Last ned - Miljødirektoratet
, RAPPORT M-643 | 2016 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore Status - 2016 KOLOFON Utførende institusjon Miljødirektoratet Oppdragstakers prosjektansvarlig Kontaktperson i Miljødirektoratet Anne-Grethe Kolstad M-nummer År 643 2016 Sidetall Miljødirektoratets kontraktnummer 44 Utgiver Prosjektet er finansiert av Miljødirektoratet Forfatter(e) Miljødirektoratet Tittel – norsk og engelsk Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore, status 2016 Report on the work towards the zero discharge goal on discharges to sea in the petroleum offshore sector Sammendrag – summary The zero discharge goal on environmental hazardous substances discharged from the petroleum offshore sector was established in a White Paper in 1996/1997 and has since then been developed in several other White Papers into operational targets. The goal comprises both discharges of oil and natural occurring substances in produced water, including radioactive substances, and discharges of added chemicals, which are harmful to the environment. This report is the 5th report since 2003 on the achievements made by the petroleum offshore sector towards the goal. The report summarizes and evaluates the achievements from 2010 to 2015 with regard to reducing discharges of dispersed oil, natural occurring substances including radioactive substances in produced water and added chemicals, which are harmful to the environment. The report also indicates approaches to further work towards achieving the goals. 4 emneord 4 subject words utslipp, petroleum, sjø, mål discharges, sea, petroleum, goal Forsidefoto Statfjord Foto: Harald Pettersen, statoil.com 1 Innhold 1 Sammendrag ................................................................................................. 3 2 Bakgrunn ..................................................................................................... 5 2.1 Nullutslippsmålet ..................................................................................... 5 2.2 Nasjonalt mål /generasjonsmålet ................................................................. 6 2.3 Konklusjoner og anbefalinger i rapporten fra 2010 ............................................ 6 3 Utviklingen fram til og med 2015 ........................................................................ 7 3.1 Utslipp av tilsatte kjemikalier ..................................................................... 7 3.2 Nærmere om utviklingen i utslipp av stoffer i fargekategoriene ............................ 8 3.2.1 Utslipp av stoff i svart og rød kategori ................................................... 8 3.2.2 Utslipp av stoff i gul og grønn kategori ................................................. 10 3.3 Utslipp av kaks med vedheng av borevæsker ................................................. 10 3.4 Utslipp av tungmetaller som urenheter i borekjemikalier .................................. 11 3.5 Utslipp av oljeholdig vann ........................................................................ 12 3.6 Utslipp av olje og naturlig forekommende stoffer ........................................... 13 3.7 Naturlig forekommende miljøgifter i produsert vann ........................................ 15 3.8 Utslipp av stoff på prioritetslista sammenlignet med nasjonale utslipp ................. 16 3.9 Utslipp av radioaktive stoffer .................................................................... 17 3.10 Miljørisikovurderinger og utvikling i miljørisiko uttrykt ved EIF ........................... 19 3.11 Miljørisiko ved radioaktivitet i utslipp av produsert vann .................................. 21 4 Gjennomførte tiltak i perioden 2010-2016 ........................................................... 22 4.1 Regulering av kjemikalier ......................................................................... 22 4.2 Produsert vann ...................................................................................... 23 4.3 Tilsyn ................................................................................................. 23 5 Petroleumsvirksomhetens virkning på det marine miljøet ........................................ 24 5.1 Miljøstatus havområdene ......................................................................... 24 5.2 Kunnskap om miljøeffekter ....................................................................... 26 5.2.1 Utslipp av produsert vann ................................................................. 26 5.2.2 Utslipp av kjemikalier ..................................................................... 27 5.2.3 Utslipp av borekaks ........................................................................ 27 6 Prognoser om utslippsutvikling ......................................................................... 28 6.1 Utslipp av produsert vann ........................................................................ 28 6.2 Kjemikalier for EOR ................................................................................ 29 6.3 Utslipp av renset kaks ............................................................................. 29 6.4 Andre utviklingstrekk .............................................................................. 30 2 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 7 Vurdering av måloppnåelse og muligheter for ytterligere reduksjoner ......................... 31 7.1 Miljøfarlige kjemikalier ........................................................................... 31 7.1.1 Tilsatte kjemikalier med stoff i miljøfarlige kjemikalier ........................... 31 7.1.2 Miljøfarlige stoffer i produsert vann .................................................... 32 7.1.3 Risikobasert tilnærming ................................................................... 33 7.2 Tiltak operatørene selv har vurdert i 2016 .................................................... 34 8 Videre arbeid .............................................................................................. 35 8.1 Kunnskapsbehov .................................................................................... 35 8.2 Generelle utslippsreduserende tiltak ........................................................... 36 8.3 Feltspesifikke tiltak ................................................................................ 37 8.4 EOR- en ny utfordring. ............................................................................ 38 8.5 Utslipp av radioaktive stoffer .................................................................... 38 8.6 Om Barentshavet ................................................................................... 39 9 Referanser ................................................................................................. 40 Vedlegg: 1. Vedlegg: Status for feltene 2. Vedlegg: Status feltene radioaktivitet 1 Sammendrag Nullutslippsmålet for utslipp av olje og miljøfarlige stoffer til sjø fra petroleumsvirksomheten ble etablert i St.meld.nr 58 (1996-1997) om Miljøvernpolitikk for en bærekraftig utvikling og er senere presisert og operasjonalisert i en rekke stortingsmeldinger. Målet er å oppnå • Ingen utslipp, eller minimering av utslipp, av naturlig forekommende miljøgifter på prioritetslisten • Ingen utslipp av miljøfarlige tilsatte kjemikalier • Ingen utslipp eller minimering av utslipp som kan føre til miljøskade av olje og andre stoffer • Utslippene av naturlig forekommende radioaktive stoffer skal reduseres gradvis slik at konsentrasjonen av stoffene i miljøet er nær bakgrunnsnivå innen 2020. Vi har levert statusrapporter om nullutslippsarbeidet i 2003, 2005, 2006 og 2010. I siste rapport konkluderte vi med at målet for miljøfarlige tilsatte kjemikalier i flere år var blitt ansett som oppfylt, men at det av sikkerhetsmessige og tekniske hensyn fortsatt ville være noe utslipp av miljøfarlige stoff til sjø også i årene som kommer. For olje og naturlig forekommende stoffer var reduksjonene mindre enn forventet i forhold til operatørenes planlagte tiltak. Siden rapporteringen i 2010 har det vært en økning i rapporterte utslipp til sjø av både miljøfarlige tilsatte kjemikalier og naturlig forekommende stoff, inkludert dispergert olje. Årsakene er sammensatte. Økningen av rapporterte utslipp av tilsatte miljøfarlige kjemikalier er i hovedsak en følge av endrede 3 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 rapporteringskrav for brannskum og endring i miljøkategorisering av et vanlig brukt biocid. Av denne grunn er vår vurdering er at vi er lenger unna målsetningen nå enn i 2010, selv om økt rapportering ikke innebærer tilsvarende økning i faktiske utslipp. Arbeidet for å redusere utslipp av miljøfarlige kjemikalier må fortsette. Vi vil følge opp operatørenes substitusjonsarbeid, men ser at det vil være vanskelig å oppnå null utslipp. Utfordringen er særlig at det er bruksområder for kjemikalier hvor de miljøfarlige egenskapene er nødvendige. Dette gjelder f.eks. bruksområder der det av sikkerhetsmessige grunner er viktig at kjemikaliet ikke brytes raskt ned. Dersom det igangsettes polymerinjeksjon i stor skala for økt oljeutvinning (EOR) kan det bli enda vanskeligere å nå målet for miljøfarlige tilsatte kjemikalier om det ikke sikres at alt produsert vann blir injisert gjennom hele levetiden til feltet. Utslipp av dispergert olje og naturlig forekommende miljøgifter i produsert vann øker fordi de eksisterende renseanleggene for noen av de eldre feltene ikke lenger er optimale for vannmengdene og vannkvaliteten som følger av den nåværende produksjonen, og fordi mange felt har en lavere injeksjonsgrad enn opprinnelig planlagt. De fleste felt med regulære utslipp til sjø av produsert vann har et oljeinnhold godt under aktivitetsforskriftens maksimalgrense på 30 mg/l. Gjennomsnittet på sokkelen er 12,3 mg/l. Det har vært en svak økning i oljekonsentrasjon de siste årene, men vi vurderer det som mulig å snu denne utviklingen gjennom optimalisering av eksisterende teknologi. Ved å redusere utslippene av olje reduseres også utslippene av naturlig forekommende miljøgifter. Vi mener derfor at en skjerping av kravet til utslipp av olje med produsert vann i aktivitetsforskriften vil kunne bidra til større innsats fra operatørene, og at dette kan være et godt virkemiddel for å redusere utslipp også av naturlig forekommende miljøgifter i tråd med nullutslippsmålet. For en del naturlig forekommende stoffer i produsert vann vil likevel ikke renseteknologi være like effektiv som for dispergert olje, og injeksjon er derfor det sikreste tiltaket for å oppnå vesentlige reduksjoner totalt sett. Samlet EIF* (Environmental Impact Factor) for sokkelen har økt siden 2008, men vi ser potensial for å redusere denne. Vi planlegger i første omgang å konsentrere innsatsen om feltene som står for det største risikobidraget. Effektive risikoreduserende tiltak vil for mange felt innebære å redusere bidraget fra tilsatte kjemikalier vel så mye som å redusere utslippet av dispergert olje. Løsningene må bli individuelle, men i mange tilfeller vil en bedre utnyttelse av injeksjonskapasiteten være det tiltaket som har størst miljømessig gevinst. Miljødirektoratet vil framheve at det er behov for kunnskap om effekter av utslipp av produsert vann i arktiske områder og hvilke faktorer som gjør at effektene er mer usikre enn når utslippene skjer lenger sør. Nylig publiserte forskningsresultater om effekt av olje på henholdsvis polartorskembryo og hyselarver understøtter dette behovet. For nye utbygginger, spesielt i Barentshavet, er det viktig å sikre høy grad av injeksjon og i tillegg vannbehandlingsteknologi som kan redusere utslipp av dispergert olje til konsentrasjoner til under 10 mg/l. Dette er mulig med dagens teknologi. Det er betydelige kunnskapshull når det gjelder mulige effekter av utslipp av radioaktive stoffer i produsert vann på marine organismer. Strålevernet vil derfor iverksette utredninger for å bedre kunnskapene på dette området. Strålevernet mener også at det er viktig at det arbeides videre både med å utvikling av teknologi for å redusere mengden vann som produseres sammen med olje og gass, og å finne frem til mulige renseteknologier for fjerning av radioaktive stoffer i produsert vann. For felt som har injeksjon av produsert 4 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 vann vil en bedre utnyttelse av injeksjonskapasiteten være et viktig bidrag til reduksjon av utslippene av radioaktive stoffer til det marine miljø. *) EIF: vurdering av risiko for miljøskade og inkluderer alle stoff i utslippet av produsert vann 2 Bakgrunn Nullutslippsmålet Nullutslippsmålet for utslipp av olje og miljøfarlige stoffer til sjø fra petroleumsvirksomheten ble etablert i St.meld.nr 58 (1996-1997) om Miljøvernpolitikk for en bærekraftig utvikling. Målet ble utdypet i St.meld. nr. 25 (2002—2003) og er senere presisert og spesifisert i en rekke stortingsmeldinger. I St.meld. nr. 37 (2009-2009) Helhetlig forvaltning av det marine miljø i Norskehavet (forvaltningsplan) ble radioaktivitet inkludert i nullutslippsmålet. Målene for petroleumsvirksomhetens utslipp til sjø slik de er presisert i henholdsvis St.meld.nr 37 (2012-2013) om en helhetlig forvaltning av det marine miljø i Nordsjøen og Skagerak og i Meld. St. nr. 10 (2010-2011) Oppdatering av forvaltningsplan for det marine miljø i Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten er: 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 svart kategori (i utgangspunktet forbudt å slippe ut) og rød kategori (høyt prioritert for utfasing ved substitusjon) 1 Ingen utslipp eller minimering av utslipp som kan føre til miljøskade av: -Olje (komponenter som ikke er miljøfarlige) -Stoffer innen gul og grønn kategori -Borekaks -Andre stoffer som kan føre til miljøskade Utslippene av naturlig forekommende radioaktive stoffer skal reduseres gradvis slik at konsentrasjonen av stoffene i miljøet er nær bakgrunnsnivå innen 2020 Tidligere fantes særskilte nullutslippskrav til petroleumsvirksomhet i Barentshavet. Disse gjaldt ingen utslipp av borekaks og borevæske med unntak fra topphullet, ingen utslipp av produsert vann unntatt 5 % av mengden ved driftsavvik, og ingen utslipp til sjø fra brønntesting. Miljødirektoratet (den gang SFT) ga senere en faglig anbefaling til departementet om å fjerne det absolutte kravet om nullutslipp av borekaks fordi dette kravet etter direktoratets vurdering ikke bidro til gode helhetlige miljøløsninger. Alle de særskilte kravene til petroleumsvirksomhet i Barentshavet ble fjernet i forbindelse med oppdatering av forvaltningsplanen for Barentshavet og Lofoten i 2011. 1 Kjemikalier i svart kategori omfatter blant annet stoffene som står på miljømyndighetenes prioritetsliste. Se ellers forskrift om utføring av aktiviteter i petroleumsvirksomheten, § 63 for beskrivelse av de ulike fargekategoriene. 5 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 Nasjonalt mål /generasjonsmålet Nullutslippsmålet for petroleumssektoren henger sammen med det nasjonale målet som omfatter alle kilder og som sier at utslipp og bruk av kjemikalier som utgjør en alvorlig trussel mot helse og miljø skal reduseres kontinuerlig, med mål om å stanse utslippene innen 2020. Det er utarbeidet en liste (prioritetslisten) over stoffer eller stoffgrupper som omfattes av dette målet. Prioritetslisten inneholder i dag 33 stoffer og stoffgrupper, til sammen ca. 360 enkeltstoffer. Et stoff eller stoffgruppe tas inn på prioritetslisten når de fyller kriterier knyttet til alvorlige egenskaper. Dette gjelder stoffer som er lite nedbrytbare, som hoper seg opp i levende organismer og som har alvorlige langtidsvirkninger for helse, eller er svært giftige for miljøet. Det nasjonale målet følger opp og viderefører det strategiske målet i OSPAR2 der Norge er part. OSPAR vedtok i 2005 en anbefaling (OSPAR Recommendation 2005/2) om å stanse utslipp innen 2010 av tilsatte offshorekjemikalier som er på OSPARs prioritetsliste. Det er stort sammenfall mellom OSPARs liste og den norske prioritetslisten. Norge har gjennom arbeidet i OSPAR (OSPAR Agreement 2010-3) også forpliktet seg til å forhindre radioaktiv forurensning av havet gjennom gradvise og vesentlige reduksjoner av utslipp. Det langsiktige målet er at naturlig forekommende radioaktive stoffer i miljøet skal være nær bakgrunnsnivået. I denne rapporten gir vi status for arbeidet med å nå målene. Miljødirektoratet har på oppdrag fra Klima- og miljødepartementet (KLD) levert statusrapporter for nullutslippsarbeidet i 2003, 2005, 2006 og 2010. Rapporten i 2003 ble utarbeidet av en samarbeidsgruppe bestående av representanter fra Oljedirektoratet, Norsk olje og gass (NOROG, den gang OLF) og Miljødirektoratet. I 2008 ble det, som svar på et oppdrag fra KLD og Olje- og Energidepartementet, utgitt en rapport fra et samarbeid mellom Statens strålevern, Oljedirektoratet og Miljødirektoratet om kostnader og nytte for miljø og samfunn ved å stille krav om injeksjon/reinjeksjon av produsert vann, nullutslipp av borekaks og borevæske og å inkludere radioaktivitet i nullutslippsmålet. Konklusjoner og anbefalinger i rapporten fra 2010 Hovedkonklusjonene i rapporten fra 2010 var at et generelt krav til operatørene om injeksjon av produsert vann ikke var å anbefale på grunn av høye kostnader, økte utslipp til luft ved injeksjon dersom produsert vann ikke skal være som trykkstøtte og at miljøgevinsten ble liten. Dette gjaldt også for de store vannprodusentene Statfjord og Gullfaks. Myndighetene ville se nærmere på mulighetene for injeksjon på Trollfeltet, fordi dette feltet står for 40% av utslipp av radioaktive stoff på sokkelen. Utslippsreduksjonene av olje og naturlig forekommende stoff, som PAH, ble mindre enn forventet i perioden 2003-2010 og det var en forventning om at mengden produsert vann ville øke. Disse prognosene, sammen med mangel på kunnskap om langtidseffekter, gjorde at Miljødirektoratet fant grunn til fortsatt å stille strenge krav til utslipp til produsert vann. Det ble pekt på at man kunne vurdere om effekt av eksisterende renseutstyr kunne forbedres og dessuten om strengere kravstilling kunne være et virkemiddel for å oppnå utslippsreduksjoner. 2 OSPAR–Convention; Protection of the Marine Environment in the East- Atlantic Sea 6 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 Vi vurderte målet for tilsatte miljøfarlige kjemikalier til i hovedsak å være nådd, men fant det fortsatt nødvendig med fokus på og oppfølging av kjemikalier. Det var fortsatt noe utslipp av miljøfarlige tilsatte kjemikalier på grunn av sikkerhetsmessige og tekniske hensyn, slik at substitusjonsarbeidet måtte fortsette. For disponering av borekaks (utslipp, injeksjon eller bringe til land) anbefalte vi at det i hvert tilfelle må foretas helhetsvurdering for å finne det beste alternativet. Kjemikalier i de vannbaserte borevæskesystemene ble vurdert å gi minimal virkning på det marine miljø. I områder med sårbar bunnfauna ble det imidlertid anbefalt å kreve teknologi for å håndtere kaks og borevæske slik at det blir mindre nedslamming enn ved direkte utslipp fra rigg. I rapporten ble det videre anbefalt at om det ved søknader om utslipp av borekaks med oljevedheng lavere enn det generelle kravet på 1% i HMS-forskriften, måtte foreligge grundige undersøkelser av mulige effekter før tillatelse til utslipp eventuelt kunne gis. Miljødirektoratet understreket også at injeksjon av borekaks forutsetter grundig arbeid fra operatørens side med hensyn til kunnskap om formasjonen og egnede kriterier. Foreliggende rapport for 2016 er utarbeidet av Miljødirektoratet og Strålevernet. Rapporten tar utgangspunkt i status, konklusjoner og anbefalinger for videre arbeid slik det ble framlagt i rapporten fra 2010. 3 Utviklingen fram til og med 2015 Utslipp av tilsatte kjemikalier Kjemikalier er en samlebetegnelse for alle tilsetningsstoffer og hjelpestoffer som blir brukt ved bore- og brønnoperasjoner og i produksjon av olje og gass. Kjemikaliene blir enten sluppet til sjø eller deponert i undergrunnen sammen med borekaks eller produsert vann, eller de følger oljeproduksjonsstrømmen eller tas til land som avfall for behandling og disponering. I 2015 var forbruket av kjemikalier på sokkelen omtrent 517 000 tonn, og utslippet til sjø omtrent 157 000 tonn. Det meste av kjemikalieutslippene på sokkelen er knyttet til bore- og brønnvirksomhet (beregnet til 72 % i 2015), og de totale utslippsmengdene vil derfor i stor grad variere med boreaktivitetsnivået. I 2015 var forbruket av kjemikalier knyttet til boring på 425 000 tonn og utslippet til sjø 108 000 tonn. Kjemikalienes miljøegenskaper skal bestemmes, jf. aktivitetsforskriften § 62. Dette skjer ved at de enkelte stoffene kjemikaliene består av, testes for å finne bionedbrytbarhet, bioakkumulering og akutte giftighet. Stoffene gis deretter en fargekategori, svart, rød, gul eller grønn. Stoffene i svart kategori er de mest miljøfarlige, mens stoff i grønn kategori er de som gir liten grunn til bekymring. Operatørene har en spesiell plikt til å kontinuerlig arbeide for å skifte ut (substituere) kjemikalier som inneholder stoff i svart eller rød kategori, eller stoff i gul kategori dersom nedbrytningsproduktene av stoffet kan være miljøfarlige (gul underkategori 3). 7 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 16000 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Utslipp (tonn) 180000 160000 140000 120000 100000 80000 60000 40000 20000 0 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Utslipp (tonn) I figur 1-4 vises stoffutslippene pr år i ulike fargekategorier. Stoff i gul og grønn kategori dominerer utslippene. Figur 2 Utslipp av stoff i gul kategori 14 600 12 Utslipp (tonn) 700 500 400 300 200 10 8 6 4 2 0 0 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 100 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Utslipp (tonn) Figur 1 Utslipp av stoff i grønn kategori Figur 3 Utslipp av stoff i rød kategori Figur 4 Utslipp av stoff i svart kategori Nærmere om utviklingen i utslipp av stoffer i fargekategoriene Utslipp av stoff i svart og rød kategori Samtlige operatører på norsk sokkel har hatt høy fokus på substitusjon av kjemikalier med stoff i svart, rød og gul underkategori 3, og det er oppnådd gode resultater siden rapporteringen på stoff i fargekategorier startet i år 2000. Utslippene av stoff i svart og rød kategori ble redusert med over 98,5 % i perioden 2003 til 2012. Mellom 2012 og 2014 er det imidlertid rapportert økte utslipp av stoff i svart kategori, hovedsakelig som følge av at brannslukkekjemikalier (brannskum) ble inkludert i aktivitetsforskriftens krav om testing, kategorisering og rapportering av kjemikalier. Brannskum som benyttes offshore har til nå inneholdt perfluorerte forbindelser som er i svart kategori. Utslipp av brannskum skjer i forbindelse med øvelser/ testing av brannslukkesystemer, uhellsutslipp, og ved slokkebehov. 8 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 Operatørene kom langt med å bytte til fluorfrie alternativer i 2015, men utskifting gjenstår fortsatt på en del felt og flyttbare innretninger. Funksjon og kjemikalie Utslipp av stoff i svart kategori Brannslukkekjemikalie Arctic foam 1% og 3% 2,57 tonn Smøremiddel/girolje/ (Shell Omala 150, UniWay Li 62 og LoadWay EP 150) 3,22 tonn Hydraulikkvæsken Mereta 32 0,75 tonn Tabell 1 Kjemikalier i bruk i 2015 som bidrar mest til utslipp av stoff i svart kategori Det totale rapporterte utslipp av stoff i svart kategori var 6,57 tonn i 2015. Feltene som hadde størst utslipp av stoff i svart kategori var Troll (1,91 tonn), Gullfaks (0,82 tonn) og Norne (0,80 tonn). Utslipp av svart stoff fra Troll og Norne var i hovedsak fra smøremiddel, mens utslippet av svart stoff fra Gullfaks var fra brannskum. Smøremidler/tetningsoljer brukes bl.a i thrustere og turreter, og det er uklart om disse bruksområdene er omfattet av søknadsplikt og rapportering etter vårt regelverk. Det er derfor ulik praksis hos operatørene om hva som rapporteres, og det er behov for gjennomgang av dette fra vår side. Funksjon og kjemikalie Utslipp av stoff i rød kategori Biocid (Natriumhypokloritt) 43 tonn Brannslukkekjemikalie RF1 12 tonn Biocid Troskil 92C > 1 tonn Flokkulant Cleartron MRD208SW > 1 tonn Tabell 2 Kjemikalier i bruk i 2015 som bidrar mest til utslipp av stoff i rød kategori Det totale utslippet av stoff i rød kategori var i 2015 på 67,2 tonn. Som det framgår av tabell 2 er utslipp av stoff i rød kategori dominert av natriumhypokloritt og brannskum. Natriumhypokloritt er et vanlig brukt biocid for bl.a å redusere begroing i rør. Flere leverandører har inntil nylig kategorisert kjemikaliet som stoff i gul kategori, men i dag har samtlige leverandører gitt stoffet rød kategori. Dette har gitt store utslag i rapporteringen av stoff i rød kategori, men representerer likevel ikke noen reell økning i utslippet av natriumhypokloritt. På grunn av den nylige endringen i klassifiseringen hos mange leverandører, har vi grunn til å regne med at flere operatører vil rapportere om tilsvarende forbruk og utslipp av stoff i rød kategori neste år. Flere operatører framstiller natriumhypokloritt i egne anlegg på plattformen ved elektrolyse av sjøvann. Forbruk og utslipp av egenprodusert natriumhypokloritt er ikke omfattet av kjemikalierapporteringen. Natriumhypokloritt brukes som biocid i mange sektorer, bl.a også i behandling av drikkevann. Stoffet er meget giftig for vannlevende organismer i konsentrert form, men blir raskt nøytralisert i sjøvann. På grunn av den raske omdanningen av fritt klor i sjøvann, har det hittil ikke vært vurdert at utslippene representerer miljørisiko av betydning. Miljødirektoratet vil imidlertid skaffe mer kunnskap om dette. 9 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 En annen årsak til økte, rapporterte utslipp av rødt stoff er utskiftingen av brannskum som har pågått siden 2015. Brannskummet inneholder nå stoff i rød kategori, mens de stoffene som ble erstattet var i svart kategori. Noen stoff i rød og svart kategori som har blitt faset ut til fordel for stoff i gul kategori har vist seg å ikke fungere tilfredsstillende over tid. Operatørene har i disse tilfellene vært nødt til å gå tilbake til miljøfarlige stoff. Egenskapene som gjør at de er svarte/røde kan være de samme som er viktige for funksjonen, for eksempel at de er kjemisk stabile eller løselige i olje. Av sikkerhetsmessige og tekniske hensyn vil det fortsatt være noe utslipp av miljøfarlige stoffer til sjø også i årene som kommer. Arbeidet med substitusjon vil derfor fortsette å bli ivaretatt gjennom vår konsesjonsbehandling og tilsyn med næringen. Utslipp av stoff i gul og grønn kategori Utslippene av stoff i gul og grønn kategori domineres av borekjemikalier og varierer med bore- og brønnaktiviteter. Utslippene blir større når operatørene borer med vannbasert borevæske som er tillatt sluppet ut. Utslippene av borekjemikalier i gul og grønn kategori er ikke vurdert å innebære særlige miljøskadelige effekter, men noen av kjemikaliene i gul kategori som benyttes i produksjonsprosessene har høy akutt giftighet. Dette gjelder kjemikalier som brukes som biocider, korrosjonsinhibitorer og H2S-fjernere. Disse gir i mange tilfeller betydelige bidrag til miljørisiko (den beregnede EIF) i produsert vann på grunn av giftigheten for vannlevende organismer. Substitusjonsprinsippet basert på iboende egenskaper (farekategori) må derfor suppleres med helhetsvurdering der også stoffets bidrag til EIF vurderes før kjemikaliet tas i bruk eller erstattes. Regelverket som regulerer bruk og utslipp av kjemikalier vurderes som godt. Testkravene for bionedbrytbarhet har imidlertid noen svakheter som kan medføre at et stoff passerer testkravet for gul kategori, men kan ha nedbrytningsprodukter som er miljøfarlige. Vi har derfor innført krav om at operatøren må vurdere nedbrytningsproduktene til kjemikalier i gul kategori dersom disse har vist moderat nedbrytbarhet. Utslipp av kaks med vedheng av borevæsker Boreoperasjoner medfører utslipp av borekaks (utboret steinmasse) med vedheng av borevæske. Krav om maksimalt 1% oljevedheng på borekaks ved utslipp til sjø ble innført for alle installasjoner fra og med 1993, og førte til at utslipp av borekaks fra boring med oljebasert borevæske opphørte. Dette kravet har ført til utvikling og bruk av vannbaserte borevæsker. Disse inneholder gjerne leire, diverse salter, og ved boring i seksjoner under topphullet, også mineralbaserte vektstoffer som barytt. Stoffene er klassifisert i gul og/eller grønn kategori og utgjør størstedelen av det totale utslippet i disse fargekategoriene. Utslippene av stoff i gul og grønn kategori varierer derfor med boreaktiviteten på sokkelen. Det er nå utviklet metoder som renser kaks boret med oljeholdig borevæske til godt under 1 %. Så langt har det ikke vært utslipp av renset oljeholdig kaks av betydning på norsk sokkel utover pilotforsøket på Martin Linge feltet i 2015. Dette er omtalt i kapittel 6.3. 10 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 I noen tilfeller benyttes det et radioaktivt sporstoff, tritium, i forbindelse med prøvetaking og analyse av formasjonsvannet i letebrønner. Borevæsken som benyttes ved boring av denne delen av brønnen blir tilsatt tritium og dette medfører også at det er tritium i den borevæsken som slippes ut som vedheng på borekaks fra denne seksjonen. I 2015 ble det sluppet ut om lag 101 885 tonn borekaks. Til sammenligning ble omlag 73 704 tonn borekaks injisert og 36 189 tonn sendt til land. Undersøkelser har vist av utslipp av borekaks sprer seg i en radius på ca. 50-200 meter fra borehullet, med det tykkeste laget nærmest. Finere partikler kan spres mye lengre, men vil ikke danne et sporbart lag. Barytt fra borevæske er målt i sediment flere kilometer fra borelokasjoner. Utslipp vil føre til at mange av de bløtbunnsorganismene som lever i og på sedimentet som dekkes av kaks dør, men undersøkelser viser at området relativt raskt vil rekolonisere etter avsluttet boring. Dette er årsaken til at borekaks fra boring med vannbaserte borevæsker normalt tillates sluppet til sjø. Ved forekomst av sårbare arter, vurderer Miljødirektoratet behov for spesielle vilkår fra sak til sak. En nærmere beskrivelse av fysisk påvirkning på havbunn som følge av bl.a. utslipp av borekaks er gitt i Miljødirektoratets rapport "Petroleumssektoren og hensynet til marint miljø". Utslipp av tungmetaller som urenheter i borekjemikalier Mineralbaserte kjemikalier som barytt inneholder også små mengder tungmetaller som forurensning. Tungmetallinnholdet avhenger av gruven mineralråstoffet er hentet fra. HMS-regelverket inneholder krav om at operatøren skal velge kjemikalier med lavest mulig innhold av urenheter. Operatørene har plikt til å beregne og rapportere utslipp av tungmetaller som følger utslipp av vannbasert borevæske. Det årlige utslippet avhenger også av boreaktiviteten for dette året. 2015 2014 2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 2003 kg Samlet utslipp av tungmetaller på prioritetslista som forurensninger i tilsatte kjemikalier i 2015 var ca. 3,2 tonn, hvorav utslipp av bly utgjør ca. 2,4 tonn, se figur 5. Bly i barytt antas imidlertid å være lite biotilgjengelig, men utslipp av bly og andre tungmetaller er uønsket og skal holdes så lavt som mulig. År Figur 5 Utslipp av tungmetaller på prioritetslista (sum av Pb, As, Cr, Cd og Hg) som forurensninger i kjemikalier 11 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 Utslipp av oljeholdig vann Utslipp av oljeholdig vann fra petroleumsinstallasjonene er hovedsakelig produsert vann (vann som følger med oljen opp fra reservoarene eventuelt sammen med injisert sjøvann), drenasjevann (vann fra spyling av dekk samt regnvann) og fortrengningsvann (sjøvann fra lagercellene for olje). 180000000 160000000 140000000 120000000 100000000 80000000 60000000 40000000 20000000 0 Annet Drenasje Fortrengning Produsert Jetting Figur 6 Utslipp av oljeholdig vann til sjø (m3) Mengden fortrengningsvann til sjø ble redusert i perioden fram til 2010, mest sannsynlig på grunn av sterkt fallende oljeproduksjon på feltene med lagerceller (Statfjord, Gullfaks og Draugen) i den samme perioden. Utslippet økte svakt fra 2011 i takt med at produksjonen fra disse feltene økte igjen. Produsert vann inneholder naturlig forekommende dispergert olje, mono- og polysykliske aromatiske hydrokarboner (PAH), alkylfenoler (AP), tungmetaller, naturlig forekommende radioaktive stoffer (NORM), organisk stoff, organiske syrer, uorganiske salter, mineralpartikler, svovel og sulfider. Produsert vann inneholder også kjemikalier som er tilsatt i brønnen eller i olje/vann separasjonsprosessen for å hindre bakterievekst, korrosjon, avleiringer, emulsjonsdannelse eller annet. Mengde og sammensetning av produsert vann varierer fra felt til felt og over feltets levetid. Hvor mye av det produsert vannet som slippes til sjø, avhenger av i hvilken grad operatørene injiserer vannet tilbake i reservoaret eller i en formasjon. 12 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 250,0 200,0 150,0 100,0 50,0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 0,0 Produsert vann Utslipp av produsert vann Figur 7 Historiske tall og prognoser for produksjon og utslipp av produsert vann (Prognosekilde: Oljedirektoratet). I 2015 ble det generert 186,7 millioner m3 produsert vann. Av dette ble 148,2 millioner m3 sluppet til sjø og 42,5 millioner m3 produsert vann injisert for trykkstøtte eller deponering. Det vil si at 23% av produsert vann injiseres tilbake. Statfjord har det største utslippet med 33 Mm3. Gullfaks, Troll, Snorre og Ekofisk (inkludert Eldfisk) følger deretter med utslipp av hhv 23,7 Mm3, 18,3 Mm3, 15,8 Mm3. I alt har 34 av 84 felt utslipp til sjø av produsert vann. De resterende feltene har enten ikke produsert vann, de injiserer alt eller eksporterer til andre installasjoner for prosessering eller injeksjon. Siden 2009 er en større andel av produsert vannet injisert enn i perioden fram til 2009, men samtidig er det flere operatører som har en langt lavere injeksjonsgrad enn opprinnelig planlagt og beskrevet i tidligere statusrapporter om nullutslippsarbeidet. Prognosene som er vist i figuren over er usikre. I kapittel 6 kommenterer vi disse nærmere. Utslipp av olje og naturlig forekommende stoffer Oljen som slippes ut med produsert vann finnes både i form av små oljedråper (dispergert olje) og som løste komponenter. Mengde utslipp av dispergert olje på norsk sokkel sammen med den målte konsentrasjonen av dispergert olje i vann i perioden 1997 – 2015, er vist i Figur 8. 13 30 3000 25 2500 20 2000 15 1500 10 1000 2015 2014 2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 0 2000 0 1999 5 1998 500 Oljekonsentrasjon (mg/L) 3500 1997 Utlsipp av olje til sjø (tonn) Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 Oil to sea ISO method (tonnes) Oil to sea IR/Freon (tonnes) Oil consentration ISO method (mg/l) Oil consentration IR/Freon (mg/l) Figur 8 Utslipp av dispergert olje med produsert vann og oljekonsentrasjonen i vannet i perioden 1997 – 2015. Oljekonsentrasjonen i 2003-2006 er målt med ISO-metode (ISO 9377-2). Oljekonsentrasjonene i 2003 -2015 er målt med modifisert metode (ISO 9377-2 mod) (OSPAR referanse metode). Frem til 2006 var rapporterte utslipp av dispergert olje basert på analyser med IR-metoden (NS 9803). I tråd med anbefalinger i OSPAR ble det fra 2007 byttet til en ny standard analysemetode (ISO 9377 – 2 mod). Konsentrasjoner før og etter 2006 kan ikke sammenlignes direkte fordi metodene ikke måler de samme komponentene. Basert på resultatene fram til 2008 anslo Miljødirektoratet at implementering av nullutslippstiltak på sokkelen hadde ført til reell reduksjon på om lag 18% i oljemengde til sjø, og at reduksjonen var om lag 60% i forhold til om tiltak ikke hadde blitt gjennomført. Mellom 2010 og 2015 har det vært en svak økning i utslipp av olje med produsert vann. Noe av dette kan tilskrives at flere felt som innfaser nye satellitter baserer vannbehandlingen for produksjonsstrømmen fra satellitten på ledig kapasitet i den faste installasjonens opprinnelige vannbehandlingsanlegg. Dette gir ikke alltid optimal vannrensing fordi produksjonsstrømmen fra satellitter kan ha andre egenskaper enn det opprinnelige feltets olje som anlegget er designet for og kan medføre høyere oljekonsentrasjon i produsert vann til sjø. En annen årsak er at enkelte felt har mindre grad av reinjeksjon enn tidligere. Dette er forklart med reservoarmessige forhold eller tekniske utfordringer ved injeksjon. I henhold til aktivitetsforskriften skal konsentrasjonen av olje i utslippsvann ikke overskride 30 milligram per liter i gjennomsnitt per måned. Dette er også et OSPAR krav. Det totale utslippet til sjø av olje i produsert vann på norsk sokkel var i 2015 på 1819 tonn. Dette gir en gjennomsnittlig konsentrasjon av dispergert olje i produsert vann på 12,3 mg/l. Det ble også sluppet ut 8 tonn olje til sjø med drenasjevann og 40 tonn olje til sjø med fortrengningsvann i 2015. Det er feltene med størst vannproduksjon som bidrar mest til utslippene av olje til sjø. Statfjord, Gullfaks, Troll, Snorre og Ekofisk (inkludert Eldfisk) bidrar 60 % av utslippet av olje med produsert vann på sokkelen. Statfjordfeltet har de desidert største utslippene med 348 tonn olje og nær 19 % av det totale utslippet, mens det er Troll og Statfjord som har hatt størst økning i utslippene i forhold til rapporteringen i 2010. 14 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 Naturlig forekommende miljøgifter i produsert vann Selv om konsentrasjonene av olje og miljøfarlige stoffer med produsert vann er lave blir de samlede utslippsmengdene store på grunn av de store vannvolumene. Tabellen under viser samlede utslipp av noen utvalgte miljøfarlige stoffer i produsert vann på norsk sokkel i 2005, 2010, 2014 og 2015. Komponent 2005 2010 2014 2015 BTEX (sum av lettflyktige, vannløselige aromatiske hydrokarboner) 1 480 1 818 1 964 2 269 Alkylfenol C6-C9 0,30 0,29 0,23 0,18 Fenol 170 167 242 235 PAH3 44 51 59 57 Arsen 0,27 0,90 0,65 0,75 Bly 0,17 0,24 0,19 0,08 Kadmium 0,011 0,022 0,011 0,005 Kvikksølv 0,008 0,009 0,008 0,009 Dispergert olje4 1606 1498 1815 1868 Tabell 3 Utslipp i tonn av utvalgte stoffer/stoffgrupper i produsert vann i årene 2005, 2010 og 2014 og 2015 Tallene for PAH-utslippene er oppjustert for hele tidsserien i tabell 3 i forhold til tidligere rapporteringer. Årsaken er at stoffene naftalen og fenantren tidligere ikke har vært inkludert i gruppen PAH, men i gruppen NPD5. Naftalen utgjør hovedmengden av PAH-utslippene fra produsert vann. Dette er nærmere kommentert i kapittel 3.8. Utslippet av naturlig forekommende tungmetaller i produsert vann som står på prioritetslista (2016) endrer seg noe fra år til år. Tungmetallene på prioritetslista er arsen, bly, kadmium, krom og kvikksølv. 3 EPA 16 = de 16 PAHene som Environment Protection Agency i USA har satt på sin liste over prioriterte forurensningsstoffer. Dispergert olje (ikke-polare hydrokarboner) er summen av oljeutslipp via alle utslippsstrømmene fra installasjonene, jf. Fig 6. Tallene for oljeutslipp via produsert vann alene er hhv 1513, 1443, 1761 og 1819 (tonn) 5 NPD = summen av naftalen, fenantren, dibenzotiofen og deres alkylerte homologer. 4 15 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 8000 7000 Utslipp (kg) 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 Figur 9 Utslipp av naturlig forekommende tungmetaller (sum As, Pb, Cd, Cr og Hg) i produsert vann Selv om rapportene viser noen endringer fra år til år, vil vi være forsiktige med å tolke trender i de rapporterte utslippstallene for enkelte av de naturlig forekommende stoffer i produsert vann, fordi det er betydelig usikkerhet i måleresultatene når det måles på svært lave konsentrasjoner i store vannmengder og også under varierende driftsforhold. Utslipp av stoff på prioritetslista sammenlignet med nasjonale utslipp Med unntak av PAH, er de rapporterte utslippene fra petroleumsvirksomheten til havs for disse stoffene stort sett i samme størrelsesorden som rapporterte utslipp til sjø fra landbasert industri. Prioritert miljøgift PAH EPA 166 (oktyl/nonylfenoler ) Arsen Bly Kadmium Krom Kvikksølv Norske utslipp til Utslipp med produsert sjø (tonn) vann (tonn) 61,84 56,96 Norsk sokkel Utslipp via tilsatte kjemikalier (tonn) 0,02 0,75 0,08 0,005 0,10 0,01 3,19 4,17 0,17 2,21 0,05 0 0 0,21 2,44 0,02 0,61 0,02 Andel av Norske utslipp til sjø 92% Ikke tilgjengelig informasjon 30% 60% 13% 32% 55% Tabell 4 utslipp av stoff på prioritetslista sammenlignet med rapporterte Norske utslipp7 til sjø 6 PAH EPA 16: omfatter 16 PAH-forbindelser som er prioritert av EPA USA. Norske utslipp http://www.norskeutslipp.no/ omfatter her rapporterte utslipp til sjø fra landbasert industri og offshore petroleum, 7 16 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 Utslippet av PAH til sjø via produsert vann består i hovedsak (52,3 tonn) av naftalen. Stoffgruppen PAH består av mange ulike forbindelser som har forskjellige kjemisk-fysiske egenskaper og forskjellige iboende egenskaper. Naftalen er klassifisert som meget giftig med langtidsvirkning for liv i vann og mistenkes for å kunne forårsake kreft. Det er imidlertid andre PAH forbindelser som er vesentlig mer giftige med langtidsvirkninger for liv i vann som er klassifisert som arvestoffskadelige eller kreftfremkallende. Naftalen er ikke omfattet av PAH forbindelser som er oppført på prioritetslisten. Sammenligner vi utslippene av de prioriterte miljøgiftene offshore med de samlede nasjonale utslipp til miljøet som vises i Miljøstatus 8 bidrar utslipp til sjø fra offshoresektoren med om lag 4 %, med unntak av PAH. Når det gjelder utslipp av PAH EPA16 til sjø domineres utslippsbildet fullstendig av utslippene av produsert vann fra denne sektoren. Utslipp av radioaktive stoffer Utslipp av radioaktive stoffer med produsert vann har regelmessig blitt målt siden 2005. På grunn av at det er relativt stor mengder produsert vann blir også utslippene av radioaktive stoffer til sjø betydelige, spesielt gjelder dette radium. Radium er et naturlig forekommende radioaktivt grunnstoff, som dannes kontinuerlig i naturen ved henfall av thorium og uran. Det er store variasjoner i konsentrasjonen av radium i produsert vann, og dette i kombinasjon med variasjonene i utslippsmengdene av produsert vann fra de ulike feltene fører til at det er store forskjeller i hvor mye radioaktive stoffer som slippes ut på de forskjellige feltene. Trollfeltet (Troll B og Troll C) har både relativt høye konsentrasjoner av radium i utslippsvannet og utslipp av store vannmengder, dette medfører at utslippene fra dette feltet står for om lag 40 % av utslippene av radioaktive stoffer på norsk sokkel. Utslippene utgjør også en betydelig andel (23 % i 2014) av de samlede utslippene av radioaktive stoffer fra olje- og gassvirksomheten i OSPAR-området. Utslippene av de tre radioaktive nuklidene Ra-226, Ra-228 og Pb-210 i perioden 2005 – 2015 er vist i Figur 10. 8 http://www.miljostatus.no/nasjonale-mal/4.-forureining/ 17 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 Figur 10 Utslipp av radioaktive stoffer i produsert vann i perioden 2005 – 2015 Regulære målinger av innhold av radioaktive stoffer i produsert vann startet først i 2005. De største utslippene i perioden ble målt i 2007, før de gikk noe ned i 2008. I 2010 nådde utslippene en ny topp og gikk igjen noe ned frem til 2013. I de to siste årene har utslippene imidlertid steget noe igjen. Variasjonene i utslippsmengdene kan delvis forklares med variasjoner i mengden utsluppet produser vann, men for noen felts vedkommende er det også variasjoner i den spesifikke aktiviteten av radioaktive stoffer i utslippene som har betydning for variasjoner i de totale årlige utslippene. Nedgangen i utslippene av bly-210 i 2014 og 2015 sammenlignet med de tidligere årene er knyttet til endringer i nøyaktighet i analysene for en del av feltene. De norske utslippene utgjorde i 2014 om lag 55 % av de totale utslippene av radium -226 fra alle landene i OSPAR området, og det er, som nevnt over, spesielt utslippene fra Troll-feltet som bidrar til den store norske andelen. En sammenligning av utslipp fra nukleære og ikke-nukleære kilder til radioaktive utslipp i OSPARområdet viser at radium-226 er den dominerende kilden til utslipp av alfa-emittere i hele OSPARområdet. I 2014 var utslippene fra olje- og gassvirksomheten på 6,1 TBq fra olje- og gassvirksomheten, mens utslippene fra kjernekraftindustrien bare var på 0,22 TBq. De norske utslippene av alfa-emittere fra Ifes reaktor på Kjeller var i 2014 på 0,00724 TBq, mens utslippene fra norsk petroleumsvirksomhet var på om lag 3,4 TBq. Når det gjelder utslippene av radium-228, som er en såkalt beta-emitter er situasjonen annerledes. Kjernekraft i OSPAR-området hadde i 2014 et utslipp av 17 TBq av denne type stoffer, mens utslippene fra olje- og gass virksomheten var på 4,1 TBq. Utslipp av total-beta fra sykehus og annen medisinske behandlingsinstitusjoner i OSPAR-området bidro i 2014 med om lag like store utslipp som kjernekraftvirksomheten, så for denne type stoffer utgjør utslippene fra olje- og gassvirksomheten om lag 12 % av de totale utslippene. 18 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 Miljørisikovurderinger og utvikling i miljørisiko uttrykt ved EIF Operatørene har gjennom nullutslippsarbeidet på 2000-tallet implementert en rekke tiltak for å redusere utslipp av produsert vann og olje i produsert vann. Nullutslippsarbeidet var allerede fra starten av basert på gjennomførte risikovurderinger for alle feltene på sokkelen. Gjennom dette arbeidet forpliktet operatørene seg til en 80% reduksjon fra 2000 til 2006 av risiko for miljøskade, uttrykt som Environmental Impact Factor (EIF), totalt på sokkelen. Denne faktoren er et uttrykk for størrelsen på et vannvolum med en forhøyet risiko for effekter basert på at konsentrasjoner av et eller flere stoff i produsert vann overskrider en effektgrense. Vi har også forpliktet oss gjennom OSPAR til å implementere risikobasert tilnærming i oppfølgingen av utslipp av produsert vann, jf OSPAR Recommendation 2012/5 for a Risk Based Approach to the Management of Produced Water Discharges from Offshore Installations. Metoden med beregning av EIF er i tråd med dette. EIF-tallet er ikke et fullstendig mål på risiko for miljøskade bl.a. fordi beregningsmodellen ikke inkluderer vurdering av den aktuelle resipienten og sannsynlighet for at reelle miljøverdier blir påvirket av potensielt skadelige konsentrasjoner. Metoden har derfor noen begrensninger, men er likevel det beste verktøyet i dag for sammenligning av utslipp fra forskjellige installasjoner til en og samme resipient for å kunne vurdere hvilke utslipp som bør prioriteres for reduksjon når hensikten er å redusere risikoen for negative effekter. Den gir ikke minst et godt verktøy for operatøren til å finne ut hvilke komponenter i utslippet som gir størst risikobidrag og som bør prioriteres for utslippsreduserende tiltak. Resultatene fra de nye risikovurderingene viser at EIF (EIFmaks) på sokkelen har økt siden 2008. EIFtallet i 2014 var ekstra høyt på grunn av et høyt EIF-tall fra ett felt, Skarv. Operatøren har gjennomført tiltak slik at EIF i 2015 er redusert. Feltet var ikke i drift i 2008. Miljødirektoratet besluttet i 2014 å basere risikovurderingene framover på den tidsintegrerte EIF verdien (EIFti) i stedet for maksimal EIF verdi. EIFmaks er den maksimale verdien funnet når EIF blir beregnet daglig gjennom en måned, mens EIFti er et vektet gjennomsnitt for hele måneden. Vi mener at den tidsintegrerte verdien gir et riktigere bilde av feltets bidrag til miljørisiko enn maksimalverdien. Når vi skal sammenligne resultater fra 2015 med tidligere rapporterte EIF-verdier må vi imidlertid bruke EIFmaks-verdiene. 19 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 10000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 2002 2008 EIF max (gammel metode) 2014 2015 EIF tidsintegrert (ny metode) EIF max (best tilgjengelig) Figur 11 Utvikling i EIFmaks på norsk sokkel 17 felt har hatt en økning i rapportert tall for EIF (maks) fra 2008 til 2015. Beregningsmetoden for EIF er imidlertid noe endret siden 2008 som følge av enighet i OSPAR, og vi ser at en sammenligning mellom EIFmaks for året 2008 med året 2015 for det enkelte felt slår ulikt ut slik at vi ikke finner det riktig i denne rapporten å peke på hvilket felt som har størst/minst endring av EIF maks i denne perioden. Vi viser i stedet til vedlegget hvor det er gitt en oversikt over utvikling og status for hvert felt. Resultatene fra EIF-beregningene viste også at det i 2015 var åtte felt på norsk sokkel som hadde risikobidrag EIFti>100 og at den beregnede risikoen fra disse feltene utgjorde 80 % av sammenlagt risiko (EIFti = 3257) på sokkelen. Felt Statfjord B Statfjord C Valhall Alvheim Gullfaks C Ekofisk Norne Statfjord A EIF 758 710 326 262 191 170 105 100 Tabell 5 felt med EIFti over 100 Vår gjennomgang av operatørenes risikovurderinger (EIF-beregninger) viser at de tilsatte kjemikaliene, først og fremst biocider, korrosjonsinhibitorer og H 2S-fjernere dominerer den beregnede risikoen på mange felter og står dermed for en stor del av risikoen totalt sett på sokkelen. For resten av feltene er det de naturlig, forekommende komponentene som dominerer. Kjemikaliene som gir store risikobidrag befinner seg for det meste i gul kategori på grunn av sin giftighet for vannlevende organismer uten at de er tungt nedbrytbare eller har bioakkumulerende egenskaper, noe som ville ha plassert dem i rød eller svart miljøkategori. 20 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 I EIF-beregningen legges det inn høy sikkerhetsfaktorer for kjemikalier som det finnes få relevante testdata for. Dette kan medføre at et kjemikalie som brukes i en relativt stor mengde framstår med stort risikobidrag uten at risikoen nødvendigvis er reell. Leverandørene bør i disse tilfellene sørge for å framskaffe flere testdata for å bidra til at EIF-beregningene blir så treffsikre som mulig. EIF-beregningene indikerer at kjemikalier med stoff i rød og svart kategori ikke lenger representerer en stor miljørisiko på norsk sokkel. Miljødirektoratet oppfatter resultatene som et signal på at substitusjonsarbeidet har vært vellykket. Dispergert olje gir nå svært lite bidrag til den beregnede risikoen totalt sett på sokkelen. Miljødirektoratet har som et utgangspunkt valgt å vurdere felt som bidrar til risiko med EIFti >10 til å ha særlig grunn til å arbeide med risikoreduksjon. I 2014 rapporterte 25 felt om EIF > 10, og disse ble derfor pålagt å foreta en vurdering av effektiviteten av renseteknologi/tiltak for produsert vann som sine installasjoner og å vurdere risikoreduserende tiltak. Dette er nærmere beskrevet i kap.6 Miljørisiko ved radioaktivitet i utslipp av produsert vann Strålevernet gjennomførte i 2009 en studie for å identifisere kunnskapshull når det gjelder mulige effekter av utslipp av produsert vann på norsk sokkel. Det ble i rapporten fra dette prosjektet pekt på flere områder med mangelfull informasjon. Selv om det både før og etter Strålevernets studie er gjennomført flere studier for å studere mulige effekter av utslipp av produsert vann er det fortsatt manglende kunnskap på flere av de områdene det ble pekt på i Strålevernets «Kunnskapshullrapport» Det er blant annet manglende kunnskap om langtidsvirkninger på marine organismer av kontinuerlig eksponering for lave stråledoser. Et annet område som det knytter seg stor usikkerhet til er mulige negative samvirkende effekter med kjemikalier, f.eks. avleiringshemmere, som benyttes i prosessene om bord og slippes ut i det produserte vannet fra plattformene. Når det gjelder samvirkende effekter generelt er det også svært mangelfull kunnskap om hvordan totalbelastningen av stressfaktorer virker på arter og økosystemer. Dette gjelder blant annet hvordan miljøgifter virker sammen, og hvordan de virker sammen med andre påvirkninger. Andre slike påvirkninger kan være UV-stråling, forsuring, organiske miljøgifter, temperatur og klimaendringer. Dette er også problemstillinger som er omtalt i Meld. St. 37 (2012-2013) Helhetlig forvaltning av det marine miljø i Nordsjøen og Skagerak (forvaltningsplan), og i dokumentet Sektorutredning for petroleumsvirksomhet, som ble utarbeidet som et underlag for selve forvaltningsplanen. I MARINA II studien, som var den første større studien av mulige effekter på det marine økosystemet av utslipp av radioaktive stoffer i produsert vann, ble gjennomført på oppdrag av EU og rapportert i 2003 ble det beregnet doser til muslinger, fisk og reker som følge av utslipp av produsert vann fra olje- og gassvirksomhet i Nordsjøen. Det ble funnet relativt lave doserater sammenlignet med de nivåene en kan forvente å finne skadelige effekter på populasjoner av marine organismer som resultat av i disse modelleringene, men forfatterne av rapporten pekte at vurderingene var foreløpige og at det var behov for en oppfølging med mer omfattende undersøkelser. Det er i ettertid gjort flere studier av mulige effekter på marien organismer av utslipp av radioaktive stoffer i produsert vann fra olje- og gassvirksomhet. En mer utfyllende omtale av MARINA II studien og oversikten over andre gjennomførte studier er gitt i Hosseini et. al. 2012. 21 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 Radioaktivitet inngår ikke i grunnlaget for beregning av EIF, men for å få en vurdering av hvor store vannvolumer hvor konsentrasjonen av radioaktive stoffer i miljøet øker som følge av utslipp i produsert vann fra olje- og gassinstallasjoner gjennomførte Norsk olje og gass i 2014, etter initiativ fra Strålevernet modelleringer av utslipp fra tre installasjoner på norsk sokkel. Modelleringene ble gjennomført med en antagelse om at all radioaktivitet er løst i utslippsvannet for installasjoner med ulike utslipp av 226Ra, både med hensyn til volum og forekomster av radioaktive komponenter, for de tre installasjonene Troll C, Snorre A og Statfjord C. På bakgrunn av de beregnede resultatene av fortynning og spredning av utslippene ble det beregnet en faktor, «exceedence factor (EF)» som et uttrykk for i hvilken grad konsentrasjonene av 226Ra overskrider den naturlige bakgrunnsverdien for resipienten. Denne type beregninger er en parallell til EIF beregningene som gjennomføres for utslipp av andre stoffer fra olje- og gassinstallasjonene, men er ikke uttrykk for en påvirkning av miljøet, slik EIF faktorene er. Resultatene av beregningene viser at vannmassene i nærområdet til installasjonene, som får økt konsentrasjon av radioaktive stoffer, er nært knyttet til mengden radioaktive stoffer som slippes ut i produsert vann. Beregning av denne type faktorer kan benyttes for i forbindelse med vurderinger av OSPARs målsetting om at utslippene skal reduseres slik at økte konsentrasjoner i miljøet for naturlig forekommende stoffer er nær bakgrunnsnivået. Strålevernet har også de siste årene fått gjennomført modelleringer hos SINTEF av spredning av radium-226 sluppet ut i produsert vann fra alle plattformene på norsk sokkel. Resultatene viser at de høyeste konsentrasjonene finner vi i nærheten av Oseberg og Ekofisk feltene, både i vannsøylen og i sedimentene. Modelleringene viser imidlertid også at utslippene spres langs hele norskekysten, i deler av Norskehavet og Barentshavet og i tillegg transporteres også deler av de radioaktive stoffene fra norsk sokkel opp langs vestkysten av Spitsbergen. Strålevernet har også analysert sedimentkjerner fra Norskerenna og Skagerrak. I disse analysene ble det funnet forhøyede nivåer av radium isotoper i seks av åtte kjerner. De gjennomførte studiene gir ikke nok informasjon til å fastslå kilden til de forhøyede verdiene av radium i kjernene. Informasjon fra tidligere studier av kjerner fra de samme områdene, spesielt relatert til endringer i bariumnivået er imidlertid en indikasjon på at utslipp fra olje- og gassvirksomheten i Nordsjøen kan være kilde til de forhøyde nivåene av radium isotoper som ble funnet i de undersøkte sedimentkjernene. 4 Gjennomførte tiltak i perioden 20102016 Regulering av kjemikalier Kjemikalier i brannvannsystemer har siden 1.januar 2013 vært omfattet av krav til økotoksikologisk testing og dokumentasjon, jf. aktivitetsforskriften § 62. Dette innebærer også at årlig forbruk og utslipp skal rapporteres. Vi har derfor fått et godt grunnlag for å vurdere utslippenes størrelse og 22 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 hvordan de oppstår. Vår oppfølging av dette har bidratt til at operatørene kom langt med å bytte til fluorfrie alternativer i 2015, men utskifting gjenstår fortsatt på en del felt og flyttbare innretninger. Siden 18. desember 2015 gjelder også krav om substitusjon av gule kjemikalier med miljøfarlige nedbrytningsprodukter (underkategori 3) jf. aktivitetsforskriften § 65 og inntas dermed i operatørenes særskilte substitusjonsplaner. Produsert vann Miljødirektoratet konkluderte i sin rapport om nullutslippsarbeidet i 2010 (TA 2637) med at den forventede utslippsreduksjonen med hensyn til olje og naturlig forekommende komponenter i produsert vann ikke var oppnådd, og at det var grunn til å jobbe videre med å få redusert disse utslippene blant annet fordi det kunne forventes en økning i mengden produsert vann i de nærmeste år. I 2014 stilte Miljødirektoratet krav til hver enkelt av operatørene som hadde rapportert om EIF tidsintegrert større enn 10 (og/eller oljekonsentrasjon på > 30 mg/l) fra en installasjon om at vurdering av beste tilgjengelige teknologi for å redusere risiko skulle framlegges. Kravene om risikovurderinger og beste praksis drift er nå innført i aktivitetsforskriften § 60, gjeldende fra 1. januar 2016. Alle feltene rapporterte resultatene fra sine nye EIF beregninger i mars 2015. De nye teknologivurderingene ble rapportert i mars 2016, jf. kapittel 7.2 for nærmere omtale. Gjennom aktivitetsforskriften § 60, er det satt grenser for innhold av olje i produsert vann som slippes til sjø. Denne konsentrasjonen skal være minst mulig og ikke overstige 30 mg/l. Vi har de siste årene gitt signaler til operatørene om at vår forventning om ambisjonsnivå ved utbygging av nye felt, ville være at oljeinnhold i produsert vann skulle være under 10 mg/l. Vi har også fått gjennomført en ekstern utredning om BAT for nye anlegg som konkluderer med at det er tilgjengelige løsninger for dette. Bransjen på sin side har framholdt at et slikt nivå (10 mg/l) ikke vil være mulig å garantere og mener at den miljømessige gevinsten også ville være for lav i forhold til kostnader. Miljødirektoratet har i løpet av 2015 innført endringer i aktivitetsforskriften § 60 ved en presisering av krav til utslipp av drenasjevann for å ha bedre kontroll med hvilke kjemikalier som slippes ut med drenasjevann. Forurensningsloven ble gjort gjeldende for radioaktiv forurensning og radioaktivt avfall ved forskrift 1. november 2010 nr. 1394, og alle feltene offshore har i ettertid fått nye tillatelser for utslipp av radioaktive stoffer med hjemmel i forurensningsloven. Tilsyn Miljødirektoratet legger stor vekt på å kontrollere at operatørene overholder kravene i HMSregelverket og vilkår i gjeldende tillatelser etter forurensningsloven. I 2015 gjennomførte vi 14 tilsyn offshore. 23 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 Kjemikalieforbruk og håndtering inngår som tema på de fleste tilsynene. Tilsynet i 2015 avdekket bl.a. enkelte brudd på regelverket når det gjelder bruk av svarte kjemikalier. Vi følger opp slike brudd med reaksjoner. Tilsynet omfatter også operatørens styringssystemer for å måle og rapportere riktige verdier for utslipp til vann. Tilsynene avdekker avvik som må følges opp, og bidrar til at operatørene retter opp feil og mangler. Dette gir oss informasjon om forhold vi tar med i den videre utvikling av reguleringen. Statens strålevern har siden 2010 gjennomført årlige tilsyn med utvalgte installasjoner offshore. Det er spesielt lagt vekt på å følge opp måling og rapportering av utslipp av radioaktive stoffer og deklarering og håndtering, inkludert lagring om bord, av radioaktivt avfall. 5 Petroleumsvirksomhetens virkning på det marine miljøet Petroleumsvirksomheten kan påvirke miljøet negativt gjennom driftsutslipp og uhellsutslipp av tilsatte kjemikalier, olje, eller andre naturlige komponenter, inkludert radioaktive stoffer til sjø, utslipp til luft av nitrogenoksider, flyktige organiske forbindelser og karbondioksid (NOx, nmVOC og CO2), samt andre påvirkninger som fysisk påvirkning på/i havbunnen og påvirkning på fisk og marine pattedyr ved seismiske undersøkelser. Miljøstatus havområdene Alle våre havområder vil i årene framover utsettes for en betydelig påvirkning fra et klima i endring. Økning i havtemperatur har allerede bidratt til at arter har trukket nordover samtidig som mere varmekjære arter har hatt økt overlevelse. Dette vil i stor grad påvirke økosystemenes struktur. De største endringene kommer til å skje i de nordlige havområdene hvor man som følge av økt hav temperatur også vil ha en nedsmelting av havisen og dermed tap av et viktig habitat og næringsområde for mange arter. Vi må regne med at disse endringene vil få betydning for våre vurderinger av miljørisiko, skadelige effekter av menneskelig påvirkning, inkludert utslipp til sjø fra petroleumsvirksomheten, og samlet påvirkning. Barentshavet Barentshavet er et forholdsvis grunt og svært produktivt havområde. Fysiske faktorer som temperatur og isforhold varierer mye mellom sesonger og fra år til år, noe som har betydelige effekter på økosystemet. Golfstrømmen holder den sørlige delen av Barentshavet isfri året rundt, og den fører også til et rikt biologisk liv, fra planteplankton og krill til torsk, sel, hval og sjøfugl. Artene er forbundet med hverandre og danner en kompleks dynamikk. Kunnskapen er størst når det gjelder de kommersielt utnyttbare artene, men langt svakere for mange av de andre delene av økosystemet. Tidligere studier viser at noen arter, som lodde, sild og torsk, er svært sentrale for dynamikken i økosystemet i Barentshavet. Mye av biomassen som produseres i Barentshavet kanaliseres gjennom bunndyr. Denne gruppen kan derfor være viktig for dynamikken i økosystemet. Vi har imidlertid begrenset kunnskap om hvordan bunndyr påvirker andre deler av økosystemet. 24 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 I hele Arktis har temperaturene økt to til tre ganger så raskt som det globale gjennomsnittet, og havisen har trukket seg markert tilbake de siste tiårene. I følge klimamodellene kan det forventes at utviklingen mot et varmere norsk Arktis vil fortsette. Miljøtilstanden i Barentshavet er fortsatt i hovedtrekk god, men påvirkningen på arter og økosystemer som følge av klimaendringer øker. Det er i de nordlige, arktiske delene av Barentshavet med Svalbard at klimaendringene forventes å få størst negative konsekvenser for arter og økosystemer. Den spesielle dynamikken i økosystemet i Barentshavet kombinert med klimaendringene gjør at det er større usikkerhet og større grunn til bekymring for effekter av utslipp fra petroleumsvirksomheten i dette havområdet. Norskehavet Norskehavet domineres av to dyphavsbasseng med dybder på mellom 3000 og 4000 meter. Bassengene er dominert av dyphavsfauna, mens det på kontinentalsokkelen langs Norskekysten finnes store korallrev som danner samfunn av høy diversitet bestående blant annet av fisk og fastsittende bunndyr. Norskehavet domineres av organismer som lever i de frie vannmassene, og det er store variasjoner mellom årstidene. Store pelagiske fiskebestander som norsk vårgytende sild, kolmule og makrell vandrer inn i Norskehavet for å beite på ulike dyreplankton. Hval og enkelte større fiskearter følger etter, inkludert makrellstørja som igjen har funnet veien nordover de siste få årene. Overvåkning av forurensning i Norskehavet viser at nivåene generelt er lave. Befolkningstettheten i områdene som grenser til Norskehavet er lav. Som en følge av dette er effektene av menneskelige aktiviteter knyttet til befolkningskonsentrasjoner små og lokale. Norskehavet er et svært stort havområde og det er kun en liten del av dette som er åpnet for petroleumsvirksomhet. Av betydning for effekter av utslipp fra petroleumsvirksomheten er det spesielt utbredelsen av koraller og svamp som skiller seg ut her. Nordsjøen Nordsjøen er et grunt hav sammenlignet med Norskehavet og Barentshavet. To tredjedeler av Nordsjøen er grunnere enn 100 meter. Prosessene på bunnen og oppe i vannmassene er derfor nær koblet, noe som bidrar til høy produktivitet i regionen. Økosystemet i Nordsjøen skiller seg også ut fra Barentshavet og Norskehavet ved at det i mye større grad er påvirket av menneskelig aktivitet. Dette er et av de mest trafikkerte sjøområdene i verden, med noen av verdens største havner. Her er det derfor behov for mer komplekse vurderinger av samlet belastning hvor utslipp fra petroleumsvirksomheten er en av flere påvirkningsfaktorer. Grovt sett kan Nordsjøen deles i fire områder, hvert med sin karakteristiske økologiske profil. I nord, med dybder på 100–200 m, finner vi de viktigste områdene for norske fiskerier i Nordsjøen, med blant annet voksen torsk, sei, sild, hyse og øyepål. I Norskerenna finner vi også voksen sild og makrell nær overflaten, mens dypet er en verden for seg. I tillegg til å være et oppvekstområde for kolmule, lever dyphavsarter som vassild, skolest og svarthå her. Disse områdene er preget av dyreplanktonarter som importeres fra Atlanterhavet og Norskehavet, der raudåta, historisk sett, har vært den viktigste. De siste årene har imidlertid mengden raudåte i Nordsjøen blitt betydelig redusert, som en følge av klimaendringer. Dette ser ut til å ha hatt negativ innvirkning på rekrutteringen hos fisk, blant annet for tobis, øyepål og torsk. 25 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 I det sentrale Nordsjøen avløses den voksne silda av ungsild, brisling forekommer, og torskefiskene domineres av hvitting og hyse. Store deler av dette området er generelt mindre fiskerikt enn lenger nord, og det er preget av lav primærproduksjon. I øst, med dybder på 50–100 m, er det oppvekstområder for sild og torsk. Her er det også viktige tobisområder, og det er hovedområdet for flatfisk. Dyreplanktonet i kystnære og sørlige områder domineres av små, altetende arter som er lite egnet som fiskeføde, men som kan tåle mye forurensning og skiftende miljø. Resultater fra overvåking av biota som rapporteres i alle tre havområdene tyder på at nivåene av miljøgifter generelt er høyere i Nordsjøen/Skagerrak enn i Norskehavet og Barentshavet/Lofoten. Kunnskap om miljøeffekter Utslipp av produsert vann Det er svært vanskelig å dokumentere om utslippene av produsert vann har virkning på det pelagiske økosystemet og fiskebestandene. Miljødirektoratet, forskningsinstitusjonene og miljøorganisasjonene har vært opptatt av disse utslippene gjennom flere år og har derfor vært pådrivere for mer forskning. I rapporten " Petroleumssektoren og hensynet til marint miljø" (M-621/2016) redegjør vi for kunnskapsstatus og for hvor vi ser særlige behov for innhenting av ny kunnskap. En viktig bakgrunnskilde for kunnskapsstatus er evalueringsrapporten etter 10 års forskning på langtidsvirkninger av utslipp til sjø fra petroleumsvirksomheten (Bakke, Klungsøyr, Sanni, forskningsrådet 2012) og senere overvåkingsrapporter. Vi peker spesielt på at det mangler kunnskap om effekter av utslipp av produsert vann i arktiske områder og hvilke faktorer som gjør at effektene er mer usikre enn når utslippene skjer lenger sør. Etter publiseringen av vår rapport M-621/2016 er det framlagt resultater fra et studie om hvordan råolje kan påvirke polartorskembryo. Polartorsk er en av de få artene som er endemiske for den Arktiske regionen. Gytingen foregår om vinteren under isen og hovedgyteområdet er sørøst i Barentshavet og øst av Svalbard. Det ble funnet effekter på polartorskembryo som deformert ryggrad, endret plommesekk og redusert rygglengde ettereksponering av svært lave konsentrasjoner av råolje (THC < 10µg/l) (Nahrgang et al. 2016). Det er også nylig publisert forskning (Sørhus, E. et al. 2015) som viser at små og kortvarige oljeutslipp fører til store skader hos hyselarver. Hyse, som er en kaldtvannsart er mer sårbar for oljeforurensninger enn ferskvannsfisk og fisk som trives med høyere havtemperaturer. En mulig forklaring kan være at hyse har et mer klebrig eggeskall som fører til at oljedråper binder seg fastere til eggeskallet til hyse enn til fiskeegg fra andre arter. Funnene gjør at det ikke kan utelukkes at det kan oppstå langtidseffekter ved utslipp av lave oljekonsentrasjoner som muligens kan påvirke populasjonsnivået. Begge nevnte studier styrker utsagnet om behov for mer kunnskap om utslipp, spesielt i arktiske områder. 26 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 I 2010 ble det, som en del av vannsøyleovervåkningen, gjennomført et studie av blant annet opptak av radium-226 i torsk og blåskjell som var eksponert for utslipp av produsert vann fra Ekofisk J plattformen. Den spesifikke aktiviteten av radium-226 i det produserte vannet fra denne plattformen er relativt lav, og det ble ikke påvist noe opptak i hverken torsk eller blåskjell. Det ble imidlertid anbefalt at studiene blir fulgt opp med innsamling av biota fra nærområdet rundt en plattform som har utslipp med høyere spesifikk aktivitet i utslippene, og at det blir gjennomført alpha-spektrometriske analyser av det innsamlede materialet. Miljødirektoratet vurdering er at usikkerheten av effekter på økosystemet av langtidseksponering for produsert vann tilsier at naturmangfoldlovens prinsipp om føre-var kommer til anvendelse i reguleringen av utslipp av produsert vann. Utslipp av kjemikalier HMS-regelverkets krav til søknader, rapportering og økotoksikologisk testing av kjemikalier gjør at vi har god kunnskap om kjemikalienes iboende egenskaper og hvilke mengder som slippes ut hvor. Størstedelen av kjemikalieutslippet skjer i forbindelse med boring og brønnoperasjoner. Kjemikaliene her består i hovedsak av stoff i gul og grønn kategori, og er derfor stoffer som brytes raskt ned eller finnes naturlig i sjøvann. Områdene det er mindre kunnskap om er eventuelle langtidseffekter av kjemikalier som brytes sakte ned og om samvirkende effekter når organismer utsettes for en miks av kjemikalier. Utslipp av borekaks Fram til 1991 var det tillatt å slippe ut borekaks med oljebaserte borevæsker. Miljøovervåkingen avdekket store negative konsekvenser på miljøet som følge av dette. Også etter at forbudet mot utslippet kom har miljøovervåkingen vist at fisk i nærheten av områder med høy aktivitet er eksponert for PAH og det er funnet økte nivåer av DNA-addukter i hyse på Tampen så sent som i 2013. En mulig forklaring er at hysen, som i stor grad spiser på havbunnen, har fått i seg hydrokarboner fra gamle oljeholdige kakshauger. Undersøkelser som er gjennomført i ettertid har imidlertid ikke klart å fastslå kilden til PAH-eksponeringen (Grøsvik, Havforskningsinstituttet, pers.med.) Sedimentovervåkingen offshore har vist en bedring av miljøforholdene fra den tiden hvor det ble sluppet ut kaks boret ut oljebasert og syntetisk borevæske. Lekkasjer fra injeksjonsbrønner, spesielt injeksjon av kaks og slop, ble kjent allerede tidlig på 2000tallet, men hendelsene ble sett på som enkeltvise, og omfanget av lekkasjeproblematikken ble ikke forstått før i 2009. Lekkasjene medførte betydelige utslipp til sjø av stoff i rød og svart kategori. Det var vanskelig å kvantifisere lekkasjene, og operatørene rapportert derfor til myndighetene som om alt som var injisert på den aktuelle brønn var lekket ut. Miljøovervåking etter kakslekkasjene på både Njord og Veslefrikk har vist forhøyede totale hydrokarboner (THC) og barium og dessuten faunaforstyrrelser. De siste regionale miljøovervåkingene som er gjennomført viser reduserte, men fortsatt forhøyede THC verdier på enkelte stasjoner på feltene. Faunaforstyrrelser er fortsatt observert på feltene. Miljødirektoratet har skjerpet vilkårene for injeksjon i tillatelsene, og operatørene har innført strenge prosedyrer for å unngå lekkasjer. 27 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 Miljøovervåkingen har vært innrettet for å kartlegge effekter av boreutslipp og har dokumentert sedimentkjemi og sedimentfauna grundig over lang tid og med fokus på Nordsjøen. Ettersom aktiviteten har flyttet seg inn i nye områder har vi i de senere år i større grad sett på effekter på megafauna som koraller og svamp som en større utfordring. Miljøeffekten av borekaks er først og fremst nedslamming. Overvåkingsresultatene viser at de dyrene som lever i sedimentet relativt raskt kommer tilbake igjen. For saktevoksende megafauna som koraller og svamp vil effekter av nedslamming kunne vare mye lenger. Kunnskap om effekter på disse faunagruppene er begrenset og det er lite data fra miljøovervåking av eksponerte forekomster. 6 Prognoser om utslippsutvikling Utslipp av produsert vann Produksjon av vann er forventet å stige i noen år fremover ifølge prognoser fra Oljedirektoratet, jf. fig 7, kapittel 3. Prognosene fra Oljedirektoratet sier videre at selv med økt mengde produsert vann vil utslippet gå noe ned. Dette regner vi med at er basert på at de nye, store feltene planlegger med reinjeksjon. Miljødirektoratet vil understreke at prognosene er usikre. Utvikling i oljepris påvirker levetid på eksisterende felter og beslutninger om nye utbygginger. Vår erfaring er også at mange faktorer kan virke inn på injeksjonsgraden, både problemer med reservoar og injektivitet, levetid på brønner og pumper, krafttilgang og kostnader forbundet med energibruken. Miljødirektoratet har mottatt flere søknader fra operatører som ønsker å stanse injeksjon av årsaker som nevnt her. Det er vanskelig å veie fordeler og ulemper i slike saker, både fordi skadepotensialet og ulempene for marint miljø er usikre og fordi vi ikke har gode verktøy for å vurdere ulemper for marint miljø opp mot økte klimagassutslipp. For eksisterende felt med utslipp av produsert vann viser erfaringene de senere år at det vil være utfordrende å oppnå reduksjoner i utslipp av olje og naturlig forekommende stoffer uten nye tiltak. For nyere felt/nye brønner er det gode tekniske muligheter til å overvåke vannproduksjon i enkeltbrønner og optimalisere produksjonen med minst mulig vann som følger med. Med unntak av Troll-piloten og havbunnsseparasjonen på Tordisfeltet som måtte avsluttes, er det ikke implementert havbunnsseparasjon av olje og vann på norsk sokkel. Det er i dag usikre prognoser om varigheten av markedet for olje- og gass på det nivået vi har i dag, og mange vurderer varigheten som kortere enn hva man bare for få år siden antok. Lav oljepris fører til at selskapene jobber med å gjennomføre tiltak som kan redusere de høye kostnadene på sokkelen og øke effektiviteten. I denne situasjonen kan det være at utbygging av felt vil være basert på kortvarig produksjon og med eksisterende teknologi, og bransjen kan mangle insentiver til å satse på teknologiutvikling som særlig er rettet mot løsninger for å redusere utslipp til sjø, men også fordi miljøovervåkingen og forskning frem til nå har vist at potensialet for miljøskade fra produsert vann er moderat. Injeksjon av produsert vann er det viktigste tiltaket for å unngå at tilførsler av olje og oljerelaterte miljøgifter øker. Det har framkommet at det kan være utfordrende med injeksjon av produsert vann 28 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 i Barentshavet. Dette er en problemstilling vi vil skaffe oss bedre kunnskap om. Reinjeksjon er imidlertid implementert på Goliat og er planlagt for Johan Castberg. Det er flere felt i Barentshavet som kan bli bygget ut i fremtiden. Aktuelle felt er Tornerose, Alta, Gotha, Wisting og Alke Sør (kilde: www.norskpetroleum.no). På sokkelen for øvrig er det flere store felt i haleproduksjon, og avvikling av disse vil medføre en betydelig reduksjon av risikobidraget (EIF) og oljeutslipp totalt sett. Dette gjelder f.eks. Statfjord, der levetid i dag oppgis til hhv 2020 (Statfjord A og C) og 2025 (Statfjord B). Siden det så langt ikke eksisterer kjent renseteknologi for rensing av produsert vann for radioaktive stoffer som er kvalifisert for bruk offshore er injeksjon, per i dag, den eneste metoden for å redusere utslippene av radioaktive stoffer i produsert vann som kan anvendes. Det er derfor viktig at de feltene som har injeksjon av produsert vann opprettholder omfanget av dette videre fremover, som et minimum. Kjemikalier for EOR Økt utvinning av olje fra både nye og eksisterende felt er et viktig satsningsområde for petroleumsressursmyndighetene. Nye felt vil f.eks. planlegge en utvinningsstrategi som helt fra starten av tar høyde for bruk av avanserte metoder for økt utvinning. EOR (Enhanced oil recovery) begrepet blir brukt om avanserte metoder for å redusere restoljemetningen i et reservoar. Kjemisk flømming er en form for EOR der man tilsetter kjemikalier i injeksjonsvannet som deretter flømmer reservoaret for å oppnå økt oljeutvinning. Flere typer kjemikalier kan benyttes, men polymerer synes per nå å være mest aktuelt. Når polymer tilsettes i injeksjonsvannet skal den blokkere hovedårer for det injiserte vannet i reservoaret ved å øke viskositeten på vannet. Dermed endres og optimaliseres strømningsmønstrene slik at fortrengningseffekten øker og en større andel av oljen frigjøres. Den vanligste polymeren er hydrolysert polyakrylamid (HPAM). Det er manglende informasjon om de miljømessige utfordringer ved bruk av kjemisk flømming. Det er behov for store kjemikaliemengder, noe som framgår blant annet av konsekvensutredningen for Johan Sverdrup feltet der det er anslått et kjemikalieforbruk for pilotprosjektet på 5 000/døgn til 20 000 m3/ døgn polymerløsning. De aktuelle polymere er tungt nedbrytbare og i rød kategori. Det er lite kunnskap om hva som skjer med polymeren i reservoaret og hvordan den og dens nedbrytingsprodukter vil bli tilbakeprodusert. Vi kjenner ikke til generell forskning om dette utover Statoils forskningsprogrammer knyttet til sine konkrete planer. Utslipp av renset kaks På grunn av forbudet i HMS-forskriften mot utslipp av kaks med oljeinnhold over 1 vekt %, ble det fra 1993 (da forbudet trådte i kraft for eksisterende installasjoner) og 2015 ikke sluppet ut kaks boret med oljebasert borevæske. All borekaks med vedheng av oljebasert borevæske ble reinjisert eller transportert til land for behandling. 29 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 To operatører har i den senere tid søkt om å ta i bruk TCC (Thermomechanical Cuttings Cleaner) for å kunne rense oljeholdig kaks til et oljeinnhold lavere enn nevnte krav, for deretter å slippe kaksen til sjø. Den ene operatøren fikk tillatelse til et pilotprosjekt med TCC og utslipp av kaks til sjø med oljevedheng på maksimalt 0,05% olje. Grensen var basert på antatt rensegrad i anlegget, men denne rensegraden ble imidlertid ikke oppnådd og operatøren har ikke lenger tillatelse til utslipp. Det foreligger resultater fra flere studier av effekt på bunnfauna av kaks renset med TCC sammenlignet med effekt av kaks med vedheng av vannbasert borevæske (WBM). Resultatene fra et mesokosm studie viste at kaks renset i TCC i pilotprosjektet gir større negativ effekt på bunnfauna enn kaks med WBM. Det er imidlertid ikke konkludert med om dette er en generell effekt eller spesielt for dette studiet. Den andre operatøren har søkt om utslipp av kaks renset til 0,5% olje. Saken er til behandling i Miljødirektoratet. En fordel med oljebasert borevæske i forhold til vannbasert borevæske er at når kaksen renses, enten det er på land eller offshore, blir borevæsken i stor grad separert ut og kan gjenbrukes. De oljebaserte borevæskene er etter hvert modifisert slik at de miljøfarlige stoffene som tidligere inngikk, for en stor del blitt fjernet eller substituert. Oljebaserte borevæsker inneholder nå ofte kjemikalier med stoff kun i gul og grønn kategori. Disse forhold bør også komme med når det gjøres en helhetsvurdering av den miljømessige forskjellen på utslipp av oljeholdig kaks etter rensing og kaks med vannbasert borevæske. Dette er problemstillinger vi fremover må ta stilling til. Resultatene fra pilotforsøket og andre faglige utredninger vil danne grunnlaget for den fremtidige regulering av oljebasert og vannbasert borevæske. Dersom det radioaktive sporstoffet tritium benyttes i forbindelse med prøvetaking og analyse av formasjonsvannet i letebrønner vil utslippene av dette radioaktive stoffet kunne øke dersom reguleringen av utslipp av kaks med vedheng av oljebasert borevæske blir endret slik at både kaks med vedheng av vannbaserte og oljebaserte borevæsker blir tillatt sluppet ut. Andre utviklingstrekk Blå vekst Fiskeri- og næringsdepartement har i regjeringens maritime strategi (2015) definert blå vekst som økt verdiskaping i de havbaserte næringene. De viktigste havbaserte næringene i Norge er i dag olje- og gassnæringen, maritim næring og sjømatnæringen. I tillegg vil voksende virksomheter som reiselivsbransjen ved kysten/havet og offshore vindfarmer pluss nye næringer som bl.a. mineralutvinning på havbunnen kunne bidra til verdiskapning i havområdet. Det kan ligge verdiskapingspotensial i økt samarbeid i form av å utnytte teknologi på tvers, utvikle produkter og tjenester som er felles for dem. I den sammenhengen vil det være viktig å begrense negativ miljøpåvirkning fra næringene mest mulig for å sikre god miljøtilstand i Barentshavet, Norske Havet og Nordsjøen for å bevare virksomhetenes eksistensgrunnlaget for fremtiden. 30 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 7 Vurdering av måloppnåelse og muligheter for ytterligere reduksjoner Miljøfarlige kjemikalier Miljøfarlige tilsatte kjemikalier Siden forrige rapport om status for nullutslippsarbeidet har vi sett en økning i rapporterte utslipp av miljøfarlige tilsatte kjemikalier. Dette skyldes i hovedsak at nye bruksområder er tatt inn i rapporteringen, som f.eks. brannskum og smøremidler. Denne nye kunnskapen gjør at vi er lenger fra målet enn i 2010, selv om de reelle utslippene ikke har økt tilsvarende de rapporterte. Det vil være vanskelig for petroleumsnæringen å oppnå null utslipp av miljøfarlige tilsatte kjemikalier. Operatørene har jobbet aktivt med utfasing og Miljødirektoratet følger aktivt opp framdriften. Vi ser at det fortsatt er tekniske grunner til at miljøfarlige kjemikalier må brukes. Dette er fordi egenskapene som plasserer kjemikaliene i svart, rød eller gul Y3 er nødvendige for funksjonen de skal ha. Det vil også fremover komme nye testdata som kan føre til at noen stoffer blir omklassifisert, særlig fra gul til rød kategori. Miljødirektoratet har de senere årene avdekket eller fått informasjon om flere potensielle kilder til utslipp, som av ulike grunner ikke har vært ansett som omfattet av vår regulering. Det har dermed ikke blitt søkt om tillatelse etter forurensningsloven for den aktuelle aktiviteten, bruken og/eller utslippet, og det har heller ikke blitt rapportert til Miljødirektoratet. Dette gjelder blant annet utslipp av stoff i svart kategori som følge av bruk av smøremidler i neddykkede pumper. Miljødirektoratet tar tak i slike forhold fortløpende, men dette vil kunne føre til at de rapporterte utslippene av miljøfarlige kjemikalier øker også framover. Vi vil fortsatt være svært restriktive med å tillate forbruk og utslipp av stoff i miljøklassifisering svart, rødt og stoff i gul kategori med miljøfarlige nedbrytningsprodukter, og vi vil følge opp at stoff som eventuelt omklassifiseres fra gul til rød kategori også inntas i operatørenes særskilte substitusjonsplaner. Et viktig oppfølgingspunkt for Miljødirektoratet er å påse at utfasingen av det fluorholdige brannskummet fortsetter. Dette vil innebære en ytterligere økning av forbruk/utslipp av stoff i rød kategori i en tid fremover inntil det utvikles enda nyere og miljømessig bedre typer brannskum i gul miljøkategori. Det kan ligge muligheter i å redusere utslippene ved å endre brannøvingsrutiner og å samle opp brukt brannskum etter øvelser. I noen tilfeller vil en vurdering av utslippsmengden og stoffets iboende egenskaper og skjebne i miljøet resultere i at forbruk og utslipp av et stoff i rød kategori framstår som et miljømessig bedre valg enn et alternativ i gul kategori. Dette gjelder f.eks. dersom det alternative kjemikaliet må tilsettes i større mengder, krever mer energi og er mindre effektivt for oppgaven det har. I slike tilfeller mener vi det er riktig å tillate bruk og utslipp av rødt stoff. Når vi velger risikobasert tilnærming kan det også innebærer at operatøren bør prioritere å redusere utslipp av stoff i gul 31 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 kategori som gir stort risikobidrag framfor å prioritere substitusjon av små mengder kjemikalie i rød kategori. Vi har innført krav om at operatøren må vurdere nedbrytningsproduktene til kjemikalier i gul kategori dersom disse har vist moderat nedbrytbarhet. Stor variasjon i testresultater i nedbrytingstester er også en del av denne problematikken, men bransjeorganisasjonen ECETOC er i gang med å utvikle en utvidet OECD 306-test som vil gjøre testresultatene mindre variable slik at det vil bli lettere å vurdere stoffenes nedbrytingsegenskaper. Miljødirektoratet ønsker på sikt å få på plass en egen regulering av stoffer som etter testmetodene for nedbryting ligger i grenselandet mellom gul og rød kategori. Vårt videre arbeid med tilsatte kjemikalier henger også nøye sammen med risikobasert tilnærming som redegjøres for i kapittel 7.1.3. Miljøfarlige stoffer i produsert vann Det mest effektive tiltaket for å redusere risiko for miljøskade av produsert vann er å minimere mengden vann som skal håndteres på innretningen. For nyere felt/nye brønner er det gode tekniske muligheter til å overvåke vannproduksjon i enkeltbrønner og optimalisere produksjonen med minst mulig vann som følger med. Videre tiltak er Injeksjon/reinjeksjon av produsert vann Rensing av produsert vann før utslipp til sjø Utfasing av kjemikalier som følger produsertvannet Nedihullsseparasjon og havbunnsseparasjon vil gi mindre mengder produsert vann å behandle på installasjonen, men er så vidt vi vet ikke planlagt eller tatt i bruk på norsk sokkel utenom pilotforsøket på Troll og havbunnsseparasjonen på Tordisfeltet som måtte avsluttes. Totalt 20 installasjoner injiserte deler av produsert vann i 2015. Det kan være relativt store investerings- og driftskostnader knyttet til injeksjon av produsert vann, slik at dette i mange tilfeller framstår for operatøren som et lite attraktivt tiltak for utslippsreduksjon dersom feltet ikke trenger produsert vann som trykkstøtte. Alle feltene har vannbehandlingsanlegg med egne rensetrinn for produsert vann som skal separere ut mest mulig av olje fra vannet og sikre lavest mulig oljekonsentrasjon i utslippsvannet. Renseteknologi og rensegrad varierer fra felt til felt, men har mye av den samme grunnteknologien med hydrosykloner, hydrosykloner med flotasjonsenheter, hydrosykloner med CTour (kondensatinjeksjon og separasjon). Denne typen renseløsninger er designet for å redusere innholdet av oljedråper i vannet, men vil også i større eller mindre grad ta med løste komponenter som foreligger i en likevekt mellom oljedråpene og vannet. Nevnte teknologier er i utgangspunktet egnet til kunne oppnå rensing ned til 5 mg/l olje, men grunnet feltspesifikke forhold og andre utfordringer er det sjelden at denne rensegraden oppnås i praksis. Siden vann-, og oljekvalitet og vannvolumer varierer fra felt til felt er det ikke nødvendigvis slik at en bestemt renseløsning fungerer like godt alle steder. I NOROG-rapporten Håndtering av produsert vann- erfaringer fra norsk sokkel (2015) (NOROG/DNVGL) er det gitt flere eksempler på faktorer 32 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 som påvirker løsningenes rensegrad. Det er også gitt eksempler på at antatt beste teknologier ikke har fungert tilfredsstillende som følge av feltspesifikke forhold som det ikke var nok oppmerksomhet på i designfasen. Tiltakene som Miljødirektoratet har sett som viktigst de siste årene er at operatørene etablerer prosedyrer som optimaliserer driften av anlegget for å minimere utslipp av olje til vann. Fremover vil Miljødirektoratet også styrke tilsynet med det arbeidet operatørene gjør for å minimere utslippene. Det er en utfordring at det er lite kunnskap om hvor mye av de naturlig forekommende stoffer i produsert vann (særlig PAH-komponentene) renseteknologiene som anvendes i dag fjerner. Å øke kunnskapen om dette er viktig i arbeidet med å redusere risiko for miljøskade ved utslipp av olje og naturlig forekommende stoff i produsert vann. Risikobasert tilnærming Som beskrevet i kapittel 3.1.11 er risikobasert tilnærming en metodikk for vurdering av miljørisiko og prioritering av utslippsreduksjoner som i 2012 også ble adoptert av OSPAR (Recommendation 2012/5 for a Risk Based Approach to the Management of Produced Water Discharges from Offshore Installations). Den praktiske betydning er at vi vil tilstrebe reduksjon av den samlede EIF på sokkelen og at kostnader per redusert EIF blir et av kriteriene for tiltak i tillegg til kostnader per redusert mengde dispergert olje eller per redusert mengde stoff (pr stoffkategori). Det samlede risikobidrag fra offshoreinstallasjonene på norsk sokkel ble i 2015 beregnet til 3257. Resultatene fra risikovurderingene viser at åtte felter på norsk sokkel har risikobidrag EIF ti>100, og risikobidraget fra disse åtte feltene utgjør 80 % av risikoen (angitt som EIF) totalt sett på sokkelen. En risikobasert tilnærming innebærer at vi velger å prioritere vår innsats for utslippsreduksjoner overfor disse åtte feltene. En konklusjon fra rapporterte utslipp i 2015 er at "dispergert olje" står for en svært liten del av risikobidraget (EIF) totalt sett på sokkelen, og at tilsatte kjemikalier, spesielt korrosjonsinhibitorer og biocider, gir det største risikobidraget i utslippet av produsert vann. Imidlertid gir en del andre naturlig forekommende komponenter i olje større risikobidrag på mange felt. Det antas at renseteknologi som allerede er installert har positiv effekt også på innholdet av disse, men denne effekten er i liten grad beskrevet. For mange felt vil tiltak rettet mot å redusere forbruk og utslipp av korrosjonshemmere eller biocider kunne gi en større reduksjon av EIF enn rensetiltak rettet mot å redusere utslipp av dispergert olje. Dersom de mest giftige komponentene i f.eks. i korrosjonshemmere kan substitueres med mindre giftige komponenter uten at det går utover teknisk ytelse til produktet, vil dette også være et tiltak for å redusere EIF. Det er også mulig at en del kjemikalier gir høyt risikobidrag fordi man legger til grunn en høy risikofaktor i beregningen for disse. I slike tilfeller vil det å framskaffe informasjon slik at faktoren eventuelt kan senkes være viktig for å få et realistisk bilde av risiko og dermed kunne gjøre riktige prioriteringer av tiltak. 33 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 Reinjeksjon av produsert vann eller minsket vannproduksjon vil imidlertid gi aller størst uttelling, enten hovedbidraget til EIF er kjemikalietilsetningene eller naturlig forekommende komponenter i olje. Tiltak operatørene selv har vurdert i 2016 Miljødirektoratet påla i 2014 operatører som hadde rapportert om EIF ti > 10 eller som hadde utslipp av produsert vann med oljeinnhold > 30 mg/l om å vurdere eksisterende vannbehandlingsanlegg opp mot beste tilgjengelige teknikker og også vurdere risikoreduserende tiltak og kostnader. I vedlegg 1 gis oppsummering av tilbakemeldingen fra operatørene for de aktuelle felt. Det er ingen operatører som i dag ikke har injeksjonsbrønn som anser det som aktuelt å iverksette injeksjon av produsert vann. Kostnadene operatørene angir for å etablere injeksjonsbrønn og injeksjonspumper er feltspesifikke og varierer fra 100 til 600 millioner NOK. Operatører som har vurdert det som teknisk mulig å forbedre vannrensing med en ytterligere renseenhet (flertrinns CFU eller hydrosykloner) angir kostnader til i størrelsesorden 120 MNOK pr installasjon og at det vil være en gjennomføringstid på inntil tre år. Ingen av disse operatørene planlegger å gjennomføre dette tiltaket. Tiltakene som operatørene anfører som mest aktuelle for å redusere utslipp av dispergert olje og/eller kjemikalieutslipp som gir stort risikobidrag er: Installere lavskjærsventil (choke) for å øke dråpestørrelsen inn i separatorer og dermed oppnå bedre rensing av olje Installere online olje i vann målere for bedre styring av vannbehandling (De som har reinjeksjon som primær strategi mener at dette ikke skal prioriteres hos dem). Installere kjemikaliedoseringsventiler Substitusjon av biocid som gir stort risikobidrag (er gjennomført minst på ett felt, Skarv, og har redusert EIF-tallet betydelig. Utslipp av korrosjonshemmere gir stort EIF bidrag hos flere, og i tillegg vil innhold av korrosjonshemmer i vannstrømmen også ha negativ påvirkning på separasjon olje/vann. Å unngå bruk av korrosjonshemmer er oftest ansett som lite aktuelt for eksisterende brønner og utstyr gitt eksisterende stålkvalitet, men på ett felt, Norne, planlegger operatøren å skifte ut eksportgassriser til en med høyere toleranse for korrosiv gass. For nye felt, installasjoner og utstyr bør bedre stålkvaliteter vurderes der det ellers vil måtte forventes stort behov for korrosjonshemmere. Vi har ikke tilstrekkelig kunnskap til å anslå hvilket reduksjonspotensial som ligger i disse tiltakene, men dette vil vi forsøke å kartlegge i nærmere dialog med operatørene, jf. Kap. 8. Troll B og Troll C står for om lag 39 % av de norske utslippene av radioaktive stoffer på norsk sokkel. Statoil leverte i 2010 etter pålegg av Statens strålevern en rapport vedrørende mulig injeksjon av produsert vann på Trollfeltet hvor de bl.a. vurderte risiko for trykkoppbygging og oppsprekking av lagene over mulige formasjoner som kunne være aktuelle for injeksjon. I vurderingene inngikk også mulige gevinster i form av økt utvinning av olje- og gass på feltet. Konklusjonen i Statoils utredning var at alle de vurderte alternativene hadde en negativ nå-verdi etter skatt. De vurderte alternativene har gode egenskaper i reservoarsonen og dermed god kapasitet til å ta imot de mengdene produsert vann det er snakk om, men usikkerhet i kommunikasjonsforholdene og mulige 34 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 svakhetssoner, f. eks. forkastninger gjør at risikoen for oppsprekking og ukontrollert lekkasje kan være stor. Det foregår injeksjon av en mindre mengde produsert vann fra Troll C. Statoil opplyser også i rapporten at installasjon av sonekontroll i oljebrønnene kan være et fremtidig tiltak som kan bidra til redusert vannproduksjon. I følge rapporten var det planlagt å installere dette i to nye brønner i 2011. Utstyret kunne kun installeres i engrensbrønner. Strålevernet har stilt vilkår i tillatelsene om at operatørene skulle gjennomføre en grundig kartlegging og vurdering av mulige måter som kan være aktuelle for å rense produsert vann for radioaktive stoffer. Kartleggingen ble gjennomført i regi av Norsk olje og gass, og Strålevernet mottok en sluttrapport i november 2012. Denne utredningen viste at det er flere mulige adsorbenter som kan benyttes for å fjerne radioaktive stoffer fra produsert vann. Det er imidlertid pekt på flere utfordringer i forbindelse med etablering av renseanlegg om bord på installasjoner offshore, av både av strålevernmessig og kostnadsmessig art. Som en oppfølging av denne utredningen ble det i regi av Statoil gjennomført noen laboratorieforsøk med den adsorbenten som ble ansett for å være den beste, nemlig barytt, bariumsulfat ved institutt for energiteknikk. Resultatene av disse forsøkene viste imidlertid at på grunn av tilstedeværelsen av bariumsulfat/baritt i produsert vann renseeffekten blir lav. 8 Videre arbeid Kunnskapsbehov Miljødirektoratets konklusjon er at det fortsatt er betydelig usikkerhet knyttet til mulige negative miljøeffekter av produsert vann. Noe av usikkerheten er knyttet til at produsert vann er en kompleks blanding av veldig mange stoffer som kan ha samvirkende effekter i økosystemet og at det ikke er sikkert at dagens metoder for overvåking av effekter er gode nok. Forskningen hittil har i stor grad fokusert på enkeltstoffer og stoffgrupper med kjente negative miljøegenskaper, selv om det også er utført studier med prøver av reelt produsert vann som bør fange opp faktiske effekter. Operatørene skal i løpet av de to neste årene gjennomføre giftighetstester på produsert vann med hensikt å finne ut om det kan måles samvirkende giftige effekter som er større en bidraget fra hver enkelt av komponentene i utslippsstrømmen. Miljødirektoratet har stilt krav om resultater fra testene skal rapporteres i 2018, og operatørene arbeider nå med uttesting av metodene. Kravet om "whole effluent testing" er i samsvar med OSPAR anbefaling. Utslipp i havet fortynnes mye og raskt. Konsentrasjonene organismene eksponeres for blir derfor veldig lave, selv ganske nær utslippspunktet. En del av stoffene er imidlertid persistente eller sakte nedbrytbare eller har hormonforstyrrende egenskaper. Det er derfor viktig at det foregår arbeid med utvikling av metoder for å overvåke mulige effekter av kronisk lav-dose-eksponering samt mulige samvirkende effekter. 35 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 Aktivitetsforskriftens krav til operatørene om miljøovervåking presiserer at operatørene skal bidra til å utvikle nye metoder for overvåking av sedimenter, bunnfauna og vannsøyle. Vi følger opp dette i samarbeid med operatørene i forbindelse med fastsettelse av årlig overvåkingsprogram. Videre vil vi spille inn forskningsbehov om effekter i arktiske systemer og oppfølging av det nylig framlagte polartorskstudiet gjennom de ordinære prosessene for å identifisere forvaltningens forskningsbehov og også i forbindelse med forvaltningsplanarbeidet. Også når det gjelder langtidsvirkninger av lav-dose eksponering fra radioaktive stoffer er det stor usikkerhet, og dette er et område som det er viktig at følges nøyere opp fremover. Generelle utslippsreduserende tiltak Avhengig av hvilke komponenter i utslippet som bidrar mest til risikoen vil tiltakene framover være både substitusjon av kjemikalier som gir størst risikobidrag (selv om de er i gul kategori), optimalisering av vannbehandlingsanlegg, optimalisering av kjemikaliedoseringen/eventuelt større modifikasjoner og å oppnå størst mulig grad av reinjeksjon. Eksisterende vannbehandlingsanlegg/renseteknologi er innrettet på fjerning av dispergert olje i produsert vann. De vanligste renseteknologiene som operatørene benytter i dag er i utgangspunktet egnet, under rette forutsetninger, til å kunne til oppnå konsentrasjoner av dispergert olje i vann ned mot 5 mg/l. Aktivitetsforskriftens krav i dag er at oljeinnholdet i utslippet skal være så lavt som mulig, men uansett ikke over 30 mg/l som gjennomsnitt over en måned. Tatt i betraktning at gjennomsnittlig konsentrasjon for norsk sokkel i 2015 lå på 12,3 mg/l, mener vi at det kan være et riktig grep å skjerpe grensen til et nivå nærmere hva de fleste oppnår med dagens teknologi, og at dette kan føre til operatørene gjør en ytterligere innsats for å oppnå optimal drift til enhver tid. Både miljøvernorganisasjonene og fiskerinæringen har tatt til orde for skjerping av utslippsgrensen. Det er likevel slik at enkelte felt har betydelige utfordringer med å holde seg under grensen på 30 mg/l, og noen av har fått innvilget unntak fra kravet. Dette er felt som har injeksjon av produsert vann som hovedstrategi og som av den grunn har nedprioritert å oppgradere vannrenseanlegget, eller hvor det er vanskelig å oppnå maksimal renseeffekt i de korte periodene utslippet går til sjø i stedet for å bli injisert. Disse feltene slipper ut små vannvolumer og har lav miljørisiko i form av EIF. Det er derfor ikke sikkert at et forskriftsfestet strengere krav til olje i vann vil føre til nevneverdig reduksjon i EIF fra disse feltene. Renseteknologi vil i varierende grad kunne redusere innholdet av naturlig forekommende stoffer. I noen tilfeller kan ytterligere investeringer og modifikasjoner i tilgjengelig renseteknologi for produsert vann kunne bidra til risikoreduksjon. I andre tilfeller vil ikke denne typen investeringer være det riktige tiltaket for å redusere risiko. For de sistnevnte vil injeksjon framstå som den eneste løsningen for å oppnå vesentlige reduksjoner av risikobidraget. Miljødirektoratet vil uansett ha fokus på utslippene av olje og naturlig forekommende stoff i produsert vann fremover. Vi vil blant annet øke tilsynet med operatørenes arbeid for å minimere 36 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 disse utslippene i tråd med kravene i HMS-forskriftene om lavest mulig utslipp og kontinuerlig forbedring. Nye felt bør ha reinjeksjon (eller injeksjon i annen formasjon). Dette har vært strategi siden målet om nullutslipp ble fastsatt, men det er likevel flere felt som til tross for at PUD og konsekvensutredning er basert på injeksjon av produsert vann, ikke har dette implementert. Vi vil bruke de mulighetene vi har i forbindelse med høringsrunder for konsekvensutredninger for utbygginger og dialog med operatørene i planleggingsprosessene til å påse at reinjeksjon i reservoaret eller injeksjon i deponi er det primære valg for disponering av produsert vann og at renseteknologi for eventuelle utslipp til sjø er innrettet for å redusere oljeinnholdet under 10 mg/l. Miljødirektoratet behandler p.t. mange søknader om utslipp av gamle brønnvæsker som må sirkuleres ut når brønnen skal plugges permanent. Utslippene vil skje når operatøren under pluggeoperasjonen konstaterer at det er dannet H2S i brønnen og at det er forbundet med helserisiko for personell dersom brønnvæskene skal tas til plattformdekket for lagring og levering til land. Brønnvæskene som står i gamle brønner kan inneholde stoff i svart og rød kategori, eller det er mangelfull informasjon om sammensetningen av brønnvæskene. Med det store antall brønner som i henhold til aktivitetsforskriften § 88 og krav fra Petroleumstilsynet skal plugges, vil dette kunne føre til store økte utslipp av miljøfarlige stoff om det ikke utvikles ny teknologi for å unngå utslippene. Miljødirektoratet har adressert problemstillingen i rapporten "Petroleumssektoren og hensynet til marint miljø" som nylig er sendt Klima- og Miljødepartementet. Feltspesifikke tiltak Miljødirektoratet har gjennomgått operatørenes teknologirapporter for utslipp av produsert vann som ble levert sammen med årsrapporten for 2015, jf. kapittel 7.2. Vår videre plan er å prioritere oppfølging av felt med EIF > 100. Dette gjelder 8 felt og disse står for 80% av risikobidraget (basert på EIF) på sokkelen, jf. kapittel 7.1.3. De aktuelle feltene er Statfjord (A, B og C), Valhall, Alvheim, Gullfaks C, Ekofisk og Norne. Felles for Statfjord, Gullfaks og Ekofisk er at de har de største utslippene av produsert vann og ingen injeksjon. Norne og Valhall har heller ikke injeksjon, Alvheim har delvis. EIF-nivået for Statfjord B og C, samt Valhall og Alvheim domineres av tilsatte kjemikalier. Vi tar sikte på å innkalle operatørene for hvert av disse feltene til møter i 1.kvartal 2017 for å gjennomgå deres teknologirapporter i mer detalj, spesielt med hensyn til å få konkretisert tiltakene som operatørene planlegger og den forventet risikoreduksjon. Kostnader for tiltak er grovt estimert i operatørenes teknologirapporter, men for de kostnadskrevende tiltakene som operatørene pr nå ikke har planer om å gjennomføre, vil vi også søke å få fram mer eksakt informasjon for å kunne vurdere bedre om den miljømessige gevinsten ved slike tiltak står i rimelig forhold til kostnadene. Når man sammenholder risikovurderingene (EIF-tallet) mot produksjonen på ulike felt, ser enkelte felt ut til å skille seg negativt ut. Dette gjelder særlig Gullfaks, Jotun, Norne, Statfjord, Ula og Valhall. 37 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 Statfjord er i haleproduksjon og har, i tillegg til å være feltet med høyest risiko for miljøskade fra produsert vann, høyere CO2-utslipp per produsert enhet enn hva som er snittet på sokkelen. Gullfaks og Norne har også høyere utslipp av CO2 per produsert enhet enn snittet. Jotuns produksjon vil bli avviklet i 2016, men vil prosessere for andre felt i noen år. Det kan forventes av utslippene til sjø går ned. Statfjord angir levetid til 2020 (Statfjord A og C) og 2025 (Statfjord B). Miljødirektoratet mener at dette bør legges vekt på dersom eventuelle planer om levetidsforlengelser for disse feltene blir vurdert. EOR- en ny utfordring. Miljødirektoratet understreker at dersom det skal gjennomføres EOR ved hjelp av polymerinjeksjon eller annen form for kjemisk flømming, er det helt nødvendig at produsert vann med EORkjemikalier blir reinjisert. Selv med reinjeksjon, er det per i dag utfordringer, blant annet at kjemikaliemengden som slippes til sjø ved driftsavvik (ofte beregnet til 5 % av tiden) fortsatt vil være betydelig. Det er også usikkert om kjemikaliene vil påvirke reinjeksjonen. For Johan Sverdrup feltet har Statoil planlagt med 98% reinjeksjon. Vi er ikke kjent med renseteknologi som kan fjerne de aktuelle kjemikaliene fra det produserte vannet. Det er også usikkert om kjemikaliene vil påvirke rensingen av olje fra produsert vann. I forbindelse med planene for Johan Sverdrup har Statoil satt i gang flere prosjekter for å få bedre grunnlag for å vurderer dette, og også for å få bedre kunnskap om hva som skjer med EORkjemikaliene i reservoaret, gjennom prosessanlegget og i marint miljø. Miljødirektoratet har fått jevnlige oppdateringer fra prosjektet. For å unngå store miljøfarlige utslipp mener vi at det i tillegg til krav om full reinjeksjon er behov for mer kunnskap og metodeutvikling før det kan settes i gang med kjemisk flømming i full skala. Vi viser til vår rapport "Petroleumsektoren og hensynet til marint miljø" hvor vi har beskrevet mer om utfordringen med EOR og planene for Johan Sverdrup. Utslipp av radioaktive stoffer I kapitlet om miljørisiko tidligere i rapporten ble det pekt på at det er flere kunnskapshull når det gjelder mulige effekter på marine organismer av utslipp av radioaktive stoffer i produsert vann. Strålevernet vil derfor på eget initiativ iverksette utredninger for å bedre kunnskapen på disse områdene. I den rapporten som Norsk olje og gass fikk utarbeidet om mulige teknologier for fjerning av radioaktive stoffer i produsert vann er flere ulike teknologier nevnt, uten at det er gjennomført noen nøyere vurdering av om de kan la seg implementere på plattformene på norsk sokkel. 38 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 I denne rapporten er kalsitt (CaCO3) og witheritt (BaCO3) nevnt som stoffer kan være mulig å benytte som adsorbent i tillegg til barytt, som viste seg å gi lav renseeffekt. Kalsitt er et lett tilgjengelig og billig mineral og forsøk med dette stoffet som adsorbent bør følges nærmere opp. Strålevernet mener at arbeidet med å få gjennomført vurderinger av mulighetene for å finne frem til rensetiltak for radioaktivitet i produsert vann skal videreføres. Dette ble også Norsk olje og gass informert om i brev av 1. april 2014. Trollfeltet bidrar, som tidligere nevnt, svært mye til de totale utslippene av radioaktive stoffer til sjø fra norsk olje- og gassvirksomhet. Strålevernet vil derfor ha spesiell fokus på mulige tiltak, f.eks. oppfølging av tiltak for å redusere mengdene produsert vann på dette feltet fremover. I tillegg vil vi ha stor oppmerksomhet rettet mot de 12 andre feltene (Brage, Snorre, Gullfaks, Draugen, Statfjord, Ula, Jotun, Alvheim, Norne, Kristin, Ekofisk Balder) som har hatt størst utslipp av radioaktive stoffer til sjø i årene 2013 – 2015. For disse feltene vil vi både ha fokus på tiltak for å redusere mengden vann som produseres og, for de feltene som har injeksjon av deler av produsert vann allerede, også se på mulighetene for økt injeksjon gjennom å stille krav til operatørene om å utrede muligheter for dette. Det kan på bakgrunn av resultatene av operatørenes utredninger bli aktuelt å vurdere å skjerpe kravene til injeksjon i utslippstillatelsene for noen av feltene. En oversikt over feltene som har størst utslipp av radioaktive stoffer er gitt i tabell 2 i vedlegget. Det er også viktig å unngå at nye utbygginger på norsk sokkel fører til nye store utslippskilder. Selv om nye felt som hovedregel skal bygges ut med injeksjon av produsert vann vet vi av erfaring at dette ikke alltid så lett lar seg gjennomføre. Strålevernet mener derfor at det er viktig at miljømyndighetene kommer inn på et tidligere tidspunkt i vurderingene av utbyggingsløsninger enn tilfellet er i dag. Strålevernet vil derfor arbeide for at vi får informasjon om forventet utvikling av mengder produsert vann og at det tas prøver av formasjonsvannet i utforskningsfasen av feltene for analyse av innhold av radioaktive stoffer. Dette vil danne grunnlag for at Strålevernet kan gi tilbakemeldinger til operatørene på de ulike løsningene med hensyn til håndtering av produsert vann som de vurderer i konseptevalueringsfasen. Om Barentshavet Funnene i Barentshavet så langt er i grunne formasjoner, og vannmengdene er til dels betydelige. Dette kan medføre utfordringer ved reinjeksjon av produsert på grunn av risiko for oppsprekking. Deponering av vannet i dedikerte injeksjonsbrønner i en dypere formasjon er kostnadskrevende. Det er lite kunnskap om hvilke effekter utslipp av produsert vann kan gi i det nordlige Barentshavet. Muligheter for teknologiutvikling for å unngå eller redusere utslipp til sjø og etablering av et egnet risikoverktøy i området må prioriteres av operatørene. Miljødirektoratet vil følge opp dette. Miljødirektoratet har i den nylig oversendte rapporten til Klima- og Miljødepartementet om Petroleumssektoren og hensynet til marint miljø anbefalt at det på nytt vurderes strengere krav for utslipp av produsert vann i Barentshavet. Vi viser til denne rapporten for nærmere utdypelse av mulige virkemidler. 39 Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore | M-643 9 Referanser Petroleumsvirksomheten og hensynet til marint miljø, Miljødirektoratet, M-621, 2016, Utredning av beste tilgjengelige teknikker for rensing av produsert vann som slippes ut fra petroleumsvirksomheten til havs, november 2015, Miljødirektoratet, M-444/2015 Petroleumvirksomhetens arbeid med nullutslipp. Klima-og forurensningsdirektoratets vurdering av måloppnåelse for nullutslippsarbeidet april 2010, TA 2637 Håndtering av produsert vann- erfaringer fra norsk sokkel. DNVGL/NOROG 2015 Operatørenes årsrapporter for 2015 til Miljødirektoratet Nærings- og fiskeridepartementet, Maritime muligheter – blå vekst for grønn fremtid. Regjeringens maritime strategi, 2015 Risikonivå i norsk petroleumsvirksomhet - Akutte utslipp (RNNP AU) for 2015, Petroleumstilsynet Ta-1996 (Publisert 26.01.04) Operatørenes arbeid for å nå målet om nullutslipp til sjø TA-1959 (Publisert 29.04.03) Faktaark European Commision (EC) MARINA II. Update of the Marina project on the radiological exposure of the European Communities. Luxembourg: Office for Offical Publication of the European Communiteies; 2003. Hosseini, A., Brown, J.E., Gwynn, J.P. Dowdall, M. 2012 Review of research on impacts to biota of discharges of naturally occurring radionuclides in produced water to the marine environment. Science of the Total Environment. 438 pp.325 – 333. Naftalene EQS dossier 2011. Jasmine Nahrgang, Paul Dubourg, Marianne Frantzen, Daniela Storch, Flemming Dahlke, James P. Meador: Early life stages of an arctic keystone species (Boreogadus saida) show high sensitivity to a water-soluble fraction of crude oil. Environmental Pollution 2016: 218 (605-614). Rapport 29.9.2015 fra DNV GL om teknologiutvikling og klimagassutslipp fra petroleumsvirksomheten fram mot 2030 og et lavutslippssamfunn i 2050 Miljøovervåking på norsk sokkel Forvaltningsplaner for hhv Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet Forskningsrådet, 2012, Langtidsvirkninger av utslipp til sjø fra petroleumsvirksomheten, OSPAR www.ospar.org 40 Vedlegg 1 Status for feltene Felt Alvheim Olje/gass 2003 Status i 2003 - Oljeutslipp (tonn) - 2008 Olje i vann mg/l Status 2008((fra 2010rapporten) #VERDI! Nytt felt, startet reinjeksjon i 2009. Planlegger 90 % regularitet EIF ti 2015 (informasjon fra operatørenes årsrapport) Oljeutslipp Oljekonsentra Status 2015 og tiltak som vil bli Tiltak vurdert, men (tonn) sjon (mg/l) gjennomført ikke valgt 262 65,7 26,1 Pwri 63% etter innfasing av Bøyla. Kjemikalier bidrar med 95% av EIF. Planlegger: Jetvannsinnløp på innløpssep. Gassflømming på avgassingstank. Automatisering av avskum sekvens på avgasstank. Optimalisere injeksjonstrykk for Bøyla for å oppnå maks volumkap Ny injeksjons-brønn 100 MNOK. Nytt rensetrinn: 100 MNOK (men vil ikke virke på EIF) Balder Olje/gass Injeksjon av 19,4 produsert vann, om lag 66 %. Forventer å nå 90 % injeksjon i 2006 (for trykkstøtte) 16,3 I 2008 ble 75% 31 injisert. 44 22,4 Tre nye felt ble knyttet til i 2015, Balder er FPU og har ytterligere to i 2016, men i hale, plass og vektprod. til 2025. Reinjeksjon >50% begrensning på årsbasis (våre tall: 25%) Resten renses med hydrosyklon og avgass. Brage Olje 17,4 Nytt EPCON 56 anlegg installert i 2006. Ny injeksjonspum pe installert 2008. 68 % reinjisert 78,1 14,7 60% av pw utslipp til sjø etter 1trinn sep., hydrosyklon og avgasstank. 40% via Epcon CFU til reinjeksjon Brage forventet 90 % 45 reduksjon i utslipp av produsert vann, med ingen reduksjon av olje i vann (27 mg/l). EPCON implementert. Var inne i haleproduksjon Rapport fra vurdering av kapasitetsutvidelse på vannrenseanlegget klar i november/desember 2016. Felt 2003 Status i 2003 Oljeutslipp (tonn) 2008 Olje i vann mg/l Status 2008((fra 2010rapporten) EIF ti 2015 (informasjon fra operatørenes årsrapport) Oljeutslipp Oljekonsentra Status 2015 og tiltak som vil bli Tiltak vurdert, men (tonn) sjon (mg/l) gjennomført ikke valgt Draugen Olje/gass Målsetting var 65 % 118 reinjeksjon. C-Tour eller EPCON vurdert. Mål var å redusere oljekonsentrasjonen fra 27 mg/l til 2 mg/l 17,4 Pwri=0, men 33 full reinjeksjon er besluttet. Skal være ferdig januar 2012. Oljekons. 17,4 mg/l i 2008 94 14,5 Reinjeksjon i regulær drift fra 2015. Oppnådde 33% reinjeksjon. Antatt ca 85% reinjeksjon framover Ekofisk Olje/gass Tester reinjeksjon, 136 besluttes i 2003. Studerer mulighet for C-Tour 14,5 C-Tour 170 installert i januar 2008. Forventet oljekonsentrasj on 2 mg/l. 116 9,5 På Ekofisk 2/4M drives Operatøren vurderer midlertidig renseanlegg, ikke C eksisterende rensing som Tour. Dette gjelder 30-40% av pw BAT. på Ekofisk.Pw økende fram mot 2025 Lav EIF. Lav EIF 11,1 Spesielle tiltak ikke kostnadseffekti ve. Ingen injeksjon 7,4 Ingen injeksjon Eldfisk Olje/gass PECT-F testet. Vurderer injeksjon Embla Olje/gass Gjøa 18,2 16,8 Produserer til Ekofisk 3,9 4,47 8,9 Felt Glitne Olje 2003 Status i 2003 Oljeutslipp (tonn) Var ikke satt i drift i 2,7 2003, men planla injeksjon av produsert vann 2008 Olje i vann mg/l 3,4 Status 2008((fra 2010rapporten) EIF ti 2015 (informasjon fra operatørenes årsrapport) Oljeutslipp Oljekonsentra Status 2015 og tiltak som vil bli Tiltak vurdert, men (tonn) sjon (mg/l) gjennomført ikke valgt Stoppet injeksjon i 2009 pga høyt mottrykk i reservoar Avviklet 71 % injeksjon i 2008 Grane olje Produksjonstart 2003 8,5 33,4 Reinjeksjon på 5 90,7 % i 2008 16,2 13,8 EIF øker til 25-40 i 2016.Vil installere OiV måler (v/revisjonsstans 2018 eller før) Vurderer CFU renseenhet nedstrøms hydrosykloner Gudrun - - - 0,17 5 To rensetrinn basert på hydrosykloner og flotasjonsteknologi Utslipp til sjø pga ikke tilgjengelig reservoar å deponere pw i. Systemet er forberedt for injeksjon i Utsira, dersom reservoaret blir tilgjengelig i fremtiden. Gullfaks A Teste C-Tour på GFC, og implementering på A og C i 2005 avhengig av resultat. Ingen pwri. 57 Oppgraderer rensefasiliteten e på A, B og C. 19,8 5,1 Hydrosyklonene på A og C er tatt ut av drift fordi de ikke bidro til reduksjon, men krevde mye vedlikehold.På GFA arbeides det med å få injisert kondensert vann med brukt H2S fjerner i reservoaret. Hvis det lykkes vil EIF bli betraktelig redusert. Har vurdert det som ikke kost/nytte å modifisere eksisterende anlegg på GFA og GFB - Felt 2003 Status i 2003 Oljeutslipp (tonn) 2008 Olje i vann mg/l Status 2008((fra 2010rapporten) EIF ti 2015 (informasjon fra operatørenes årsrapport) Oljeutslipp Oljekonsentra Status 2015 og tiltak som vil bli Tiltak vurdert, men (tonn) sjon (mg/l) gjennomført ikke valgt Gullfaks B Tester Epcon på GFB Ingen pwri. 74 Oppgraderer rensefasilitene 73,5 6,5 Gullfaks C Teste C-Tour på GFC, og implementering på A og C i 2005 avhengig av resultat. Epcon CFU installert på GFC i 2007, fungerer ikke som planlagt. Operatøren evaluerer forskjellige tiltak 74,1 8,7 Hydrosyklonene på A og C er tatt ut av drift fordi de ikke bidro til reduksjon, men krevde mye vedlikeholdTiltak på GFC: korrosjons-inhibitor påvirker rensegrad.Vurderer å ta inn hydrosyklon igjen på GFC. Gullfaks olje/gass Teste C-Tour på 214 GFC, og implementering på A og C i 2005 avhengig av resultat. 7,8 Ingen pwri. Oppgraderer rensefasiliteten e på A, B og C. 167,4 7,1 På GFA arbeides det med å få injisert kondensert vann med brukt H2S fjerner i reservoaret. Hvis det lykkes vil EIF bli betraktelig redusert. Gyda olje/gass Vurderer reinjeksjon 9,5 6,6 Vurderer 3 reinjeksjon. Produsert vann renses med hydrosykloner 6,1 8,7 Planlagt avsluttet drift i 2018 191 Har vurdert det som ikke kost/nytte å modifisere eksisterende anlegg på GFA og GFB Konkludert med at injeksjon er for kostnadskrevende i haleprod. Felt 2003 Status i 2003 Oljeutslipp (tonn) Heidrun olje/gass Reinjeksjon av 10,4 produsert vann i 2003. Leter etter rensesystem som kan brukes når reinjeksjonen er nede Heimdal gass/kondensat 100 % reinjisering 2008 Olje i vann mg/l 65,8 Huldra Gass/ olje Jotun Olje/gass Knarr 31,2 12,9 Status 2008((fra 2010rapporten) EIF ti 2015 (informasjon fra operatørenes årsrapport) Oljeutslipp Oljekonsentra Status 2015 og tiltak som vil bli Tiltak vurdert, men (tonn) sjon (mg/l) gjennomført ikke valgt 96 % injeksjon 6 i 2008. Epcon CFU installert i 2008 3,8 27,4 100 % reinjisering 0 0 0 Produserer mot 0 Veslefrikk 0 0 Huldra avsluttet (utgangen 2014) 60,6 % reinjeksjon i 2008 39,1 27 Vann-produksjonen går ned. Invest knyttet til event. mod. eller utskifting av vannbeh.anlegg på Jotun A i dette. 35 28,2 96,7% reinjeksjon! Har hatt hyppige > 30 mg/l. EIF avhenger av reinjeksjons-graden Operatøren mener derfor det er lite aktuelt å modifisere eller skifte vannbeh.anlegg på Jotun A Felt 2003 Status i 2003 Kristin Renser produsert Gass/kondensat vann med Cetcofilter, vurderer reinjeksjon Oljeutslipp (tonn) 2008 Olje i vann mg/l 25,6 38,4 Kvitebjørn 100 % injeksjon, Gass/kondensat Njord Olje Har ifølge operator i 0,8 praksis nullutslipp. Har lite produsert vann med lavt oljeinnhold 9,3 Status 2008((fra 2010rapporten) EIF ti 2015 (informasjon fra operatørenes årsrapport) Oljeutslipp Oljekonsentra Status 2015 og tiltak som vil bli Tiltak vurdert, men (tonn) sjon (mg/l) gjennomført ikke valgt 1. og 3. trinns 9 separator, cetco filter. Tyrihans innfasing fører til installasjon av hydrosykloner og FullEpcon skala 0 PWRI 25,5 15,1 Ingen ny vurdering 0 0 ok Ingen spesielle 0 tiltak, har lite volum av produsert vann 5,8 14,7 Avsluttes? Felt 2003 Status i 2003 Oljeutslipp (tonn) Norne Olje/gass Vil tilstrebe delvis 49,7 injeksjon.Vurderer installasjon av CTour Tilsats av nitrat for å redusere forsuring og bruk av H2S-fjerner 2008 Olje i vann mg/l 7,5 Status 2008((fra 2010rapporten) EIF ti Epcon installer 105 og fungerer Oppgradering planlagt sommeren 2009. Kun < 5 % vann injeksjon 2015 (informasjon fra operatørenes årsrapport) Oljeutslipp Oljekonsentra Status 2015 og tiltak som vil bli Tiltak vurdert, men (tonn) sjon (mg/l) gjennomført ikke valgt 118 13 Kompleks produksjon med alle oljetyper fra lette kondensater til tunge oljer. Utfordringer med separasjon etter mottak fra Skuld/Dompap-oljen fra april 2014.) H2S fjerner bidro til mindre økning enn antatt fordi den følger oljefasen. Forsuringsproblematikk pga kort avstand mellom EIF øker pga at utslipp av pw har injektor, oljeprod og økt med 44%. Dispergert og PWRI sammen med oljeløste bidro med 61% EIF vil naturlig høyt innhold av øke mer pga økt oljekons. og H2S- organiske syrer i fjerner. Modifiserer avgassstank formasjonsvannet på for å håndtere økte vannrater. Oiw Norne, har gjort PWRI måling robustgjøres. Bytte til mer uaktuell som dreneringseffektiv H2S fjerner. Planlegger løsning for Norne. (2016) å skifte gass-eksportriser til riser med høyre H2S toleranse. Vil bidra til lavere kjemikalieforbruk og lavere EIF for 2016-utslippet. Mener de har BAT (HS, avgasstank og Epcon CFU) Felt Oseberg Feltsenter Olje/gass 2003 Status i 2003 Oljeutslipp (tonn) Injeksjon i Utsira (85 21,9 % regularitet), øke regulariteten ytterligere 2008 Olje i vann mg/l 21,4 Status 2008((fra 2010rapporten) EIF ti Flotasjonspakk 7 er og Epcon. 60 % injeksjon i 2008 (99 % pwri på Oseberg Feltsenter) 2015 (informasjon fra operatørenes årsrapport) Oljeutslipp Oljekonsentra Status 2015 og tiltak som vil bli Tiltak vurdert, men (tonn) sjon (mg/l) gjennomført ikke valgt 1,46 41 Forventer EIF =0-1 i 2015 pga høy reinjeksjonsgrad (99%). Vil opprettholde høy regularitet ved å reservedeler etc. Jobbe videre med ytelse til vannbeh.anlegg. Teste produksjonskjemikalier for å redusere negative effekten av noen kjemikalier på oiv. Har online OiV-målere. Tiltak for å fjerne/hindre avleiringer. Hyppigere jetting av separatorer. Anskaffer nye flow- og nivåmålere (pågår). Monterer system som letter justering av flotasjonscellene Har unntak fra aktivitetsforskriften § 60 for oljekonsentrasjonsgrense. Etablert beste praksis for rensing av produsert vann. Oseberg C olje/gass 1 11,2 13,4 Vil kunne oppnå et oljeinnhold på 25-30 mg/l med installasjon av hydrosykloner mm. Totalkost for en ombygging vil være 300400 MNOK. Alternativt å sikre pwri med ekstra injeksjonspumpe, event bore ny brønn str.orden 400 MNOK + 200-300 MNOK hvis ny brønn. Felt Oseberg Sør Olje/gass 2003 Status i 2003 Forbedre injeksjonsanlegget ytterligere Oljeutslipp (tonn) 2008 Olje i vann mg/l 1 35,7 Status 2008((fra 2010rapporten) EIF ti 97 % injeksjon i 2008 2015 (informasjon fra operatørenes årsrapport) Oljeutslipp Oljekonsentra Status 2015 og tiltak som vil bli Tiltak vurdert, men (tonn) sjon (mg/l) gjennomført ikke valgt 3,4 68 Robustgjørings-prosjekt for å opprette høy reg.på pwri. Jobber med å forbedre ytelse til vannbeh.anlegg Har vurdert Online OiW måler, men ikke ønsket fordi pwri er hovedtiltaket. Et tredje rensetrinn (CPU) vil Vil vurdere (videre) bedre redusere oiw betydelig, slugkontroll, finjustere kjemikalie men høy kostnad i injeksjon, oppgradere forhold til miljeffekt/tonn skimmeplate og optimalisere olje til sjø skimmerutiner. Har unntak fra aktivitetsforskriften § 60 for oljekonsentrasjonsgrense. Oseberg C Gass/olje Injeksjon på Oseberg F Oseberg Øst Olje/gass Forbedre injeksjonsanlegg ytterligere Ringhorne Olje/gass Hydrosykloner og avgassingstank . Utslippsverdier rapportert på Oseberg feltsenter 0 PWRI 100 %. 0 0 0 PWRI 100 %. 0 PW sendes til Balder eller Jotun når injeksjon er nede 0 Ikke aktuell - - Felt 2003 Status i 2003 Sigyn Gass/kondensat Skirne/Byggve Gass Skarv - Oljeutslipp (tonn) 2008 Olje i vann mg/l - - Status 2008((fra 2010rapporten) EIF ti 2015 (informasjon fra operatørenes årsrapport) Oljeutslipp Oljekonsentra Status 2015 og tiltak som vil bli Tiltak vurdert, men (tonn) sjon (mg/l) gjennomført ikke valgt Produserer mot 0 Sleipner 0 Ikke aktuell - Produserer mot 0 Heimdal I prod fra 2012 29,2 0 Ikke aktuell - 10,3 Har HS og CFU – og) filtrering ( absorbsjonsfilter PS85 (leire) om nødvendig . (2013 var første år med prod.vann) 1 Bytte av biocid Felt Sleipner Vest Gass/kondensat 2003 Status i 2003 Oljeutslipp (tonn) 2008 Olje i vann mg/l 0.9 7,3 Status 2008((fra 2010rapporten) EIF ti PWRI fra juni 0 2009 2015 (informasjon fra operatørenes årsrapport) Oljeutslipp Oljekonsentra Status 2015 og tiltak som vil bli Tiltak vurdert, men (tonn) sjon (mg/l) gjennomført ikke valgt 0,4 101 Modifisere sentrifuger til å motta Permanent produsertvann i perioder der adsorbsjonsfilter injeksjonen er ute av drift (skal gjøre mer kost-nytte på dette) -vurdere "midlertidig" adsorbsjonsfilter -modifisere avgassingstankens weir plate med en V-notch og endre til kontinuerlig skimming -installasjon av hydrosykloner -teste ut flokkulant for forbedring av produsert vann Har unntak fra aktivitetsforskriften § 60 for oljekonsentrasjonsgrense. Felt 2003 Status i 2003 Sleipner Øst (A) Gass/kondensat Snorre A og Vigdis/gass Snorre B Olje/gass Oljeutslipp (tonn) 2008 Olje i vann mg/l 4 11,3 Status 2008((fra 2010rapporten) EIF ti PWRI fra juni 0 2009 Rensing med Epcon 143 og evt. C-Tour, og eventuell reinjeksjon 17 Ingen pwri. 90 % reinjeksjon 5 C-Tour installert på Snorre A i 2006, oppstart 14 Reinjeksjon stoppet i 2006 grunnet forsuring 10,7 90 2015 (informasjon fra operatørenes årsrapport) Oljeutslipp Oljekonsentra Status 2015 og tiltak som vil bli Tiltak vurdert, men (tonn) sjon (mg/l) gjennomført ikke valgt 0,25 144,9 84 8,1 9,2 Satser på preventive tiltak for å Installere opprettholde injeksjonsregularitet. adsorbsjonsfilter på vann Ble bedre pw rensing etter at til sjø Gudrun fikk egen pw behandling. Automatisere kontroll av Vannraten går ned. hydrosykloner tilknyttet 3trinn separator Modifisere reject utløp fra testseparator hydrosykloner er Vurdere automatisk planlagt i 2016 tilbakespyling av Har unntak fra aktivitetsforskriften § 60 for oljekonsentrasjonsgrense. EIF-bidrag på 40% fra BTX, 4% fra olje. Modifisere til moderne hydrosykloner Vurderer det som ikke kost-nytte å modifisere. Substitusjon vil bidra Anser å ha BAT, fortsetter arbeid mest. med kjemikaliesubstitusjon 90% av EIF utgjøres av naturlige Ikke teknologi som vil gi komp Anser seg som BAT. Vil vesentlig forbedring i opprette god rensegrad OiV eller EIF Felt 2003 Status i 2003 Oljeutslipp (tonn) 2008 Olje i vann mg/l Status 2008((fra 2010rapporten) EIF ti 2015 (informasjon fra operatørenes årsrapport) Oljeutslipp Oljekonsentra Status 2015 og tiltak som vil bli Tiltak vurdert, men (tonn) sjon (mg/l) gjennomført ikke valgt Statfjord A Olje/gass Implementere C349 Tour på Statfjord A, B og C innen 2005. Forbedret drift og vedlikehold av hydrosykloner 7,6 C-Tour installert på alle i 2005/2006, satellittene i 2008. Injeksjon er ikke et alternativ 100 54,8 10,5 Ctour stanset i 2010 pga ikke Lavskjærs-chokeventiler optimal drift og mangel på kondensat-av HC nå i Installering av CFU senfasebetingelser. Optimalisering av kjemikalie-dosering Statfjord B Olje/gass 3,9 10 Ingen reinjeksjon 758 143,6 3,7 CTour stanset (scale og separasjons-problemer) Lavskjærs-chokeventiler Installering av CFU Satser på optimalisering av kjemikalie-dosering (særlig korrosjonshemmer) Statfjord C Olje/gass Øke injeksjon Tor Gass Ingen tiltak 0,09 3,9 Reinjeksjon 710 stoppet i 2005 grunnet mulig forsuring 149,1 10,5 CTour stanset (som for B). Satser (Lavskjærspå optimalisering av kjemikalie- chokeventiler) dosering Installering av CFU. Mulig lavskjærs-chokeventiler Vannprofil øker i 2016, men avtar deretter Ingen tiltak, lave mengder produsert vann. Ingen pwri 1 6 Stengt i 2015 Oljeutslipp (tonn) 2008 Olje i vann mg/l Tordis Gass/olje 227 10,7 Prosesserer på Gullfaks. Ingen pwri Troll A Olje/gass Troll B 5,1 14 Ingen 0 spesifikke tiltak, lave Epcon 60 installert på Troll B i 2006 Felt 2003 Status i 2003 Implementere MPPE eller C-Tour/Minox på B og C dersom tester viser det er teknisk mulig. Status 2008((fra 2010rapporten) EIF ti 2015 (informasjon fra operatørenes årsrapport) Oljeutslipp Oljekonsentra Status 2015 og tiltak som vil bli Tiltak vurdert, men (tonn) sjon (mg/l) gjennomført ikke valgt Til Gullfaks C 300,9 6,2 13,7 Troll B: Har hydrosykloner, avgasstank og Epcon. Mest attraktivt for Troll B å stabilisere rejectstrøm fra avgassingstank Felt Troll C Troll B og C Olje/gass 2003 Status i 2003 Oljeutslipp (tonn) 2008 Olje i vann mg/l Epcon CFU og havbunns-separator installert på Troll C. Implementere MPPE eller C-Tour/Minox på B og C dersom tester viser det er teknisk mulig. Injeksjon fra Troll C på Fram vurderes Status 2008((fra 2010rapporten) EIF ti Injeksjon på 27 Troll C i 2006, ble stoppet samme år, arbeider fremdeles med tekniske utfordringer. Injeksjon fra Troll C på Fram fra 2008, redusert rate inntil videre pga reservoarteknis ke krav 2,8 6,7 2015 (informasjon fra operatørenes årsrapport) Oljeutslipp Oljekonsentra Status 2015 og tiltak som vil bli Tiltak vurdert, men (tonn) sjon (mg/l) gjennomført ikke valgt 19,8 Troll C: HC og avgasstank. Noen vannstrømmer går til skittensiden på avgass og videre til et Epcon rensetrinn. Etter rensing samles strømmene til felles utslipp. Noe renset vann fra Epcon går til PWRI på Fram. Har lagt om injeksjonsstrøm, slik at vannstrømmen med høyere andel olje injiseres (i Framreservoaret). For Troll C: undersøke coalescerende pumper på innløpet av EPCON (usikkert). Troll C: vurdere result fra lavskjær-chocker før event implem. Felt Ula Olje 2003 Status i 2003 Injeksjon implementert Valhall Olje/gass Starte injeksjon i 2003 Varg Veslefrikk Teste Pect-F i 2003, installeres i 2004 om suksessfullt Vigdis Olje/gass Produserer mot Snorre TLP Oljeutslipp (tonn) 2008 Olje i vann mg/l 8,9 6,4 95 19,3 Status 2008((fra 2010rapporten) EIF ti 2015 (informasjon fra operatørenes årsrapport) Oljeutslipp Oljekonsentra Status 2015 og tiltak som vil bli Tiltak vurdert, men (tonn) sjon (mg/l) gjennomført ikke valgt Oppgradering 52 av injeksjon i 2007. 53 % injeksjon i 2008, 90 % forventet i 2010 69,8 Startet 326 injeksjon i 2006. 15 % Hydrosykloner 4 . Injeksjon ikke mulig løsning ifølge Talisman Modifisering 29 av separatorer og hydrosykloner. Epcon CFU innstallert i 2008 8,4 25,3 Pwri = 0 i 2015 pga problemer med avgassing, vibrasjon og kavitasjon. Olje Corrtreat Gul bidrar mest til EIF. Tester nytt korrosjonshemmer i 2016. Ulike rensetrinn (CFU, HC, Ctour) Driftsoptimalisering av strupeventil for Blane. Vurderer modifikasjon av pw systemet for å kunne reinjisere. Dette avhenger p.t om Butch prosjektet skal gjennomføres på Ula. 13,3 Biocid bidrar med 99% av EIF. Pw-systemet består fra 2012 og 14,6 12,1 102,9 23,8 Rapport utsatt (skiftet emulsjonsbryter i 2012, gav lavere oljeinnhold, ca 10 mg/l). Men så: injisert såpe for økt oljeutvinning i 2012, medførte økt oljekons.Problemet ikke løst. Har i 2015 installert jettevannspyling på den andre syklonpakken som tiltak mot olje. Felt Visund Gass/gass 2003 Status i 2003 Oljeutslipp (tonn) Injeksjon, skal 0,7 forbedres for å kunne operere med mindre vannmengder 2008 Olje i vann mg/l 22,7 2015 (informasjon fra operatørenes årsrapport) Oljeutslipp Oljekonsentra Status 2015 og tiltak som vil bli Tiltak vurdert, men (tonn) sjon (mg/l) gjennomført ikke valgt Status 2008((fra 2010rapporten) EIF ti 91,8 % injeksjon i 2008 0 i 2013 3,6 6,7 Har stengt ned injeksjon (midlertidig) påga problemer med formasjonsstyrke. Uklart om injeksjon pw er oppe igjen (men injiserer slop/drensvann i brønn A33 fra mai 2015) Har hydrosykl og avgasstank Volve Olje /gass 0,6 Åsgard Vurderer installasjon 6 Gass/olje/konde av EPCON-CFU nsat 1,5 9,4 Driftstart 2008, forventet injeksjon på 95 % Implementerin g av C-Tour og Epcon er forkastet. Ingen pwri 3,4 8,8 8,1 7,9 Produksjon avsluttet i sep. 2016 Vedlegg 2 Status for utslipp av radioaktive stoff per felt Felt Troll Brage Snorre Gullfaks Draugen Statfjord Ula Jotun Alvheim Norne Kristin Ekofisk Balder Totalt Prosentandel av totale utslipp på norsk sokkel (2013-2015) 39 9 8 7 4 4 3 3 3 3 3 2 2 90 Injeksjon (2013-2015) 50% Nei Nei 20% Nei 4% 56% 75% 1% Nei Nei 67% Miljødirektoratet Telefon: 03400/73 58 05 00 | Faks: 73 58 05 01 E-post: [email protected] Nett: www.miljødirektoratet.no Post: Postboks 5672 Sluppen, 7485 Trondheim Besøksadresse Trondheim: Brattørkaia 15, 7010 Trondheim Besøksadresse Oslo: Grensesvingen 7, 0661 Oslo Miljødirektoratet jobber for et rent og rikt miljø. Våre hovedoppgaver er å redusere klimagassutslipp, forvalte norsk natur og hindre forurensning. Vi er et statlig forvaltningsorgan underlagt Klima- og miljødepartementet og har mer enn 700 ansatte ved våre to kontorer i Trondheim og Oslo, og ved Statens naturoppsyn (SNO) sine mer enn 60 lokalkontor. Vi gjennomfører og gir råd om utvikling av klima- og miljøpolitikken. Vi er faglig uavhengig. Det innebærer at vi opptrer selvstendig i enkeltsaker vi avgjør, når vi formidler kunnskap eller gir råd. Samtidig er vi underlagt politisk styring. Våre viktigste funksjoner er at vi skaffer og formidler miljøinformasjon, utøver og iverksetter forvaltningsmyndighet, styrer og veileder regionalt og kommunalt nivå, gir faglige råd og deltar i internasjonalt miljøarbeid.
© Copyright 2024