av disse er også utviklet i Norge, som C Tour og Epcon Side 2
Renseteknologiene og kravene til utslipp per i dag, tilfredsstiller ikke umiddelbart de langsiktige målene for utslipp av produsert vann på norsk sokkel, ifølge OSPAR. C Tour og andre rensesystemer har god renseeffekt, men er ikke i stand til å rense til bakgrunnskonsentrasjoner i miljøet. Effektene i resipienten forventes å være marginale eller ikke-eksisterende, gitt en 95% injeksjonsregularitet og rensing med dagens beste rensesystemer. Krav til teknologi for å redusere risiko for uhellsutslipp Det foreligger ingen formelle nordområdespesifikke krav til rigger og installasjoners tilstand eller operasjonelle betingelser. Borerigger og installasjoner må tilfredsstille de funksjonelle betingelsene som kreves i regelverket, og må være tilstrekkelig vinterisert i henhold til det samme. Under lete- og produksjonsboring er det alltid minst to uavhengige barrierer mot utslipp fra reservoaret. De vanligste er boreslam og en utblåsningssikring, også kalt BOP (Blow-Out Preventer). Mindre uhellsutslipp fra bore- og brønnoperasjoner er i stor grad dominert av bulkoverføring av væsker og lekkasjer eller brudd i hydrauliske slanger. Noen eksempler på tiltak som kan redusere risiko og konsekvens gitt sistnevnte eksempel er gitt nedenfor: - Mindre uavhengige hydrauliske systemer, reduserer volum gitt større uhellsutslipp av hydraulikkolje til sjø - Forbedret design på hydraulikkslanger eksponert til sjø (hose-in-hose). - Bruk av mer miljøvennlig hydraulikkolje (vannbasert eller vegetabilsk). - Elektrifisering av systemer konvensjonelt styrt av hydraulikk. Krav til landbaserte anlegg Landbaserte anlegg styres i stor grad av IPPC-direktivet (EU Directive 96/61/EC concerning integrated pollution prevention and control), og EUs bruk av BAT-krav for store energianlegg. Et landanlegg må i forholde seg til kravene beskrevet i BREF (Best available techniques reference documents), som beskriver forventede utslippsmengder gitt størrelsen på anlegget. Da IPPC-direktivet og kravene tilknyttet BAT innenfor EUs influensområde har eksistert over mange år, forventes det ikke å være noen teknologiske utfordringer med landbaserte operasjon i nordområdene. Krav til utslipp til luft Kravene til boreinstallasjoner vil i stor grad styres av maritime krav. Utslippskrav i forhold til eksisterende klassifiseringskrav og MARPOL krav forventes å ha en reduserende effekt på utslippene av NO X, nmvoc og SO X. Det viktigste utslippsreduserende tiltaket identifisert i regjeringens lavutslippsutvalg (NOU 2006:18), er elektrifisering fra land. Dette er imidlertid ikke et realistisk alternativ for lete- og produksjonsboringer fra flyttbare innretninger med dagens teknologi. Det har i løpet av de siste 10-20 årene vært stor fokus på å utvikle kostnadseffektive løsninger som inkluderer fangst, transport og sikker lagring av CO 2, ofte kalt CO 2 -verdikjeden. Når vi ser på de ulike tilnærmingene for fangst av CO 2 fra kraftverk og andre industrielle prosesser, kan vi kategorisere de ulike teknologiprinsippene som følger: Side 3
Industrielle prosesser Post-combustion (Etter forbrenning) Pre-combustion (Før forbrenning) Oxyfuel (Forbrenning med rent oksygen) Teknologi for CO 2 -fangst er tilgjengelig i dag. En av utfordringene med teknologiene er at de krever stor plass og er kostbare. Norge har relativt lang og god erfaring med lagring av CO 2 på sokkelen. Statoil startet i 1996 å injisere CO 2 fra Sleipner inn i Utsira-formasjonen. Mengden CO 2 som injiseres er tilsvarende som fra et 400 MW gasskraftverk. Det er tenkt å gjøre tilsvarende på Snøhvit. Ved bruk av CO 2 som trykkstøtte i et produserende oljefelt, vil man antagelig øke utvinningen fra feltet. Både direkte gjennom trykkpåvirkning av reservoaret og det at CO 2 har en løsende effekt på oljen slik at den flyter lettere til produksjonsbrønnen. Ved en slik benyttelse vil etter hvert mye CO 2 tilbakeproduseres til installasjonen som kan gi en rekke materialutfordringer (f.eks. korrosjon) dersom installasjonen ikke er designet for slik bruk. Det er knyttet stor usikkerhet til hvor mye ekstra oljeutvinning en vil få ved bruk av CO 2 til trykkstøtte, og det er nettopp den ekstra oljen som vil være dominerende for lønnsomheten ved en slik bruk. 1.3 Tilgjengelig teknologi for skipsnæringen per i dag Posisjonering og navigeringssystemer De fleste forsynings- og lasteskip som forholder seg til bøyer har installert Dynamic Positioning (DP) systemer for å unngå kollisjoner og skader på undervannsinstallasjoner fra anker og ankerline. Nye systemer som gir bedre posisjonering enn GPS i fjerntliggende nordområder har blitt utviklet Lastesystemer Vapour Return Systems er påkrevd for skytteletankere. Nyutviklet teknologi gjør det mulig å kondensere oljedamp i en lagertank om bord og deretter bruke den som drivstoff i skipets motor. Motor og fremdriftssystemer Utslipp av NO X kan begrenses ved å bruke kjølesystemer på motoren (enten Direct Water Injection eller Humid Air Motors), og ved å bruke katalysator. Utslipp av SO X kan begrenses ved bruk av eksos skrubbere, selv om bare en av disse er i bruk i dag i tillegg til bruk av drivstoff med lavt svovelinnhold. Optimalisering av drivstoff-effektivitet kan redusere både kostnader til drivstoff og utslipp til luft (merk at noen justeringer i programmer for drivstoff-effektivitet kan resultere i økte utslipp av NO X ). Følgende teknologier har potensial for å redusere miljørisiko i nordområdene: Posisjonering og navigeringssystemer Ved tettere forekomster av is vil det ikke være mulig for et fartøy å beholde sin posisjon på grunn av krav om å knuse isen med propellene gående akterut. Side 4
Motor og fremdriftssystemer Utvikling av alternative fremdriftssystemer. Operasjoner i fjerntliggende områder eller i områder med is kan kreve mye kraft og drivstoff. Systemer for alternative renere energi bør utvikles. Standby-fartøy opererer mye av tiden på relativt lavt turtall der motoreffektiviteten er lav. Design av fartøy kan forbedres med tanke på effektivitet ved lavt turtall. Teknologi for fjerning av SO X med for eksempel gasskrubbere kan forbedres IT og Software Fartøy blir stadig mer avhengig av IT-styrte systemer, inkludert sikkerhetskritiske systemer som fremdrift og posisjonering. Påliteligheten til software og hardware bør forbedres. Administrative/regulerende tema som kan bidra til å redusere miljøeffekter: Skipseiere kan bli påkrevd rapportering av alle utslipp til miljø, inkludert sammensetning og utslippsrate Krav om dobbelt skrog på skip i arktiske områder o Nåværende reguleringer krever kun enkelt skrog på visse forsyningsskip over en gitt størrelse 1.4 Beredskap mot oljeforurensning Det har vært et stort fokus på utvikling av ny og forbedret teknologi for mekanisk oljevern de siste årene. Norsk Oljevernforening For Operatørselskap (NOFO) har i løpet av de siste fire årene investert rundt 200 millioner kroner i nye opptakssystemer og lenser. Nye oljelenser for bruk offshore er utviklet. De nye lensene stopper oljen mer effektivt, men tar likevel mindre lagringsplass og er lettere å sette ut enn de gamle lensene. Dette er viktig med hensyn på operasjon av utstyret. Utfordringene med lav temperatur, vind og is kan løses ved forskjellige mottiltak, deriblant bruk av frostvæsker. Lav temperatur i havet kan føre til at enkelte oljer stivner på sjøen. Det er derfor utviklet ny generasjon oljeopptakssystem som kan håndtere høyviskøse oljeemulsjoner. Det er behov for å utvikle teknologi for oljerensing i isfylte områder. 1.5 Hvordan kan miljøteknologi påvirke oppfattelsen av miljørisiko Forbedret teknologi innen barrierer mot uhellsutslipp vil føre til redusert miljørisiko ved at sannsynligheten for en hendelse reduseres. Opinionen oppfatter derimot risiko mest som potensiell konsekvens av en hendelse og vil trolig ikke oppfatte reduksjon av sannsynligheten for en hendelse som reduksjon av miljørisiko. Det er derfor en utfordring å kommunisere risikonivået og hvordan miljøteknologi påvirker risikoen. 1.6 Styrende faktorer innenfor regelverkskrav Et av temaene som ønskes belyst i denne rapporten er hvorvidt det er teknologiutviklingen som setter føringer for regelverket eller regelverket som setter føringer for teknologien. Norge har i Side 5
dag en av verdens strengeste petroleumsregelverk, og de særskilte forutsetninger for petroleumsaktiviteter i Barentshavet setter enda større krav til operasjonelle utslipp enn for resten av sokkelen. Historisk sett har det vært storulykker og teknologiutviklingen som har styrt utviklingen i regelverket. Nullutslipp av oljebasert borevæske og borekaks kom først etter at det ble demonstrert at det var teknologisk gjennomførbart å håndtere dette avfallet på en tilfredsstillende måte. Dette er kanskje den miljømessig mest gunstige reguleringen som har blitt innført i norsk petroleumsregelverk. Innføringen av nullutslippsrapporteringen er også et viktig tiltak. Myndighetenes forventninger til industriens egeninnsats for å redusere effektene fra utslipp av produsert vann, resulterte i fortgang i utvikling av minst to effektive rensesystemer. 1.7 Konklusjon De særskilte forutsetningene for petroleumsaktiviteter i Barentshavet er gjennomførbare og allerede oppnådd for flere leteboringer og produksjonsboringer innenfor forvaltningsområdet siden 2005. Fordi Forvaltningsplanen er såpass ny er det ennå ikke etablert noen petroleumsfelt i produksjon som følger kravene satt i Forvaltningsplanen. Forutsetningene er allerede definert, og gitt dagens teknologi vil det være overkommelig å gjennomføre slike aktiviteter. Det forutsetter grundig planlegging og kjennskap til reservoarets egenskaper og grenseflater. Dette setter igjen fordringer på kartleggingen og planleggingen av en utbygging. For felt med lang levetid (ut over 2020) kan det være hensiktsmessig å tilrettelegge for en fleksibel løsning som kan ivareta fremtidige krav som injeksjon av CO 2 importert til feltet, forbedret produsertvannsrensing i tråd med forventingene fra OSPAR, og ytterligere sikkerhetsog miljømessige teknologiske tiltak. For å bedre sikkerhetsnivået på sokkelen, direkte i forhold til miljøhensyn, men også indirekte for å forhindre øvrige storulykker, er det et vel så stort behov for organisatoriske og operasjonelle tiltak. Ny teknologi, mer komplekse installasjoner og mer komplekse operasjoner setter store krav til kompetanse og drift hos personell og operatør. Side 6
2 INNLEDNING DNV Energy er forespurt av Tekna om å sammenstille nyvinning innen miljøteknologi for tryggere og mer miljøvennlig olje- og gassutvinning i nordområdene, og hvilke teknologiske utfordringer vi står ovenfor. Petroleumsaktivitetene i nordområdene er et kontroversielt tema, og har vært gjenstand for grundige politiske vurderinger de siste 6 årene. I etterkant av stortingsvalget i 2001 ble det besluttet at det skal gjennomføres en helhetlig forvaltningsplan for området Lofoten Barentshavet, og all petroleumsaktivitet i området ble stanset i påvente av utredningen angående petroleumsaktivitet (ULB * ). Denne ble ferdigstilt i juli 2003, og deler av Barentshavet ble gjenåpnet for petroleumsaktivitet i påvente av den helhetlige forvaltningsplanen, som ble utgitt i april 2006. Forutsetningen for gjenåpningen av petroleumsaktiviteter i Barentshavet er meget strenge miljøkrav, sammenlignet med øvrige deler av norsk sokkel. Disse miljøkravene er nærmere beskrevet i kapittel 4.6. Like strengt som myndighetskravene for aktiviteten er imidlertid opinionens forventninger til aktivitetene i regionen. Området Lofoten Barentshavet anses for å være et meget rikt og sårbart område, med naturressurser av kulturell, økologisk og økonomisk verdi. Petroleumsaktiviteten må ivareta integriteten til disse ressursene. Denne rapporten har som mål å beskrive utvikling innen teknologi for å møte myndighetskrav om å redusere miljøkonsekvensene av petroleumsaktivitet i nordområdene, både med tanke på regulære utslipp og uhellsutslipp. Videre vurderes behovet for miljørelatert teknologiutvikling med hensyn på å møte myndighetskrav til olje- og gassutvinning i nordområdene. Med nordområdene menes petroleumsområder innenfor Forvaltningsplan for området Lofoten- Barentshavet. Omtale av Barentshavet i denne rapporten gjelder disse områdene. Rapporten omhandler i liten grad isområder da disse ikke er relevante for norsk kontinentalsokkel på nåværende tidspunkt. Is er en ekstra kompleksitet for petroleumsaktivitet og vil kunne medfører behov for tilleggskrav og kvalifiering av tekniske løsninger. DNV har gjort et utvalg av teknologibeskrivelser som vurderes som viktige med hensyn på å møte miljøkravene som stilles av myndighetene. Rapporten har ikke som hensikt å summere opp samtlige miljøteknologiske løsninger relatert til olje- og gassutvinning. * Utredning av konsekvenser av helårig petroleumsvirksomhet i området Lofoten Barentshavet. Sammendragsrapport Juli 2003 (OED, 2003). Side 7
3 DEFINISJONER OG FORKORTELSER Kategorisering av kjemikalier Operatørene skal kategorisere kjemikalier ut fra stoffenes egenskaper i henhold til aktivitetsforskriften 56b. Kravet gjelder alle kjemikalier med krav til økotoksikologisk dokumentasjon. Kjemikaliene skal deles inn i følgende kategorier: Sort kategori - Kjemikalier som kun unntaksvis tillates sluppet ut Rød kategori - Kjemikalier som skal prioriteres spesielt for substitusjon Gul kategori - Kjemikalier med miljøakseptable egenskaper Grønn kategori - Kjemikalier på OSPARs PLONOR-liste (Pose little or no risk) Tabell 1 Forkortelser BAT BOP BREF DP DST HMS IMO IPPC-direktivet MARPOL NH 3 nmvoc NOx OSPAR PLONOR PSSA SECA SFT SO 2 ULB Best Available Technology Blow Out Preventer, Utblåsningsventil BAT referansedokument Dynamisk posisjonering Drill stem test, Borestreng test Helse, miljø og sikkerhet Internasjonale Maritime Organisasjon EU Directive 96/61/EC concerning integrated pollution prevention and control Internasjonal konvensjon mot forurensing fra skip Ammoniakk Flyktige organiske forbindelser (foruten metan) Nitrogenoksider Oslo Paris konvensjonen for beskyttelse av marint miljø i nordøst Atlanteren. Liste over kjemikalier som er vurdert på gi liten eller ingen risiko for miljøet. Særlig sårbart havområder Sulphur Emission Control Areas Statens forurensingstilsyn Svoveldioksid Utredning for helårig petroleumsvirksomhet i Lofoten og Barentshavet Side 8
4 MILJØKRAV FOR PETROLEUMSAKTIVITET I NORDOMRÅDENE 4.1 Norsk petroleumsregelverk Det norske regelverket for petroleumsaktiviteter setter premissene for utslipp og ressursforbruk under en operasjon. HMS-regelverket består i dag av 5 forskrifter: - Rammeforskriften, samt 4 underliggende forskrifter: o Styringsforskriften o Aktivitetsforskriften o Innretningsforskriften o Opplysningspliktforskriften De viktigste elementene knyttet til utslipp, herunder kjemikalienes egenskaper og mengder, beskrives her, inklusive krav vedrørende utslipp av produsert vann. Krav til risikostyring, reduksjon av utslipp, avfallshåndtering, overvåkning og beredskapsetablering er alle elementer som defineres i disse forskriftene. 4.2 Mål om nullutslipp Det er i Stortingsmelding 38 Om petroleumsvirksomheten (2003-04) tydeliggjorte nullutslippsmål for oljeindustrien på norsk sokkel. Begrepet nullutslipp ble innført i Stortingsmelding 58 (1996-97) Miljøvernpolitikk for en bærekraftig utvikling, men spesifisert og utdypet flere ganger, sist i nevnte stortingsmelding. Målene er gjeldende for alle regioner, og uttrykker et mål om null utslipp, eller minimalisering av utslipp, av potensielle miljøgifter. Videre skal potensialet for miljøskade minimaliseres (Se faktaboks). Nullutslippsmål for petroleumsvirksomhetens utslipp til sjø (fra Stortingsmelding 38) Miljøfarlige stoffer: Ingen utslipp, eller minimering av utslipp, av naturlig forekommende miljøgifter omfattet av resultatmål 1 for helse og miljøfarlige kjemikalier, Ingen utslipp av tilsatte kjemikalier innen SFTs svarte kategori ( i utgangspunktet forbudt å bruke og slippe ut) og SFTs røde kategori (høyt prioritert for utfasing ved substitusjon) Andre kjemiske stoffer: - Ingen utslipp eller minimering av utslipp som kan føre til miljøskade av: o Olje (komponenter som ikke er miljøfarlige) o Stoffer innen SFTs gule og grønne kategori o Borekaks o Andre stoffer som kan føre til miljøskade. Jf. forskrift om utføring av aktiviteter i petroleumsvirksomheten (aktivitetsforskriften) av 3. september 2001. Side 9
For nordområdene gjelder i tillegg de særskilte forutsetningene definert først i Stortingsmelding 38 Om petroleumsvirksomheten (2003-04), deretter i Stortingsmelding 8 (2005-06) Forvaltningsplan for området Lofoten Barentshavet. Disse særskilte kravene defineres ofte som nullutslippskrav, selv om begrepet er både misvisende og forvirrende. Ingen petroleumsaktivitet er underlagt null fysiske utslipp, men hensikten med kravene er å sikre at utslippene vil ha null miljøskader. En nærmere beskrivelse av nullutslippsmålene for sokkelen og særskilte forutsetninger for petroleumsaktivitet i nordområdene er gitt i kapittel 4.6. 4.3 Andre regelverk Foruten nasjonale regler finnes det også styrende internasjonale avtaler som er helt eller delvis implementert i nasjonalt regelverk. OSPAR-konvensjonen gir føringer for utslipp fra alle aktiviteter som påvirker Nordsjøen og nordlige Atlanterhavet. Her styres blant annet maksimale oljekonsentrasjoner i produsert vann, og kjemikaliekategorisering av offshorekjemikalier. OSPAR recommendation 2001/1 (OSPAR, 2001) krever at oljeinnhold i produsert vann ikke skal overstige 30 ppm som middelverdi for en måned. I tillegg har OSPAR et langsiktig mål om at utslippene skal reduseres til et nivå som ikke lenger gir skadelige utslipp, og utslipp av miljøskadelige stoffer skal reduseres til et nivå nær bakgrunnskonsentrasjoner (Se faktaboks under). OSPAR Longterm goal for produced water: By 2020, Contracting Parties should achieve: a. a reduction of oil in produced water discharged into the sea to a level which will adequately ensure that each of those discharges will present no harm to the marine environment; b. in accordance with the objective and the timeframe of the OSPAR Strategy with regard to Hazardous Substances, a continuous reduction in discharges of hazardous substances via produced water, by making every endeavour to move towards the target of cessation of discharges of hazardous substances with the ultimate aim of achieving concentrations in the marine environment near background values for naturally occurring substances and close to zero for man-made synthetic substances. 4.4 Gøteborgprotokollen Gøteborgprotokollen omfatter en samlet vurdering av ulike gasser som fører til forsuring, overgjødsling og ozondannelse. Protokollen omhandler svoveldioksid (SO 2 ) og nitrogenoksider (NOx), ammoniakk (NH3) og flyktige organiske forbindelser (nmvoc). Gøteborgprotokollen trådte i kraft 17. mai 2005. Den er foreløpig siste protokoll under Konvensjonen om langtransporterte luftforurensninger fra 1979. Norges forpliktelser innenfor Gøteborgprotokollen er vist i Tabell 2. Side 10
Tabell 2 Norges forpliktelser etter Gøteborgprotokollen (alle utslippstall oppgitt i tonn) Stoff Utslipp i basisåret 1990 Forpliktelser etter tidligere protokoller Utslipp i 2003 Forpliktelsene i Gøteborgprotokollen Prosent reduksjon innen 2010 i forhold til 1990 SO 2 53.000 23.000 22.800 22.000 58% NOx 219.000 226.000 220.300 156.000 29% NH3 20.400-22.900 23.000 0% nmvoc 300.000 192.000 301.000 195.000 35% De fremste gjenværende utfordringene knyttet til oppfyllelsen av denne protokollen er NO X og nmvoc. 4.5 Utslipp av CO 2 Norge er forpliktet gjennom bl.a. Kyotoprotokollen å kontrollere sine utslipp av CO 2. Kyotoprotokollen ble forhandlet fram i 1997 og trådte i kraft 16. februar 2005. Avtalen krever at Norges utslipp av klimagasser ikke skal øke med mer enn 1 prosent i perioden 2008-2012 i forhold til utslippene i 1990. Dette innebærer at utslippene ikke skal overstige 50,3 millioner CO 2 -ekvivalenter per år i perioden 2008-2012. Deler av Norges utslippsforpliktelser kan dekkes gjennom kjøp av kvoter i andre land. Foruten Kyotoprotokollen, som utløper i 2012, er det store forventninger til fremtidige reduksjoner i utslippene av CO 2. Blant annet kom Lavutslippsutvalget med sin innstilling Et klimavennlig Norge (NOU 2006:18) i oktober 2006, med en rekke forslag til tiltak for å redusere Norges CO 2 utslipp betraktelig innen 2050. Ett forslag som også omhandler aktiviteten i Nordområdene er elektrifisering av sokkelen ved hjelp av miljøvennlig kraftgenerering på land. 4.6 Særskilte krav i nordområdene HMS-forskriftene stiller ikke krav til fysisk null utslipp til sjø ved petroleumsutvinning i Barentshavet. Derimot stilles det krav til samtykkesøknad i henhold til 5 og 6 i Opplysningsforskriften, samt krav til utslippssøknad i henhold til Forurensningsloven (se blant annet 57 i Aktivitetsforskriften), som for øvrige deler av sokkelen. For godkjenning av samtykkesøknad og utslippstillatelse kan myndighetene stille krav utover det som står i forskriftene. Disse kravene er basert på tolkninger av regelverk og stortingsmeldinger. Kravene til virksomhet i Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten som er beskrevet i St.meld. nr. 38 (2003 2004) Om petroleumsvirksomheten, er spesifisert nedenfor: For virksomheten skal det legges til grunn injeksjon, eventuelt annen teknologi som hindrer utslipp av produsert vann. Maksimum 5 % av det produserte vannet kan ved driftsavvik slippes ut under forutsetning av at det renses før det slippes ut. Eksakte rensekrav vil stilles av konsesjonsmyndighetene for konkret virksomhet. Borekaks og boreslam reinjiseres eller tas til land for behandling. Borekaks og boreslam fra boring av topphullet vil normalt kunne slippes ut. Forutsetningen er at utslippet ikke inneholder komponenter med uakseptable miljøegenskaper, det vil si miljøfarlige stoffer eller andre stoffer som kan skade miljøet. Side 11
Dette gjelder kun i områder hvor potensialet for skade på sårbare miljøkomponenter vurderes som lavt. Som grunnlag for slike vurderinger skal det foreligge grundige kartlegginger av sårbare miljøkomponenter (gytefelt, korallrev og annen sårbar bunnfauna). Slike utslipp vil være gjenstand for søknad og tillatelse fra konsesjonsmyndighetene. Petroleumsvirksomhet i området skal ikke føre til skade på sårbar flora og fauna. Det er et krav at områder som kan påvirkes, skal kartlegges før aktivitet igangsettes. Det skal ikke være utslipp til sjø fra brønntesting. Det er et krav at effekten av beredskapen mot akutt forurensning skal være minst like god som på andre deler av kontinentalsokkelen. Forutsetningen om at det ikke skal være utslipp til sjø av borekaks og produsert vann (fysisk nullutslipp) representerer en vesentlig skjerping i forhold til de kravene som gjelder ellers på kontinentalsokkelen. Dersom rettighetshaver ikke kan demonstrere at virksomheten vil møte forutsetningen om at det ikke skal være utslipp til sjø, vil det ikke være aktuelt med helårig petroleumsvirksomhet på det aktuelle feltet innenfor Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten. Side 12
5 BORING OG BRØNNOPERASJONER 5.1 Utslipp til sjø I forbindelse med arbeidet med ULB gjennomførte daværende Oljedirektoratet et litteraturstudium om miljøteknologi (OD, 2003). Denne rapporten oppsummerer status for teknologi tilgjengelig for å oppnå forutsetningene og målene for nullutslipp i nordområdene. Rapporten konkluderer at Målsetningen gitt i scenariedokumentet kan oppfylles ved hjelp av eksisterende teknologi samt av teknologi som er under utvikling. Det påpekes at dette er kostnadskrevende, og det vil i noen tilfeller ikke nødvendigvis være de mest effektive løsninger sett fra et totalt miljømessig synspunkt.. Sett i forhold til de særskilte kravene for petroleumsaktivitet i nordområdene, gitt i bl.a. Stortingsmelding 38, stemmer konklusjonene. Boreoperasjoner kan gjennomføres med oppsamling av borekaks og borevæske, gitt at topphullet bores med retur til sjøbunn. Operasjoner kan også gjennomføres med utslipp av kun gule og grønne kjemikalier, samt brønntester kan gjennomføres uten utslipp til sjø. I avsnittene under gis en kort oversikt over de viktigste utslippskildene under boring og brønnoperasjoner. 5.1.1 Borekaks og borevæske Krav: Det er satt krav om null utslipp av borekaks og borevæske etter at topphullet er boret i Forvaltningsplanen. Mål: Det et generelt mål om null utslipp til sjø fra bore- og brønnoperasjoner, samtidig som det er en forventning om minimalisering av utslipp generelt. Det er et mål i scenariebeskrivelsene om at det ikke skal benyttes oljebasert borevæske i nordområdene. Status per i dag er at det eksisterer flere teknologier for å håndtere vann- og oljebasert borekaks og borevæske etter at topphullet er boret og operasjonene gjennomføres med retur av borevæske til riggen. Boreoperasjonene i Barentshavet siden 2005 har alle blitt gjennomført med oppsamling og injeksjon eller ilandføring av vann- og oljebasert borekaks (i alt 8 letebrønner og enkelte produksjonsbrønner på Snøhvit/Albatross). Tre ulike sluttdisponeringsløsninger har alle blitt utprøvd eller kvalifisert; injeksjon, ilandføring og mellomlagring/sluttlagring som tildekningsmateriale på deponier, og gjenbruk som topphullsborevæske. Alle løsningene tilfredsstiller kravet om null utslipp av borekaks. Det er satt et krav om at det ikke skal forekomme utslipp av borekaks i særdeles sårbare områder. Dette vil si at i enkelte områder, som for eksempel områder med høy tetthet av koraller, særdeles omfattende svampkolonier, gyte- og oppvekstområder for viktige fiskeslag, kan det være aktuelt med fysisk null utslipp av borekaks og borevæske. De mest aktuelle av slike områder forventes imidlertid å finnes i deler av nordlige Norskehavet, rundt Røstrevet og de store gyteområdene ved Lofoten. Side 13
For å ivareta eventuelle krav om null fysiske utslipp av borekaks og væske er det behov for nye teknologiske løsninger. Teknologiske løsninger for reduksjon av utslipp av borekaks finnes, men ingen av disse eliminerer utslippene fullstendig. En operasjon som samler flere elementer vil kunne oppnå fysisk null utslipp. Eksempler er: - AGRs RMR (Riserless Mud recovery (AGR, 2006)) er et system som samler opp kaks og borevæske fra brønnhodet på sjøbunn og frakter dette til riggen via en sjøbunnspumpe og slanger (Figur 1). Systemet er allerede benyttet og har blitt nevnt i høringskommentarer til søknad om utslippstillatelser for leteboringer i Barentshavet. Teknologien kan eliminere utslipp etter at lederøret og brønnrammen er satt på sjøbunn. - Pæling av lederør er en teknologi som er utprøvd i flere varianter, og som gir en reduksjon eller eliminasjon av utslipp av borevæske og kaks fra den første seksjonen (30 lederør). Metoden er basert på at lederøret føres ned i sedimentene ved bruk av en hammer eller ved å jette (pumpe vann gjennom røret og vaske ut borekaks). Teknologien eliminerer også behov for sementering og utslipp av sementkjemikalier fra denne seksjonen. Metoden har vært utprøvd flere ganger på norsk sokkel med varierende suksess. Teknologien er helt avhengig av bløte toppsedimenter, og er funnet uegnet flere steder i Barentshavet, som har til dels meget harde bunnsedimenter. Figur 1. Figur over RMR (Riserless Mud Recovery) systemet utviklet for oppsamling av borekaks og borevæske fra deler av topphullet (AGR, 2006). Side 14
Teknologibehov for fremtiden er til dels dekket av eksisterende teknologi, men det eksisterer et behov for operasjonelle løsninger som kan integreres med eksisterende løsninger på konvensjonelle borerigger og dermed redusere eller eliminere utslippene fra topphullet. Kakshåndtering, både fra topphullet og fra øvrige seksjoner, medfører store operasjonelle kostnader og bruk av tungt utstyr øker det generelle risikonivået på installasjonene. Det må derfor, i henhold til de særskilte miljøkravene for aktiviteter i nordområdene, være tungtveiende miljømessige grunner for å eliminere utslippene fra topphullet. For enkelte produksjonsboringer vil det være fremtidige utfordringer med å utvikle egnede vannbaserte borevæsker som kan håndtere avviksboringer. Per i dag eksisterer det få egnede borevæskesystemer som klarer dette. Det eksisterer imidlertid miljøakseptable oljebaserte borevæsker (bestående av kun grønne og gule kjemikalier) som kan benyttes i fremtiden. 5.1.2 Drenasjevann Krav: Drenasjevann (Drensvann) skal renses til 30 ppm olje før utslipp i henhold til aktivitetsforskriften og OSPAR-krav. Mål: null utslipp til sjø. Drensvann vil inneholde forskjellige stoffer som lekker ut til drensvann på riggen. Dette vil være oljeforbindelser, vaskemidler, borevæske og andre kjemikalier som kan finnes på riggen. Det eksisterer i dag teknologi som kan rense drensvann ned mot 5 ppm olje. Flere leverandører leverer i dag utstyr som standardpakker på rigger, og nye rigger som skal operere i nordområdene bør være komplett innesluttet og samle opp alt drensvann og kunne rense oljeinnholdet ned til eksisterende regelverkskrav (30 ppm). For en ytterligere reduksjon av utslippene er det eneste alternativet per i dag injeksjon eller ilandføring av alt overskuddsvann fra riggen. Dette er imidlertid en miljømessig dårlig løsning, så lenge totalmengden vann som genereres ved boreoperasjoner er lav samtidig som renseeffekten fra dagens teknologi er så god. For boreoperasjoner i nærheten av produksjonsanlegg bør imidlertid injeksjon av alt drensvann vurderes. Slik situasjonen er i nordområdene nå, derimot, med nærmeste injeksjonsanlegg i Norskehavet, er ikke dette en miljømessig fordelaktig løsning. Kostnadene og indirekte utslipp til luft som følge av frakt forsvarer ikke en slik håndtering. 5.1.3 Kjølevann Kjølevann benyttes i relativt stor skala på borerigger, men det er normalt ingen utslipp av kjemikalier eller andre potensielt farlige stoffer som følge av denne delaktiviteten. Kjølevann vil kunne ha temperatureffekter når store volumer slippes ut i lukkede eller halvåpne resipienter (som fjorder eller laguner), men på åpent hav vil konsekvensene være så små at det ikke forventes miljøeffekter av slike utslipp. Side 15
5.1.4 Utslipp av kjemikalier fra installasjoner Mål: Det skal kun slippes ut gule og grønne kjemikalier, kategorisert i henhold til Aktivitetsforskriften 56b. Dagens regelverk åpner for utslipp av borevæske fra topphullet såfremt de er i SFTs fargekategori gul og grønn. Øvrige utslipp fra installasjoner forbundet med bore- og brønnoperasjoner vil stort sett være sementeringskjemikalier, BOP-kontrollvæsker (hydrauliske væsker koblet til avstengningsventilen på brønnhodet), gjengefett til borestreng og foringsrør og vaskemidler. For samtlige av disse kjemikaliene finnes det gule eller grønne alternativer på markedet, og de fleste boreoperasjonene som har blitt gjennomført siden 2005 har blitt gjennomført med utslipp kun av gule og grønne kjemikalier. Det foregår en kontinuerlig utvikling av mer miljøvennlige kjemikalier, og utslippene av miljøbetenkelige kjemikalier har blitt betydelig redusert (OLF, 2006). Det finnes teknologi som kan eliminere bruk og dermed utslipp av kjemikalier for enkelte av disse komponentene. Det har nylig blitt utviklet gjengefettfrie foringsrør, som eliminerer behovet for gjengefett på disse. Det finnes BOP-systemer (Blow Out Preventer) med retur av hydraulisk væske, som reduserer utslippene fra BOP-ventilen på sjøbunn. Den miljømessige gevinsten knyttet til disse løsningene er relativt liten, da disse utslippene utgjør en liten andel av de totale utslippene fra en boreoperasjon. 5.1.5 Utslipp knyttet til testing Krav: Det skal ikke være utslipp til sjø fra brønntesting Mål: Null utslipp til sjø og luft fra brønntesting. Målsetningen nevnt ovenfor er hentet fra Aktivitetsforskriften 60 Utslipp fra formasjonstesting og opprensking av brønner, som sier: Avbrenning av hydrokarboner skal unngås så langt som praktisk mulig. Brønntesting medfører normalt forbrenning av olje og gass fra reservoaret over en brennerbom. Ved testing av gassbrønner vil det ikke forekomme utslipp til sjø fra testen, men dersom man brenner olje vil forbrenningen aldri være fullstendig og mindre mengder (typisk <0,05% av total mengde forbrent olje) forventes å falle på sjø. Normalt begrenser dette seg til 40-400 liter per brønntest, avhengig av effektiviteten på faklingsenheten. Som følge av kravet til null utslipp til sjø, faller derfor muligheten for en konvensjonell Drill Stem Test (DST) bort for oljebrønner. Det er derfor nødvendig med alternative testmetoder for å bestemme reservoarets egenskaper. Det er teknologisk mulig å isolere olje fra gass, og gjennomføre tester med oppsamling av olje. Dette kan gjennomføres med lagring av olje på tanker om bord eller ved overføring til tankfartøy i nærheten av installasjonen, for eksempel testfartøyet Crystal Sea. Dette medfører imidlertid en ikke ubetydelig risiko for uhellsutslipp, lekkasje med påfølgende antenning av hydrokarboner og kollisjon mellom innretning og fartøy. Slike risikomomenter gjør at oppsamling av olje gitt en konvensjonell brønntest er lite ønskelig. Det er imidlertid fullt mulig å gjennomføre en redusert brønntest med det mål å samle opp mindre mengder (1-10 m 3 ) olje fra reservoaret. Det eksisterer i dag en rekke teknologiske løsninger som på papiret vil redusere behovet for konvensjonell brønntesting med tilhørende utslipp til sjø og luft. De fleste av disse er beskrevet i Side 16
OD (2003). Slike tester gir imidlertid begrenset med informasjon, og man har mindre erfaring med disse enn med konvensjonelle tester. En fullskala DST vil gi informasjon om formasjonsstørrelser, strømningsegenskaper, grenseflater, sandproduksjon og andre aspekter av stor betydning for fremtidig produksjon som reduserte tester i liten grad gir informasjon om. Det er derfor behov for en videreutvikling og modning innenfor nullutslippstesting, som isolert eller kombinert med andre undersøkelsesmetoder (seismikk eller lignende) vil gi tilstrekkelig informasjon om reservoarets egenskaper for en optimalisering av produksjonsanleggene. Side 17
6 PRODUKSJON 6.1 Utslipp til sjø Utslipp til sjø er primært utslipp av produsert vann under operasjoner. En oversikt over samtlige utslipp til sjø knyttet til produksjon er vist i tabellen under. Tabell 3. Oversikt over kilder til utslipp fra offshore produksjon. Utslipp knyttet til boreoperasjoner er ikke tatt med. Utslippstype Kilde Viktigste komponenter Produsert vann Reservoar Vann Mineraler Oljerester Salter Ballastvann Lagringsceller Oljerester, mulige fremmede arter Tungmetaller Radioaktive kilder Produksjonskjemikalier Drensvann Regnvann og vaskevann Olje- og kjemikalierester fra operasjoner på dekk Kjølevann Turbiner/motorer Sjøvann, høy temperatur Hydraulikkvæske Operasjon av ventiler på sjøbunn Hydraulikkvæske 6.1.1 Produsert vann Krav: For virksomheten skal det legges til grunn injeksjon, eventuelt annen teknologi som hindrer utslipp av produsert vann. Maksimum 5 % av det produserte vannet kan ved driftsavvik slippes ut under forutsetning av at det renses før det slippes ut. Eksakte rensekrav vil stilles av konsesjonsmyndighetene for konkret virksomhet. Mål: Null utslipp av miljøfarlige komponenter (som definert av OSPAR). Det kanskje mest ambisiøse kravet knyttet til operasjoner i nordområdene er håndteringen og injeksjon av produsert vann. Reinjeksjon av produsert vann i seg selv er ikke noe nytt, og har vært gjennomført på norsk sokkel siden midten av 1990-tallet. Det er få eksisterende anlegg som har 95% driftsregularitet. Imidlertid forekommer det installasjoner både i Norge (Kvitebjørn og Oseberg Øst) og i andre land, som ikke har operasjonelle utslipp av produsert vann. Her stanses driften dersom injeksjonsanlegget må stenges ned. Dette viser at det er fullt ut mulig å gjennomføre slike tiltak, eller mindre justeringer i samsvar med 95 % injeksjonskravet, for aktiviteter i nordområdene. Side 18
Forutsetningen for en slik løsning er å ha tilstrekkelig renundans (overskudd) i utstyr og tilstrekkelig driftsregularitet i enkeltkomponenter til å oppnå en god total driftsregularitet for injeksjon. Dette er i utgangspunktet en overkommelig strategi med dagens teknologi. Et annet viktig element blir å minimalisere vannvolumet som produseres fra feltet. En mulig løsning er å installere nedihullsseparatorer som sørger for at overflatesystemene ikke får kapasitetsproblemer. Figur 2 Eksempel på nedihullsseparasjon av vann fra produksjonsstrømmen. Reservoarstrømmen kommer inn fra høyre, vannfasen isoleres i hydrosyklon og injiseres i vannreservoar nede til venstre. Figuren er hentet fra OD (2003). Foruten driftsregulariteten i reinjeksjonen er det satt krav til rensing av restvann som slippes ut. Det er i de senere år utviklet flere renseteknologier med en klar forbedring i forhold til tidligere renseteknologier. Noen av disse er også utviklet i Norge, som C Tour og Epcon (Figur 3). Begge disse renseteknologiene anses som BAT for produsert vann på norsk sektor i dag. For en nærmere beskrivelse av disse teknologiene, samt andre teknologiske løsninger for rensing av produsert vann, henvises det til OD (2003). Side 19
Figur 3. Flowdiagram som viser C Tour prosessen (venstre), og figur over Epcon rensesystemet (høyre). C Tour fungerer ved at kondensat tilsettes produsertvannsstrømmen og ekstraherer ut oljeforbindelser fra vannet. Etter separasjonen isoleres vann, gass og olje til produksjon eller utslipp. Epcon er en forbedret hydrosyklon som samler olje og gass i midten av syklonen. Her tilsettes inert gass noe som øker separasjonsgraden i forhold til konvensjonelle sykloner. Begge systemene har stort potensial til å fjerne olje og naturlig forekommende miljøgifter fra produsertvannstrømmen. Renseteknologiene og kravene til utslipp per i dag, tilfredsstiller ikke umiddelbart de langsiktige målene for utslipp av produsert vann på norsk sokkel, ifølge OSPAR. Målet som formulert i OSPAR, tilsier en tilstrekkelig vannkvalitet som ikke skader marine ressurser som følge av utslippet. Dessuten skal konsentrasjonene av miljøgifter være tilnærmet lik null eller bakgrunnskonsentrasjonen. For å oppnå sistnevnte innen 2020 er det behov for en ytterligere forbedring i renseaktiviteten, eller 100 % injeksjonsregularitet. C Tour og andre rensesystemer har god renseeffekt, men er ikke i stand til å rense til bakgrunnskonsentrasjoner i miljøet. Effektene i resipienten er imidlertid marginale eller ikke-eksisterende, gitt en 95% injeksjonsregularitet og rensing med dagens beste rensesystemer. Når det gjelder ikke-petrogene komponenter fra produsert vann, som ikke stammer fra olje fra reservoaret, er situasjonen noe annerledes. Det forekommer metaller og lavradioaktivt materiale som kan følge produsertvannstrømmen til sjø. Dagens renseteknologi, som fokuserer på reduksjon av oljekonsentrasjoner, er tildels lite egnede til å fjerne disse komponentene. Enkelte produksjonskjemikalier vil følge produksjonsstrømmen i stedet for oljestrømmen, men noe forventes sluppet ut. Gitt kravene til kjemikalier benyttet i nordområdene vil kjemikaliene ha lavt potensial for miljøskade. Metaller og Lavradioaktivt materiale vil normalt følge produsertvannstrømmen til sjø. Nivåene av metaller og radioaktivitet er små, særlig sammenlignet med utslippsstrømmer fra andre Side 20
industriprosesser. Egnede rensesystemer, kan være vanskelige å utvikle da det følger så mye ufarlige salter og andre forstyrrende elementer som vanskeliggjør en spesifikk rensing av disse komponentene. 6.1.2 Ballastvann Det er ingen formelle spesifikke nordområdekrav til håndtering av ballastvann. Ballastvann kan komme fra installasjonen (flytende produksjonsskip) og fra tankbåter som frakter olje fra lokasjon til mottaker. IMO vedtok i 2004 en ballastvannkonvensjon som blant annet setter krav til avstand fra sårbare resipienter før utskifting av ballastvann (Konvensjon om ballastvann i skip med sikte på å hindre spredning av farlige organismer, 2004 (ikke trådt i kraft)). I tillegg forventes det at det innen 2016 vil settes krav til rensing av ballastvann før utslipp. Innen den tid er det fremdeles risiko for innføring av fremmede arter med ballastvann. Foruten ballastvann kan fremmede arter spres som følge av begroing på skrog. Det kan også forekomme utslipp av olje og enkelte metaller (bl.a. sink fra korrosjonshemmende anoder i tankene) fra utslipp av ballastvann, men det er innføring av fremmede arter som er det største risikoelementet knyttet til ballastvann. Det er gjennomførbart, men trolig ikke økonomisk forsvarlig, å innføre landbasert rensing av ballastvann ved anløp til landanlegg i nordområdene. Som alternativ kan installasjonene ha særkrav til ballastvannskifte for fartøy som ankommer fra risikohavner, frem til 2016 hvor alle fartøy skal ha separate rensesystemer. 6.1.3 Drensvann Mål: ingen utslipp til sjø. Drensvann fra produserende installasjoner bør håndteres i henhold til eksisterende regelverkskrav. Det er ingen konkrete krav til håndtering av drensvann i nordområdene, men eksisterende regelverk tilsier at dette skal renses til 30 ppm olje før utslipp. Det er også teknisk mulig å injisere drensvann med produsert vann, en løsning som vel anses som mest optimal. Imidlertid er volumene av drensvann normalt så små at utslipp i henhold til regelverket ikke kan medføre skade på marint miljø. Som for bore- og brønnoperasjoner eksisterer det rensesystemer med dokumenterbar effekt ned til 5 ppm olje. Systemene er mer eller mindre automatiserte og baserer seg på sentrifugering, flokkulering, emulsjonsbrytning, filtrering, eller kombinasjoner av disse i system. 6.1.4 Kjølevann Kjølevann benyttes i relativt stor skala på installasjoner til nedkjøling av turbiner og motorer, men det er normalt ingen utslipp av kjemikalier eller andre potensielt farlige stoffer som følge av denne delaktiviteten. Kjølevann vil kunne ha temperatureffekter når store volumer slippes ut i lukkede eller halvåpne resipienter (som fjorder eller laguner), men på åpent hav vil konsekvensene være så små at det ikke kan forventes miljøeffekter av slike utslipp. Side 21