Informasjon ved oppdatering av rammetillatelse

Transcription

Informasjon ved full revisjon av tillatelse til virksomhet
etter forurensingsloven for boring og produksjon på
Gullfaks
AU-DPN OW GF-00291
Tittel:
Informasjon ved full revisjon av tillatelse til virksomhet etter
forurensningsloven for boring og produksjon på Gullfaks
Dokumentnr.:
Kontrakt:
Prosjekt:
AU-DPN OW GF-00291
Gradering:
Distribusjon:
Åpen
Kan distribueres fritt
Utløpsdato:
Status
Final
Utgivelsesdato:
Rev. nr.:
Eksemplar nr.:
Forfatter(e)/Kilde(r):
Roald K. Nilsen, Eskil Norevik, Marte Høye Thorsen, Anneli Bohne-Kjersem
Omhandler (fagområde/emneord):
Produksjon, drift, boring, brønn, utslipp til sjø og luft, avfall, beredskap.
Merknader:
Trer i kraft:
Oppdatering:
Ansvarlig for utgivelse:
Myndighet til å godkjenne fravik:
Informasjon ved full revisjon av tillatelse til
Dok. nr.
virksomhet etter forurensingsloven for boring og
AU-DPN OW GF-00291
produksjon på Gullfaks
Trer i kraft
Rev. nr.
Innhold
1
Innledning ...................................................................................................................................................... 4
2
Omfang av informasjonen............................................................................................................................ 7
3
Aktiviteter som omfattes av tillatelsen ....................................................................................................... 8
4
Utslipp til sjø ................................................................................................................................................. 8
4.1
Forbruk og utslipp av kjemikalier .................................................................................................................... 8
4.2
Kjemikalier i lukket system ............................................................................................................................ 14
4.3
Miljøvurderinger kjemikalier som brukes og slippes ut ................................................................................. 15
4.4
Utslipp av oljeholdig vann (produsert vann, drenasjevann, spillvann og jettevann) ..................................... 23
4.5
Jetting og oljevedheng på sand .................................................................................................................... 26
5
Injeksjon ...................................................................................................................................................... 27
6
Utslipp til luft ............................................................................................................................................... 28
6.1
Utslippskilder fra forbrenning ........................................................................................................................ 28
6.2
Utslippsmengder ........................................................................................................................................... 35
7
Energiproduksjon/energieffektivitet ......................................................................................................... 41
7.1
Varmegjenvinning ......................................................................................................................................... 42
8
Avfall ............................................................................................................................................................ 42
9
Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning ................................................................................... 43
Vedlegg 1 Oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier GFA ............................................................................ 45
Vedlegg 2 Oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier GFB ............................................................................ 47
Vedlegg 3 Oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier GFC ............................................................................ 48
Vedlegg 4 Oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier Gullfaks Sør .............................................................. 49
Vedlegg 5: Beredskapsanalyse for Tordis .............................................................................................................. 49
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 3 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
1
Rev. nr.
Innledning
Gullfaks er et olje- og gassproduserende felt lokalisert i Tampen-området i den nordlige delen av Nordsjøen på
norsk sokkel. Utbygging ble godkjent 9.10.1981, og feltet ble satt i produksjon 22.12.1986. Rettighetshaverne er
Statoil 51 %, Petoro 30 % og OMV 19 %, og Statoil er operatør. Lisensperioden for Gullfaks går ut i 2016, men
Statoil har som mål å få forlenget levetiden for feltet og lisensperioden. Gullfaks A vil sende inn søknad om
levetidsforlengelse i løpet av 2015. Tilsvarende søknader vil bli sent for Gullfaks B og Gullfaks C i hhv. 2016 og
2018.
Gullfaksfeltet er bygget ut med tre betongplattformer; Gullfaks A (GFA), Gullfaks B (GFB) og Gullfaks C (GFC) som
alle ligger i blokk 34/10. Olje lagres og lastes på feltet og føres til land med tankskip. Prosessert gass fra Gullfaks
overføres via Statpipe rørledningen til Kårstø. Der behandles våtgassen, og tørrgassen transporteres via Ekofisk til
Emden i Tyskland. Alternativt overføres prosessert gass til UK (Tampen Link) for behandling.
Satellittfeltene på Gullfaksfeltet omfatter følgende:
- Gullfaks satellitter: felles betegnelse for feltene Gullfaks Sør, Gullveig, Rimfaks og Skinfaks. Gullfaks Sør og
Rimfaks er olje- og gassfelt som ligger henholdsvis 8 km sør og 16 km sør-vest for Gullfaks A. Gullveig er et lite
oljefelt som ligger omlag 7 km nord for Rimfaks. Feltene er bygget ut med undervanns produksjonssystemer, og
brønnstrømmene blir overført til Gullfaks A og Gullfaks C for prosessering, lagring og lasting av olje.
- Tordis: Tordisfeltet er bygget ut med frittstående undervannsbrønner knyttet til en sentral manifold. Olje og gass
fra Tordisfeltet prosesseres på Gullfaks C, og eksporteres sammen med olje og gass fra Gullfaksfeltet.
- Visund Sør: Olje og gass fra undervannsfeltet Visund Sør prosesseres på Gullfaks C og eksporteres sammen
med olje og gass fra Gullfaksfeltet.
Gimle er et mindre reservoar nordøst for Gullfaksfeltet. Feltet er bygget ut med flere horisontale brønner boret fra
Gullfaks C, der prosesseringen også foregår. Eksporteres sammen med olje og gass fra Gullfaksfeltet.
Fra Vigdis- og Visundfeltet overføres stabilisert olje til Gullfaks A for lagring og eksport.
Lastebøyene på Gullfaksfeltet ble skiftet ut i 2014. Kjemikalier ved drift av de nye lastebøyene OLS1 og OLS2 er
inkludert i kap. 4.1.
Den ene av to rørledninger fra Tordis til GFC (Tordis flowline B) har hatt store korrosjonsproblemer siden den ble
tatt i bruk i 2012, og det har vært uttesting av kjemikalier i felt over flere år for å begrense korrosjonsraten. En
langsiktig kjemikalieløsning er nå under felttesting, og kjemikaliepakken knyttet til denne løsningen søkes nå
permanent inn i rammetillatelsen. Dette er inkludert i kap. 4.3.
For BAT-vurderinger i forbindelse med utslipp til sjø henvises det til nullutslippsrapporten for Gullfaksfeltet fra 2003
(Vår referanse M-TO GF-03 00076) sendt til Statens forurensingstilsyn den 4. juni 2003 (Vår referanse M-TO GF-
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 4 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.
03 00126/GVA, SFT referanse 2002/885 448.0) da denne fortsatt er gjeldende for vurdering av BAT. For utslipp til
luft vil energioptimaliseringsplan for Gullfaksfeltet være BAT. Nye BAT-vurderinger vil bli gjennomført i 2015 i hht.
krav fra Miljødirektoratet.
I henhold til Aktivitetsforskriften § 68 skal kaks fra boreog brønnaktiviteter ikke slippes til sjø dersom innholdet av
formasjonsolje, annen olje eller basevæske i organisk borevæske er mer enn ti gram per kilo tørr masse. Ut i fra
dette kravet slippes kaks fra boring med vannbasert borevæske som har mindre enn 1% oljevedheng til sjø, mens
kaks fra boring med oljebasert borevæske går i skipper og transporteres til land med båt for avfallshåndtering eller
injiseres på feltet. I henhold til Beste Praksis kan kaks håndteres enten ved hjelp av ny TCC-teknologi hvor
oljefraksjon gjenbrukes eller fraktes til land og renset fraksjon (pulver) slippes til sjø, eller samles i skip og
transporteres til land for avfallshåndtering på land eller injiseres på feltet. Hvilken løsning som velges gjøres ut i fra
en kost-nytte- vurdering, avhengig av antall brønner og volum kaks. På Gullfaks (Satellitter) er det to mobile rigger
som til sammen, i snitt, ferdigstiller og overleverer 6 brønner til produksjon årlig. Det er hovedsakelig 12 ¼’’ og 8
½’’-seksjonene som bores med oljebasert boreslam. Til sammen utgjør volumene kaks fra boring med oljebasert
boreslam for små volum til at det vil være bærekraftig å installere TTC-anlegg på hver av de to boreriggene. De
fleste volumene oljeholdig kaks transporteres med båter i rutetrafikk (70-80 %) og ikke med spesialbestilte båter
(20-30 %). Det forventes derfor ikke noen økning i utslipp til luft knyttet transport av oljeholdig kaks. Ved vurdering
av bærekraft har vi sett på energi- og kjemikaliebruk og avfallsmengder opp mot forventet renseeffekt og utslipp til
sjø og luft.
Informasjonen i dette dokumentet inkluderer driftsfasen av følgende prosjekter:
Gullfaks Sør Økt Oljeutvinning (GSO).
GSO er et IOR prosjekt for å sikre at de petroleumsvolumer som er godkjent for utvinning i gjeldende PUD fra 1996
blir utvunnet og produsert som forutsatt. Utbyggingen av GSO medfører installasjon av to nye bunnrammer
(subsea template O og P), boring av fire nye produksjonsbrønner (hvorav tre med sidesteg) og to nye brønner for
gassinjeksjon på Gullfaks Sør. Den nye infrastrukturen kobles opp mot eksisterende infrastruktur i Gullfaks Sør,
med eksport av brønnstrømmen til GFA for prosessering og videre eksport fra feltet. I tillegg vil en av de
eksisterende bunnrammene (D-rammen) bli omrutet til Gullfaks C for prosessering og eksport.
GSO kommer etter planen i drift fra oktober 2015. Kjemikaler ved driftsfasen er inkludert i kap. 4.
Gullfaks havbunnskompresjonsprosjektet (GSC).
GSC består av en kompressorstasjon plassert i en havbunnsramme på 135 meters dybde på Gullfaks Sør og et
topsideanlegg for styring av stasjonen, plassert på Gullfaks C. Oppkopling på feltet og driftsstart vil skje i 2.halvår
2015.
Teknisk består løsningen av to våtgasskompressor hver med en nominell effekt på 5 MW. Disse koples mot
eksisterende rørledninger mellom Gullfaks Sør og Gullfaks C plattformen. Kraftforsyningen til enheten hentes fra
Gullfaksfeltets felles kraftsamkjøring. Kraftforbruket over levetiden varierer med gassmengde og hvor stor
trykkøkning kompressorene skal levere. Inkrementelle utslippsprofiler for CO2/NOx er gjort nærmere rede for i
samtykkesøknaden.
Prosjektet gir akselerert utvinning og gir også økt utvinningsgrad fra Gullfaks Sør fra 63 til 73 %. I tilfelle
kompressorfeil kan det bli nødvendig å trekke en eller begge havbunnskompressorenheter. I forkant av dette vil
kompressorene bli fylt med MEG. For utslipp av hydrokarboner til sjø i forbindelse med reparasjon og utskiftning av
moduler er mengden kondensat til sjø beregnet til inntil 0,5 liter pr intervensjon pr kompressor. Hver kompressor
3
tog vil trenge ca. 8 m med MEG til volumfortrengning. Frekvensen på kompressortrekking forventes lav, 3-5
ganger over enhetens levetid. Eventuelle utslipp i tilknytning til dette vil bli Synergi-registrert.
Kjemikaler ved driftsfasen framgår av kjemikalie-oversikten i kap. 4
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 5 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.
Gullfaks Rimfaksdalen (GRD)
Gullfaks Rimfaksdalen er lokalisert i blokk 34/10, mellom Rimfaks og Gullfaks Sør. I dette området det gjort tre
gassfunn, hvor det største, Rutil, ligger i sørøst, Opal ligger i sør-vest og Segment 15B ligger i nord. I prosjektet
«Gullfaks Rimfaksdalen» er bare utbygging av Rutil inkludert. Opal var lenge en del av GRD prosjektet, men på
grunn av begrenset eksportkapasitet de første årene, er boring av denne brønnen utsatt til etter at GRD prosjektet
er avsluttet. Utbyggingen av Segment 15B ble tidlig fjernet fra GRD prosjektet basert på en beslutning om at en
lang brønn fra GFA var en mer optimal løsning.
Rutil vil bli utviklet ved boring av to enkle brønner gjennom en standard fire slissers brønnramme på havbunnen,
kalt 34/10-Q. Boringen vil bli foretatt av en flyttbar bore-innretning. Produksjonen fra Q rammen vil bli ført gjennom
en 8 tommes (ID) rørledning som vil bli koblet opp mot den gamle 8 tommes (ID) rørledningen, P53, mellom 34/10H bunnramme og GFA.
Prosessering av brønnstrømmen vil medføre behov for oppgradering av gassbehandlingskapasiteten på Gullfaks A
fra 15 til 18 MSm3/sd. Kontrollsystem for brønnramme 34/10-Q vil bli koblet opp mot ledig kapasitet på
brønnramme 34/10-O i Gullfaks Sør området,
Produksjonen fra Rutil vil være med på å sikre en høy og stabil gassproduksjon på Gullfaks A noen år frem i tid, og
samtidig vil utbyggingsløsningen legge til rette for at andre forekomster i området kan bli utbygget på en økonomisk
måte.
Siden ressursene som skal produseres hovedsakelig er gass, ventes det minimal vannproduksjon. GRD-prosjektet
omfatter derfor ingen volumoppgradering eller andre modifikasjoner på renseanlegget for produsert vann.
Tilknytning av GRD til Gullfaks A, planlagt til 2017, vil ikke føre til økt miljørisiko (simulert ved EIF) ved utslipp av
produsertvann til sjø på Gullfaks A. Kjemikaler ved driftsfasen framgår av kjemikalieoversikten i kap. 4.
Undervannsanlegget vil få lekkasjedetektorer for hver brønn, nærmere bestemt i taket på ventiltreet. Dette er
kapasitive detektorer som vil måle ledeevnen til omkringliggende væske og på den måten bestemme forskjellen
mellom vann/gass/olje. I tillegg vil det installeres et globalt lekkasjedeteksjonssystem på manifoilen. Dette er et
akustisk system som består av sensitive hydrofoner som avdekker og lokaliserer eventuelle lekkasjer for så å
sende alarm til kontrollrommet på Gullfaks A.
Det er valgt 13 % krom i innerrørene og karbonstål i ytterrørene som utvendig beskyttes av en korrosjonsbestandig
kappe og et lag for mekanisk beskyttelse. Detter materialvalget gjør at det ikke vil være nødvendig med bruk av
korrosjonsinhibitor.
Det overordnede konseptet for GRD-utbyggingen er å benytte ledig kapasitet i eksisterende prosess- og
hjelpeutstyr på Gullfaks A plattformen. Havbunnsanlegget er en standard løsning, og det eneste direkte utslippet
herfra i driftsfasen er bruk av hydraulikkvæske.
Det viktigste miljøaspektet i GRD-prosjektet er gasskompresjon som vil medføre utslipp til luft av blant annet CO 2
og NOx. Også her vil man benytte eksisterende utstyr på plattformen, men gasskompresjonstogene må
oppgraderes for å kunne behandle et større gassvolum enn tidligere. BAT-vurderingene som er gjort i forbindelse
med gasskompressjon er derfor ikke en sammenligning av nye konsepter, men omhandler mulige tiltak for å
optimalisere energieffektiviteten etter modifisering. Det ble i en tidlig fase av prosjektet gjort prosessimuleringer for
å bekrefte at en ombygging til ønsket kapasitet var mulig innenfor de begrensningene som ligger i anlegget, og en
løsning ble skissert. Senere er ulike forbedringer evaluert, og man har besluttet og bruke en type impellere (hig
efficiency 3D impellers) i kombinasjon med power densitet. Sammenlignet med standardløsningen som først ble
lagt til grunn er det anslått at dette gir en effektiviseringsgevinst på 3,7 %.
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 6 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.
I henhold til Aktivitetsforskriften § 68 skal kaks fra boreog brønnaktiviteter ikke slippes til sjø dersom innholdet av
formasjonsolje, annen olje eller basevæske i organisk borevæske er mer enn ti gram per kilo tørr masse. Ut i fra
dette kravet slippes kaks fra boring med vannbasert borevæske som har mindre enn 1% oljevedheng til sjø, mens
kaks fra boring med oljebasert borevæske går i skipper og transporteres til land med båt for avfallshåndtering. I
henhold til Beste Praksis kan kaks håndteres enten ved hjelp av ny TCC-teknologi hvor oljefraksjon gjenbrukes
eller fraktes til land og renset fraksjon (pulver) slippes til sjø, eller samles i skip og transporteres til land for
avfallshåndtering på land. Hvilken løsning som velges gjøres ut i fra en kost-nytte- vurdering, avhengig av antall
brønner og volum kaks. På Gullfaks (Satellitter) er det to mobile rigger som til sammen, i snitt, ferdigstiller og
overleverer 6 brønner til produksjon årlig. Det er hovedsakelig 12 ¼’’ og 8 ½’’-seksjonene som bores med
oljebasert boreslam. Til sammen utgjør volumene kaks fra boring med oljebasert boreslam for små volum til at det
vil være bærekraftig å installere TTC-anlegg på hver av de to boreriggene fremfor å transportere disse volumene
med båt til land. De fleste volumene oljeholdig kaks transporteres med båter i rutetrafikk (70-80 %) og ikke med
spesialbestilte båter (20-30 %). Det forventes derfor ikke noen økning i utslipp til luft knyttet til ilandføring av
oljeholdig kaks. Ved vurdering av bærekraft har vi sett på energi- og kjemikaliebruk og avfallsmengder opp mot
forventet renseeffekt og utslipp til sjø og luft.
2
Omfang av informasjonen
Informasjonen omfatter følgende aktiviteter:
- Produksjon fra Gullfaksfeltet og tilkoblete satellittfelt.
- Normal drift, rengjøring og vedlikehold, inkludert vedlikeholdsstanser, modifikasjoner og operasjoner ved
midlertidige driftsproblemer.
- Behandling av brønnstrøm fra Gullfaksfeltet og tilkoblede satellittfelt. .
- Forbruk og utslipp av produksjons- og rørledningskjemikalier i svart kategori
- Forbruk og utslipp av produksjons- og rørledningskjemikalier i rød kategori.
- Utslipp av produksjons- og rørledningskjemikalier i gul kategori.
- Sporstoff undersøkelser.
- Kjemikalier i lukket system.
- Miljøvurderinger av svarte, røde og gule produksjons- og rørledningskjemikalier som brukes og slippes ut
- Miljødirektoratet har unntatt boreog brønnkjemikaler fra kravet om innsending av informasjon da
tilfredsstillende dokumentasjon for dette ble sendt inn i desember 2013. Det bes derfor om at
rammetillatelsen slik den er gitt per i dag videreføres med hensyn på boreog brønnkjemikalier, samt
aktivitetsnivå som ble gitt i omtalt søknad, vår referanse AU-DPN OW GF-00173.
o Boring og komplettering av 2 brønner årlig per faste installasjon på hovedfeltet. I tillegg boring av
sidesteg, re-komplettering, plug and abandon (P&A), vedlikehold og brønnintervensjoner.
o Boring, komplettering, P&A, drift, vedlikehold og brønnintervensjoner på inntil 37 brønner på
Gullfaks Satellitter.
o Intervensjoner med intervensjonsfartøy.
- Utslipp av oljeholdig vann (produsert vann, drenasjevann, spillvann og jettevann).
- Jetting av olje og sand
- Injeksjon
- Utslipp til luft
o Energiproduksjon fra turbiner og motorer
o fakling og brenning over brennerbom med tilhørende utslipp til luft
o Diffuse utslipp
- Avfall
- Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensing
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 7 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
3
Rev. nr.
Aktiviteter som omfattes av tillatelsen
Følgende aktiviteter ønskes omfattet av tillatelsen for Gullfaksfeltet:
 Produksjon fra Gullfaks hovedfelt (Gullfaks A, B og C) samt tilkoblete satellitter (Gimle, Tordis, Vigdis,
Visund Sør og Gullfaks satelitter (Gullfaks Sør, Rimfaks/Rimfaksdalen, Gullveig og Skinfaks)).
 Boring og komplettering av 2 brønner årlig per faste installasjon på hovedfeltet. I tillegg vil det periodevis
kunne utføres ytterligere boring av dypere sidesteg, re-komplettering, plug and abandon (P&A)
operasjoner, samt vedlikehold og brønnintervensjoner.
 Boring, komplettering, P&A, drift, vedlikehold og brønnintervensjoner på inntil 37 brønner på
Gullfaks Sør, Rimfaks, Skinfaks og Gullveig (Gullfaks satellitter).
 Intervensjoner og vedlikehold med fartøy på alle eksisterende brønner etter behov.
 Injeksjon av kjemikalie- og oljeholdig vann, kaks og faste partikler, samt boreslam (vann- og oljebasert)
fra Gullfaks og tilkoblete satellitter, opprenskning av brønner fra Gullfaksfeltet og tilkoblete satellitter,
sand og avleiringer ved rengjøring av oljetog og produsertvannsystemer fra Gullfaks, samt vann og
gassinjeksjon.
 Lasting og lagring av olje inklusiv prosessert olje fra Vigdis og Visund.
 Energiproduksjon på hovedfeltet på totalt 742,1 MW nominell innfyrt effekt.
 Energiproduksjon på flyttbare innretninger
 Fakling hovedfelt
 Fakling/brenning over brennerbom på mobile rigger av inntil tre brønner i året.
 Normal drift, rengjøring og vedlikehold, inkludert vedlikeholdsstanser/revisjonsstanser, modifikasjoner
og operasjoner ved midlertidige driftsproblemer.
For å påse at punkter som er dekket i dagens tillatelse tas med videre i oppdatert tillatelse, gjengis de ovenfor også selv
om de ikke inneholder endringer.
4
Utslipp til sjø
4.1
Forbruk og utslipp av kjemikalier
I henhold til gjeldende regelverk gis det informasjon om forbruk og utslipp av svarte, røde, gule og grønne
produksjonskjemikalier og rørledningskjemikalier. Det vises til vedleggene for underlag til mengdene angitt.
Kjemikalier i lukket system med forbruk over 3000 kg er skilt ut separat. Kjemikaliemengder baserer seg på
historisk forbruk siste 3 år, samt inneværende år, og for produksjonskjemikalier også på prognoser for produksjon
(olje, gass, produsert vann) de neste 5 årene.
Miljødirektoratet har unntatt boreog brønnkjemikaler fra kravet om innsending av informasjon da tilfredsstillende
dokumentasjon for dette ble sendt inn i desember 2013. Det bes derfor om at rammetillatelsen slik den er gitt per i
dag videreføres med hensyn på boreog brønnkjemikalier.
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 8 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.
Ved oppstart av produksjonsbrønner vil brønnstrøm gå via separator/testseparator og videre gjennom
vannbehandlingsanlegget. Vannløselige brønnkjemikaler slippes til sjø med produsertvannet. Alternativt kan
brønnstrømmen rutes direkte til lagercellene etter separatortogene. Her vil vannløselige brønnkjemikalier slippes til
sjø via drenasjevannet (ballastvannet).
Miljøvurderinger av gule, røde og svarte produksjonskjemikalier som går til utslipp er gitt i kapittel 4.3.
Tabell 4.1 viser total mengde kjemikalier det søkes om for hver fargekategori. Tallene er avrundet i forhold til
tabeller i vedleggene, og for hvert kjemikalie er det tatt utgangspunkt i det året med størst forbruk.
Fordeling av de gule produktene mellom de ulike Y-produktene er vist i kap. 4.1.3.
Det tas forbehold om at kjemikaliebehovet kan endres over tid, noe som kan medføre endringer i antall kjemikalier,
mengder og handelsnavn.
Tabell 4.1: Omsøkte mengder kjemikalier med stoff i de ulike fargekategoriene for årlig forbruk og utslipp
fordelt på bruksområde på Gullfaks inkludert tilkoblete satellittfelt. Første tabell viser total mengde for
Gullfaks hovedfelt, resten er splitt mellom GFA, GFB og GFC, og Gullfaks Sør.
Gullfaks hovedfelt
Produksjonskjemikalier* /**
Forbruk
grønt
stoff
(tonn)
Utslipp
grønt
stoff
(tonn)
Forbruk
gult
stoff
(tonn)
Utslipp
gult
stoff
(tonn)
Forbruk
rødt
stoff
(tonn)
Utslipp
rødt
stoff
(tonn)
Forbruk
Svart
stoff
(tonn)
Utslipp
svart
stoff
(tonn)
1163
935
816
649
22,995
0,007
23,358
0,084
Injeksjonsvannkjemikalier
4379,6
713,4
0,46
0,03
1,25
0,083
0
0
Gassbehandlingskjemikalier**
12997
11551
3670
3568
0
0
0
0
Hjelpekjemikalier
86,2
80,4
27,9
27,4
2,6
0
0
0
Rørledningskjemikaler
0,14
0,14
0,003
0,003
0
0
0
0
*Forbruk og utslippsmengder av produksjonskjemikalier er eksklusive sporstoff og kjemikalier i lukket system. **Forbruk og utslipp av gult og
grønt stoff er rundet opp til nærmeste tonn
Gullfaks A
Hjelpekjemikalier
Forbruk
grønt
stoff
(tonn)
Utslipp
grønt
stoff
(tonn)
Forbruk
gult
stoff
(tonn)
Utslipp
gult
stoff
(tonn)
Forbruk
rødt
stoff
(tonn)
Utslipp
rødt
stoff
(tonn)
Forbruk
Svart
stoff
(tonn)
Utslipp
svart
stoff
(tonn)
414
342
256
202
5,576
0,0012
4,318
0,002
1691,2
520,8
0,15
0,03
0,42
0,083
0
0
6750
5304
1658
1597
0
0
0
0
18,2
18,2
11,7
11,6
0
0
0
0
0,0261
0,0261
0,0014
0,0014
0
0
0
0
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 9 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Gullfaks B
Forbruk
grønt
stoff
(tonn)
Produksjonskjemikalier*
Utslipp
grønt
stoff
(tonn)
Rev. nr.
Forbruk
gult
stoff
(tonn)
Utslipp
gult
stoff
(tonn)
Forbruk
rødt
stoff
(tonn)
Utslipp
rødt
stoff
(tonn)
Forbruk
Svart
stoff
(tonn)
Utslipp
svart
stoff
(tonn)
158
128
139
110
0
0
0
0
830,2
0,08
0,08
0,000004
0,208
0,00001
0
0
497
497
487
487
0
0
0
0
Hjelpekjemikalier
25,5
25,5
4,4
4,2
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Gullfaks C
Forbruk
grønt
stoff
(tonn)
Utslipp
grønt
stoff
(tonn)
Forbruk
gult
stoff
(tonn)
Forbruk
rødt
stoff
(tonn)
Utslipp
rødt
stoff
(tonn)
Forbruk
Svart
stoff
(tonn)
Utslipp
svart
stoff
(tonn)
591
465
337
17,42
0,01
19,04
0,082
1803,2
192,5
0,23
0,000004
0,625
0,00001
0
0
5750
5750
1525
1484
0
0
0
0
Hjelpekjemikalier
42,4
36,7
11,9
11,6
2,6
0
0
0
0,109
0,109
0,0013
0,0013
0
0
0
0
421
Utslipp
gult
stoff
(tonn)
Gullfaks Sør
Hjelpekjemikalier*
Forbruk
grønt
stoff
(tonn)
Utslipp
grønt
stoff
(tonn)
Forbruk
gult
stoff
(tonn)
Utslipp
gult
stoff
(tonn)
Forbruk
rødt
stoff
(tonn)
Utslipp
rødt
stoff
(tonn)
Forbruk
Svart
stoff
(tonn)
Utslipp
svart
stoff
(tonn)
62,74
62,74
3,86
3,86
0
0
0
0
*Forbruk og utslipp av hydraulikkvæsken Castrol Transaqua HT2-N, doseres fra GFA og GFC til havbunnsramme på GF Sør, der utslippet skjer.
Forbruk- og utslippsmengder er eksklusive kjemikalier i lukket system.
Gullfaks har over flere år substituert kjemikalier i svart og rød miljøfareklasse med mer miljøvennlige kjemikalier, og dette
har resultert i reduserte forbruksmengder og utslippsmengder av røde og svarte kjemikalier, ref. årsrapporter til
miljømyndighetene. Kjemikaler i svart og rød miljøfareklasse, som fortsatt er nødvendige å bruke på Gullfaksfeltet, er
begrunnet i tekniske og sikkerhetsmessige årsaker, og der mer miljøvennlige kjemikalier som tilfredsstiller de tekniske og
sikkerhetsmessige kravene ikke er identifisert. Gullfaks vil kontinuerlig jobbe videre for å substituere disse kjemikaliene.
4.1.1
Svarte kjemikalier
Det bes om tillatelse til bruk av svart stoff innen bruksområdet produksjonskjemikalier i forbindelse med bruk av
produktene Shell morlina S2 BL 5 og AeroShell Fluid 12:
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 10 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.

GFA: Barriereolje til flerfasepumpe. Brukes på brønner som har et lavere brønnhodetrykk enn
1.trinnsseparator. Disse brønnene slutter å produsere når de legges mot 1.trinnsseparator. Flerfasepumpen
løfter trykket opp til 1. trinnseparator. Gjennomsnittlig forbruk er på ca. 25 l/døgn. Vi viser til søknad fra oss
datert 12.11.2014 (vår referanse AU-DPN OW GF-00202) om midlertidig bruk og utslipp i 2015. Forbruk og
utslipp ønskes nå inn i rammen til og med 2017. Alternative barriereoljer fra Castrol, blant annet en
modifisert Castrol Brayco Micronic SBF, har blitt testet med negativt resultat fordi man ikke oppnådde de
tekniske kravene. Overgang til lavtrykksproduksjon planlegges i løpet av 2017 og behovet for bruk av
barriereoljen opphører da.

GFC/Tordis: Barriereolje til bruk på flerfasepumpe og vanninjeksjonspumpen på Tordis subsea separator.
Pumpene har de siste årene kun vært kjørt sporadisk, men kjøres nå mer kontinuerlig. Når pumpene ikke
kjøres, dvs. står i «Shut-in mode», er det imidlertid normalt et forbruk på 0,1 liter pr. time pr. pumpe.
Forventet og erfart forbruk for begge pumpene i drift er 0,8 liter pr. time. Det forventes mer drift av Tordis
subsea separator i de kommende årene enn det har vært de siste årene. Vi viser til søknad fra oss datert
16.5.2014 (vår referanse AU-DPN OW GF-00173) der vi søker om utvidet ramme for forbruk og utslipp av
Shell morlina S2BL5 i hht. overstående. For substitusjonsvurdering, se under GFA.

GFC: Barriereolje til motor knyttet til Gullfaks Subsea compression. Prosjektet omfatter blant annet
undervannsinstallasjon av kompressorsystem for å prekomprimere gass fra deler av feltet.
Kompressorsystemet skal installeres i 2015 med oppstart fjerde kvartal 2015. Kompressorssystemet består
av 2 elektrisk drevne kompressorer som skal opereres i parallell og på et senere tidspunkt i seriekopling.
Det vil dermed til enhver tid være 2 kompressorer i drift. Vi viser i den forbindelse til søknad fra oss datert
24.11.2011 (vår referanse AU-DPN OW GF-00079 ) og svarbrev fra dere datert 30.01.2012 (deres
referanse 2011/689 448.1). I søknaden datert 24.11.2011 opplyses det at AeroShell Fluid 12 er i grønn
miljøkategori. Dette er feil da produktet mangler HOCNF og derfor må klassifiseres som svart.
Kompressorleverandøren anvender 95 % Shell morlina S2 BL5 og 5 % AeroShell Fluid 12 som barriereolje
på motor som er tilknyttet kompressoren. Alternative barriereoljer fra Castrol, blant annet en modifisert
Castrol Brayco Micronic SBF, har blitt testet med negativt resultat fordi man ikke oppnådde de tekniske
kravene. Man har for prosjektet kommet til en konklusjon som gjør at disse, inkludert den reviderte Castrol
Brayco Micronic SBF, ikke tilfredsstiller kravene kompressorlevrandøren stiller til barrierefluid. Det er
dermed p.t ikke alternativer til bruk av 95 % Shell Morlina S2 BL5 og 5 % AeroShell Fluid 12 som
tilfredsstiller tekniske krav. Basert på testresultater av kompressorene (4500 timer drift) er det målt et maks
barriereoljeforbruk per kompressor i drift på 1,75 liter/time. Gjennomsnittlig forbruk per kompressor i drift er
målt til omlag 1,3 liter/time. Dermed er gjennomsnittlig målt forbruk 2,6 liter/time for begge kompressorene
med et maksforbruk på 3,5 liter/time. Basert på testresultater av kompressorene (4500 timer drift) er det
målt et maks barriereoljeforbruk per kompressor i drift på 1,75 liter/time. Gjennomsnittlig forbruk per
kompressor i drift er målt til omlag 1,3 liter/time. Dermed er gjennomsnittlig målt forbruk 2,6 liter/time for
begge kompressorene med et maksforbruk på 3,5 liter/time.
Barrieroljesystemene er kritiske for at kompressorsystemene skal fungere. Primærfunksjonene til barrierefluid er
kjøling, smøring, elektrisk isolator og overtrykksbeskyttelse (motvirke inntrenging av prosess). Systemet er kritisk
med tanke på fuktighet, da motorkabling ikke er fullisolert. Bytte til et annet fluid må kvalifiseres da feil fluid kan føre
til kortslutning av elektromotorer. Det presiseres at all forbruk av barrierefluid vil lekke inn i prosessmediumet og
følge denne sammen med gass- og kondensatstrømmen til produksjonsplattformen.
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 11 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.
Shell har varslet at sammensetningen av Shell morlina S2 BL5 vil bli endret. HOCNF for den «nye» Shell Morlina
S2 BL5 forventes å foreligge innen seks måneder.
Det bes om at gjeldende forbruksramme for fargestoff i diesel videreføres på 40 kg svart stoff pr. år. Diesel brukes i
brønn på alle tre plattformene når brønner åpnes opp igjen etter stans og etter test av brønnsikringsventiler. Diesel
brukes i de brønnene hvor det er så lavt trykk at sjøvann alene vil gi en for tung søyle til at det er mulig å starte
brønnene etter behandling/test. Diesel vil ikke slippes til sjø, men vil følge produksjonsstrømmen.
Tabell 4.2. Forslag til ny tabell for utslipp av kjemikalier med stoff i svart kategori (tabell 3.2.1 i gjeldende rammetillatelse):
Handelsprodukt
Fargestoff diesel
Funksjon og spesifikt
bruksområde
Maksimalt forbruk stoff i
svart kategori kg/år
Maksimalt utslipp stoff i
svart kategori kg/år
Skiller produktet fra vanlig
avgiftsfri diesel
40
0
Shell Morlina S2 BL5
GFA: Barriereolje til
flerfasepumpe
4318
2
Shell Morlina S2 BL5
GFC: Barriereolje til subsea
flerfase- og vanninjeksjonspumpe på Tordis og til
motor på Gullfaks Subsea
compression
17540
7
Aeroshell fluid 12
GFC: Barriereolje til til
motor på Gullfaks Subsea
compression
1500
75
4.1.2
Røde kjemikalier
Det bes om tillatelse til bruk og utslipp av rødt stoff innen bruksområdene produksjonskjemikalier, hjelpekjemikalier
og sporstoff.
Tabell 4.3. Oversikt over forbruk og utslipp av rødt stoff i Gullfaks Drift
Forbruk rødt
Utslipp rødt stoff (kg)
stoff (kg)
Gullfaks A
Produksjonskjemikalier
5993,3
84,6
Gullfaks B
208,5
0,01
Gullfaks C
19302,8
6,4
Sum Gullfaks hovedfelt
25504,6
90,9
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 12 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.
4.1.2.1 Produksjonskjemikalier
DF-550 tilsettes som skumdemper til injeksjonsvann (sjøvann til trykkstøtte) på alle tre plattformene. Brukes for å
hindre skumdannelse og mikrobiell begroing i vakumtårnet. Svært lite av dette går til utslipp til sjø på GFB og GFC,
mens tildel store mengder går til utslipp på GFA. For begrunnelse for utslipp fra GFA henvises det til «Søknad om
endring i rammetillatelsen for Gullfaks innen forbruk og utslipp av kjemikalier» datert 16.5.2014. I søknaden
beskrives det blant annet at vanninjeksjonsanleggets design er slik at når total pumpekapasitet overskrider den
mengde vann injeksjonsbrønnene kan absorbere, må overskytende injeksjonsvann slippes rett til sjø via
sjøvannsreturlinjen. Det antas nå at opp mot 50 % av injeksjonsvannet må slippes til sjø i 2015, 40 % i 2016, 30 % i
2017 og deretter 20 % årlig. DF-550 ble forsøkt utfaset i 2006 uten hell, og erstatningsprodukt er ikke identifisert.
PI-7192 ønskes brukt som vokshemmer ved produksjon fra Gullfaks Rimfaksdalen (GFA) og Visund Sør (GFC) når
o
temperaturen går under en kritisk grense for dannelse av voks, ved henholdsvis under 40 og 18 C i rørlinjen.
Sannsynligheten for at dette skal inntreffe er ikke høy, men vi ønsker å ha tillatelse dersom enkelte brønner av
ulike grunner stenges ned eller at temperatur i rør skulle synke til under kritisk nivå for voksdannelse. Det finnes
ikke reelle alternative vokshemmere i gul kategori for dette bruksområdet. Bruk av PI-7192 sikrer at så å si hele
kjemikaliet følger oljefasen, mens alternative gule produkter vil i større grad følge vannfasen til sjø, og dermed
medføre økt miljøbelastning.
4.1.2.2 Hjelpekjemikalier
IC-dissolve 1 brukes som rensemiddel for hard scale i prosessutstyr. Bruk av IC Dissolve 1 forsøkes redusert etter
faglige vurderinger av optimal oppløsning av ulike avsetninger som skal fjernes, men alternativer fungerer ikke for hard
scale (Ba-Sr utfellinger). Erstatningsprodukt for oppløsning av hard scale er ikke identifisert. Brukt IC-dissolve 1 går ikke
til sjø, men sendes i land som avfall.
4.1.2.3 Sporstoff (tracer):
Vannsporstoff brukes fra tid til annen i reservoarundersøkelser. Det er derfor ønskelig å ha rom for bruk av rød
kategori sporstoff i rammetillatelsen. Omsøkt mengde er basert på erfaringstall justert for framtidige behov.
Sporstoffet vil følge vannstrømmen i reservoaret. Det vil da etter hvert følge produsert vannet tilbake til plattformen
og slippes til sjø. Vi beregner konservativt at 80 % av forbruket tilbake produseres i løpet av en 10-årsperiode.
Utslippsnivå vil derfor ligge på ppt til ppb nivå. Selv om utslipp skjer i løpet av mange år, blir det rapportert det året
de injiseres. Vannsporstoffene er ikke bioakkumulerende og ikke giftige og vil i gitt utslippskonsentrasjon ikke ha en
negativ miljøeffekt av betydning.
På grunn av at en del sporstoff allerede har vært brukt i noen av reservoarene, og at det er nødvendig å bruke nye
sporstoff for hver injeksjon er det vanskelig å navngi alle aktuelle sporstoffkjemikalier som kan være aktuelle å
bruke. Det søkes derfor kun om mengde, og ikke produktnavn.
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 13 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.
Tabell 4.4: Vannløselige sporstoff i rød kategori.
Vannsporstoff
Normalt forbruk av
rødt stoff pr. år
GFA/B/C
Utslipp av rød
komponent pr. år
800 kg
640 kg*
*Sporstoff til utslipp over flere år. Rapporteres som utslipp det året det injiseres.
4.1.3
Gule kjemikalier
Tabell 4.5 viser estimat for utslipp av omsøkte gule kjemikalier, fordelt på bruksområdene produksjon og
rørledningskjemikalier.
Gule produksjonskjemikalier inkluderer flokkulant, korrosjonshemmer, skumdemper, H2S-fjerner, emulsjonsbryter,
gasstørkekjemikalier, spylervæsker, kjølevæske, avleiringshemmer, biosid, hydrathemmer, vaske- og rensemiddel
og hydraulikkvæske. Det største bidraget til gult stoff kommer fra H2S-fjerner. Modne felt med stadig økende
vannkutt opplever at brønnene produserer mer H2S. H2S fører til korrosjon på rør, og det må derfor tilsettes stadig
mer H2S-fjerner for å unngå dette. I tillegg er det krav til salgsspesifikasjonen på gassen fra Gullfaksfeltet.
Tabell 4.5: Estimerte mengder for årlig utslipp av gule kjemikalier fordelt på gul, gul Y1, gul Y2.
Bruksområde
Utslipp gult stoff
Totalt Gul [kg]
Gul [kg]
Y1 [kg]
Y2 [kg]
Produksjonskjemikalier (GFA)
1925117
1726912
190895
7309
Produksjonskjemikalier (GFB)
629853
545125
80023
4705
Produksjonskjemikalier (GFC)
1958006
1420748
527086
10172
3860
340
3520
0
Rørledningskjemikalier (GFA)
1,4
0
0
1,4
Rørledningskjemikalier (GFB)
0
0
0
0
Rørledningskjemikalier (GFC)
1,3
0
0
1,3
Produksjonskjemikalier (Gullfaks Sør)
4.2
Kjemikalier i lukket system
Kjemikalier i lukket system med forbruk over 3000 kg ble søkt inn i tillatelsen den 21. august 2013 (vår ref. AU-DPN
OW GF-00228), og framgår av gjeldende tillatelse gitt 1. april 2014. Mengdene i søknaden er fortsatt gjeldende,
men med følgende endringer:
Gullfaks hovedfelt.
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 14 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.
HOCNF er nå framskaffet for Hydraway HVXA-100 som brukes på GFC, og viser at produktet består av 90 %
svarte komponenter og 10 % røde komponenter. Dette medfører en reduksjon i mengde svarte komponenter på
540 kg pr år, og en tilsvarende økning for røde komponenter.
Anslått årlig forbruk er uendret på 67,4 tonn/år, mens andel stoff i svart kategori blir 59,1 tonn og andel stoff i rød
kategori blir 8,4 tonn.
Gullfaks Sør/mobile rigger
Mobil DET 10 Excel 46 benyttes som smøremiddel uten utslipp til sjø og kan tas ut av tillatelsen da det ikke er
HOCNF- og rapporteringspliktig iht. gjeldende regelverk. Mengdene er da:
Andel miljøfarge (%)
Produkt / Leverandør
Funksjon
Castrol Hyspin AWH-M 32
Andre
System
Rigg 1,
system a,b, c
Estimert årlig forbruk
Svart
Rød
Gul
Grønn
liter (kg)
93,5
6,5
0
0
13000 (11700)
Avhending av utskiftete produkter
Det aller meste av utskiftete produkter injiseres tilbake i produktstrømmen på Gullfaks Hovedfelt. Brukte oljer som
dreneres fra systemene ender opp på lagercellene for råolje og går da i praksis sammen med råoljen til tankbåt. Olje som
tappes av ifm. utskiftninger vil også kunne samles på tanker og sendes i land for destruksjon. For faste installasjoner er
det mindre mengder som håndteres på denne måten, mens avfallshåndteringen for mobile rigger vil utelukkende være å
sende spilloljer i land for gjenbruk eller destruksjon. Svettelekkasjer og andre lekkasjer fra oljesystemer som vaskes bort
går via drensystem, skilles ut i spillvannstanken, injiseres i produktstrømmen for til slutt å ende i lagercellene for råolje.
For boring vil det også være enkelte drain som fører til tanker koblet videre til mud collection tanker. Væsker som havner
i mud collection tanker vil gå til injeksjon via Cutting Reinjection (CRI) systemet, og ved tilfeller hvor anlegget eventuelt er
ute av drift vil volumer sendes i land som slop for avfallshåndtering der. Oljer vil ikke tilsiktet havne i disse avløpene og
dette er kun tilfelle ved lekkasjer som man ikke får samlet opp. Det vil hos boring også være et potensiale for at
hydraulikklekkasjer kan skje i nærheten av brønn ved boring. Ved slike unntak vil oljer kunne havne i brønn, og vil da
følge borevæskesystemet til land eller injeksjon.
4.3
Miljøvurderinger kjemikalier som brukes og slippes ut
En stor andel av kjemikaliene som går til utslipp er PLONOR-kjemikalier (chemicals known to Pose Little Or No
Risk to the environment), også benevnt grønne kjemikalier. Dette er kjemikalier som er vannløselige,
bionedbrytbare, ikke-akkumulerende og/eller uorganiske, naturlig forekommende stoffer med minimal eller ingen
miljøskadelig effekt. Dette er kjemikalier som er valgt fordi de regnes som de mest miljøvennlige produktene.
I det følgende gis det miljøvurderinger av alle svarte, røde og gule kjemikalier. Til sist nevnes de grønne
kjemikalene.
4.3.1
4.3.1.1 Svarte produksjonskjemikalier
Shell Morlina S2 BL5 brukes som barriereolje på flerfasepumpe på GFA, på flerfasepumpe og vanninjeksjonspumpen på Tordis subsea separator/GFC og på gasskompressorer på GSC.
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 15 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.
Produktet er fullstendig oljeløselig hvilket tilsier minimale mengder til vannfasen. Både baseoljene og additivene i
produktet har KOW-verdier over 10000, det vil si at for alle komponentene vil maksimalt 0,01 % av forbruket følge
vannfasen til sjø. Løselighetsmessig vil Shell Morlina S2 BL5 oppføre seg som olje. Produktet består av over 98 %
baseoljer, dvs petroleumsprodukter og destillater utvunnet av råolje. Additivene er også helt oljeløselige, noe som
er helt nødvendig for stabile produkter. De oljeløselige egenskapene gjør at mengde barriereolje som løses inn i
vannfasen i separator blir helt minimale. Alle komponenter har Log Pow>5, hvilket tilsier <0,001 % vannløselighet,
og som en sikkerhetsfaktor opererer vi med opp mot 0,04 % medrivning til produsert vann. Konsekvensene av
utslippet på miljøet vurderes som neglisjerbare.
AeroShell Fluid 12 (ASF 12) premikses inn i Shell Morlina S2 BL5 ved bruk på gasskompressorer på GSC, og
foreligger som et stabilt additiv i hovedproduktet som igjen løses lett inn i kondensat-strømmen fra kompressorene.
ASF12 er en syntetisk smøreolje der vannløseligheten betegnes i sikkerhetsdatabladet som «neglisjerbar» og
består av esterforbindelser, olefiner og additiver. Egenvekt på 0,92 er typisk for smøreoljer. Det foreligger ikke
miljødokumentasjon for ASF12, slik at produktet vurderes i sin helhet som svart etter OSPARs klassifiseringssystem. Innblanding til produsert vann og følgelig utslipp til sjø vil være lavt siden baseoljene er helt oljeløselige.
Additivene i dette oljebaserte produktet er i utgangspunktet oljeløselige med begrenset løselighet i vann. Et estimat
for utslippsfaktor til ASF12 settes til 5 % av forbruket av dette produktet.
Fargestoff i diesel. Marin gassolje er avgiftsfri diesel. Produktet er oljeløselig og helt uløselig i vann. Selve
dieselen er lett bionedbrytbar og ikke giftig, men produktet er i svart miljøfareklasse grunnet additivet som tilsettes
for å merke det som avgiftsfritt. Mengde svart komponent er om lag 10 ppm, dvs bortimot ubetydelig. Produktet
skal benyttes i brønn og utslipp av Marin Gassolje til sjø skal ikke skje. Kjemikaliet vil til slutt ende opp blant
produserte hydrokarboner.
4.3.1.2 Røde produksjonskjemikalier
Injeksjonskjemikalie
DF-550 er en vannbasert skumdemper beregnet for vanninjeksjonssystemer. Produktet består av silikonolje som er
polydimetylsiloksan, emulgert i vann. Produktet er rødt siden silikonoljen ikke er bionedbrytbar og er for øvrig
biologisk inert uten potensiale for bioakkumulering grunnet svært høy molekylvekt og ikke målbart giftig for marine
organismer. Emulgatorene er giftige for marint liv i konsentrert form, men foreligger i små mengder i produktet og er
i gul miljøfareklasse. Emulgatorene er såpestoffer og brytes lett ned. Miljøeffekt av utslipp av vann som inneholder
DF-550 vil være kontaminering av det marine miljø, men vil ikke representere akutte gifteffekter eller
akkumuleringsproblematikk. Under vanninjeksjon vil sannsynligvis noe produkt bli holdt tilbake i formasjonen. Det
vil skje en formidabel fortynning i reservoaret som vannflømmes og dersom DF-550 følger injeksjonsvannet til
produksjonssonen vil silikonoljen dels løses inn i oljefasen i separator eller via vannrenseanlegget. En mindre andel
vil kunne passere og følge produsertvannet til sjø eller grunn. På GFA vil en større andel av kjemikalie slippes til
sjø på grunn av for liten kapasitet i injeksjonsbrønnene.
Prosesskjemikalie
PI-7192 er en voksinhibitor der polymer og tensid løst i et løsemiddel og har til oppgave å hindre utfelling av voks.
Produktet er fullstendig oljeløselig og vil ved normal bruk ikke foreligge i vannfasen men følge oljen fullstendig.
Løsemiddelet er et petroleumsprodukt og er rødt grunnet moderat nedbrytbarhet kombinert med høyt
akkumuleringspotensiale. PI-7192 vil inngå i raffineringsprosesser og sammen med evt voks ende opp i andre
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 16 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.
oljeprodukter. Når det er et reelt potensiale for voksutfelling, er det p.t. bare polymerbaserte kjemikalier som
fungerer. Disse komponentene er høymolekylære polymerene som har til funksjon å blokkere dannelse av fast
voks når temperaturen synker i transportrørene. Polymerer i vokshemmere er røde grunnet lav bionedbrytbarhet
Sporstoff
Vannsporstoff som skal injiseres i oljereservoarer må ikke brytes ned ved høy temperatur. Sporstoffene er
klassifisert som rød ihht. HOCNF altså på grunn av lav nedbrytbarhet i sjøvann. Sporstoffene er lite toksiske og
bioakkumulerer ikke.
4.3.1.3 Gule produksjonskjemikalier
Prosesskjemikalier
EB-8062 består av løsemiddel og polymeriske tensider. Produktet har til hensikt å koalisere små olje- eller
vanndråper slik at vann og olje lettere splittes i separator. Løsemiddelet er gult, men de aktive stoffene er
miljømessig Y2 grunnet lav bionedbrytbarhet. Y2 vurderes som substitusjonskandidat på linje med røde. Det finnes
enkelte gule alternativer som man kan strekke seg etter i substitusjonsarbeidet, men i tilfeller der reelle
emulsjonsutfordringer kreves, må man ha velfungerende kjemikalier. Emulsjonsbrytere er hovedsakelig oljeløselige
og vil følge oljefasen. Surfaktantene vil kunne oppholde seg i interfasen mens en mindre andel er vannløselig.
EB-8063 består av løsemiddel og polymeriske tensider. Produktet har til hensikt å koalisere små olje- eller
vanndråper slik at vann og olje lettere splittes i separator. Løsemiddelet er gult, men de aktive stoffene er
miljømessig Y2 grunnet lav bionedbrytbarhet. Y2 vurderes som substitusjonskandidat på linje med røde. Det finnes
enkelte gule alternativer som man kan strekke seg etter i substitusjonsarbeidet, men i tilfeller der reelle
emulsjonsutfordringer kreves, må man ha velfungerende kjemikalier. Emulsjonsbrytere er hovedsakelig oljeløselige
og vil følge oljefasen. Surfaktantene vil kunne oppholde seg i interfasen mens en mindre andel er vannløselig.
Foamtreat 9017 er en skumdemper bestående av to gule virkestoffer. Komponentene er lite giftige, ikke
akkumulerende og brytes lett ned i det marine miljø dersom det slippes ut til sjø. Produktet er vannløselig og i gul
miljøklasse og ingen forventede miljøfarer i forbindelse med bruk.
KI-350 er en korrosjonshemmer med tilfredsstillende miljøegenskaper når bruk og utslipp skjer i resipienter med
tilstrekkelig vannutskiftning. Produktets miljøprofil er som for mange andre effektive korrosjonshemmere,
forholdsvis giftig for marine organismer. Likevel vil god marin nedbrytning og ingen bioakkumulering gjøre at
produktet regnes som et miljøakseptabelt alternativ. Produktet er svært giftig for akvatiske organismer slik at lokal
miljørisiko og fare for akutte skader vil stå i forhold til størrelsen på lokale utslipp via produsertvann. Helsemessig
er produktet forholdsvis mildt og har i tillegg et bruksområde som medfører lav eksponering.
SI-4575 er en polymerbasert avleiringshemmer. Kjemikalie er ikke giftig for marine organismer, ikke
bioakkumulerende og regnes begrensa biologisk nedbrytbart (Y1). Kjemikalie er av typen polyaspartat som er reelt
nedbrytbare. Under og etter bruk vil kjemikaliet følge vannfasen fullstendig og følgelig ende opp i grunn eller sjø.
Grunnet lav giftighet, høy vannløselighet og intet potensiale for bioakkumulering samt akseptabel bionedbrytbarhet
vil utslipp ikke medføre hverken lang- eller kortidseffekter i resipienten.
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 17 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.
KI-3134 er en korrosjonshemmer i gul miljøkategori. Produktets miljøegenskaper angående akutt giftighet er
moderat til å være en korrosjonshemmer. Alle ingrediensene er vannløselige og med lavt potensiale for
bioakkumulering. Det er tilsats av en svovelbasert synergist med begrenset bionedbrytbarhet (Y2) som utgjør om
lag 5 % av produktet. Bruksområdet og løselighetsegenskapene er slik at kjemikalie vil være til stede i vannfasen
og følge produsertvann til sjø. Kjemikalier fordeler sine miljøegenskaper som 50 % grønn, 40 % gul og 10 % Y2.
Produktet er moderat til lite akutt giftig og vil ha middels til lav miljørisiko.
SCW85220UC er en gul avleiringshemmer. Stoffet er fullstendig vannløselig og vil lett blandes og fortynnes i sjø
dersom produsertvannet slippes til sjø. Produktet er ikke giftig eller akkumulerende. Kjemikalie har potensiale for
biologisk nedbrytning i det marine miljø. 20-40 % aktivt.
bioakkumulerende og regnes biologisk nedbrytbart (Y1). Kjemikalie er av typen polyaspartat som er reelt
nedbrytbare. Under og etter bruk vil kjemikalie følge vannfasen fullstendig og følgelig ende opp i grunn eller sjø.
Biotreat 4696S et gult biosid og regnes som miljømessig akseptabelt. Stoffet er fullstendig vannløselig og vil lett
blandes og fortynnes når det slippes til sjø. Ingrediensene i produktet brytes ned bakteriologisk i det marine miljø.
Biosidet inneholder to giftige komponenter som er nedbrytbare. Produktene fra nedbrytingsprosessen er ikke
giftige.
WT-1099 er et flokkuleringsmiddel som benyttes for å rense produsertvann for dispergert olje. Flokkulanten binder
seg til de små oljedråpene i hydrosykloner, Epcon og flotasjonsceller der flokkulant-oljedråpe-komplekset flyter i
vannet og dermed kan skimmes av og sendes til oljefasen. Kjemikalie er ikke giftig for marine organismer, ikke
bioakkumulerende og begrensa biologisk nedbrytbar (Y2). Kjemikalie er på substitusjonslisten til leverandør, men
det finnes pt. ingen effektive bionedbrytbare flokkuleringskjemikalier. Under og etter bruk vil polymeren
hovedsakelig være bundet til oljedråper som går i oljefasen. Overskudd av polymer vil følge produsertvannet. Det
antas at om lag 20 % av forbruket følger vann, mens 80 % vil ende opp i oljefasen. Grunnet lav giftighet, høy
vannløselighet og intet potensiale for bioakkumulering vil utslipp ikke medføre hverken lang- eller kortidseffekter i
resipienten, men grunnet lav bionedbrytbarhet vil utslipp av flokkulant medføre en viss kontaminering i sjø.
Gassbehandlingskjemikalier
HR-2501 er en H2S-fjerner med glykol og aminer som er fullstendig vannløselige, giftige for marine organismer,
ikke bioakkumulerende og lett biologisk nedbrytbar. Dersom bruksmengdene er store, kan stoffet nær
utslippspunktet kunne gi miljøeffekter som akutt dødelighet på planktoniske organismer, men produktet er så
vannløselig at det vil fortynnes under sitt giftighetsnivå og brytes ned biologisk.
HR-2510 er en triazinbasert H2S-fjerner som er fullstendig vannløselig, giftig for marine organismer, ikke
bioakkumulerende og lett biologisk nedbrytbar. Nær utslippspunktet vil stoffet kunne gi miljøeffekter som akutt
dødelighet på planktoniske organismer, men produktet er så vannløselig at det vil fortynnes under sitt giftighetsnivå
og brytes ned biologisk.
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 18 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.
HR-2709 er en triazinbasert H2S-fjerner som er fullstendig vannløselig, giftig for marine organismer, ikke
bioakkumulerende og lett biologisk nedbrytbar. Nær utslippspunktet vil stoffet kunne gi miljøeffekter som akutt
dødelighet på planktoniske organismer, men produktet er så vannløselig at det vil fortynnes under sitt giftighetsnivå
og brytes ned biologisk.
TEG (Trielylenglykol) brukes som hydratinhibitor (frostsikrer) / RFO kjemikalie. I utgangspunktet er dette et lukket
system, men vil slippes til sjø ved f.eks. revisjonsstanser. TEG er fullstendig vannløselig og vil følge vann til sjø
eller grunn. TEG er ikke giftig, ikke akkumulerbart og vil brytes ned bakterielt i sjøvann.
Injeksjonskjemikalie
bioakkumulerende og regnes som begrenset biologisk nedbrytbart (Y1). Kjemikalie er av typen polyaspartat som er
reelt nedbrytbare. Under og etter bruk vil kjemikaliet følge vannfasen fullstendig og følgelig ende opp i grunn eller
sjø. Grunnet lav giftighet, høy vannløselighet og intet potensiale for bioakkumulering samt akseptabel
bionedbrytbarhet vil utslipp ikke medføre verken lang- eller kortidseffekter i resipienten.
Hjelpekjemikalier
KI-3791 er en aminbasert pH-buffer. Kjemikalie er lite giftig, ikke akkumulerende og lett biologisk nedbrytbart og
dermed i gul miljøfareklasse. Produktet er helt vannløselig og vil kunne følge vannfasen. Dersom KI-3791 ender
opp i sjøen vil det hurtig fortynnes og brytes ned biologisk.
KI-5347 en gul korrosjonshemmer og har tilfredsstillende miljøegenskaper der lav giftighet for marine organismer,
middels god nedbrytning (Y1) og ingen akkumulering gjør at produktet regnes som et miljøvennlig alternativ.
Produktets løselighetsegenskaper gjør at alt vil følge vannfasen.
bioakkumulerende og regnes begrensa biologisk nedbrytbart (Y1). Kjemikalie er av typen polyaspartat som er reelt
nedbrytbare. Under og etter bruk vil kjemikaliet følge vannfasen fullstendig og følgelig ende opp i grunn eller sjø.
Castrol Brayco Micronic SBF er en hydraulikkolje og slippes normalt sett ikke til sjø. Produktet er helt oljeløselig
og vil følge oljefasen. I en del undervannsutstyr må det påregnes noe utslipp når sikkerhetsventiler blør overtrykk til
sjø. SBF er miljømessig gul, dvs lite giftig, et vist bioakkumuleringspotensiale men lett bionedbrytbar.
KI-302 C tilsettes kjølevann hvor den fungerer som korrosjonshemmer. Produktet består av vann, litt lut og
Plonorkomponenter. Produktet har tilnærmelsesvis ingen miljørisiko ved vanlig bruk.
SD-4106 er en avleiringsløser (scale dissolver) bestående av milde syrer, tensider, glykol og vann der produktet
syrevasker og løser opp avsetninger i brønner og på prosessutstyr. Kjemikalie er helt vannløselig og vil følge
vaskevannet når behandlinger er ferdig. Produktet er rundt 90 % Plonor-grønt, og selv om den gule syreinhibitoren
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 19 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.
i konsentrert form har betydelig giftighet for marine planktonorgansimer utgjør mengden såpass lite at miljørisiko vil
være lav. Alle organiske komponenter i produktet er lett biologisk nedbrytbare.
CC-109 er et vannbasert vaskemiddel til bruk for maskinvask. Produktet består av tensider og uorganiske additiver
løst i vann. Kjemikalie har gul miljøklasse. Komponenter er uorganiske eller lett biologisk nedbrytbare. Utslipp av
selve konsentratet skal ikke skje, da det vil være en miljøbelastning i en begrenset resipient. Fortynnet vil det
blandes i vannmassene og brytes ned. Bruksområde er vask der produktet blir brukt og der vaskevannet vanligvis
via lukka dren til sjø.
CC-3700 er et vannbasert vaskemiddel til bruk for maskinvask og er et enklere alternativ til CC-109. Produktet
består av et tensid og uorganiske additiver løst i vann. Kjemikalie har gul miljøklasse. Komponenter er uorganiske
eller lett biologisk nedbrytbare. Utslipp av selve konsentratet skal ikke skje, da det vil være en miljøbelastning i en
begrenset resipient. Fortynnet vil det blandes i vannmassene og brytes ned. Bruksområde er vask der produktet
blir brukt og der vaskevannet vanligvis via lukka dren til sjø.
Citraks combi er et vaskemiddel bestående av organisk syre og avleiringsløser. Produktet er feil i NEMS og bør
unngås inntil det er oppført som rødt eller Y2. Sitronsyre er en mild organisk syre som er listet på Plonor og regnes
som harmløst mot det akvatiske miljøet. Saltløserkomponenten er en typisk kryssbinder med liten eller ingen
giftighet, intet potensiale for akkumulering og lav evne til bionedbrytbarhet. Dersom kjemikalie slippes ut i det
marine miljø, vil det fortynnes i vannmassene der den organiske syren hurtig brytes ned av mikroorganismer mens
kryssbinder vil forbli. Miljøfare med utslipp av Citraks er marin kontaminering
Dedamin G er et vannløselig vaskekjemikalie for rengjøring av prosessutstyr. Produktet er ikke bioakkumulerende,
lett nedbrytbart og svært giftig for plankton, dvs miljøklasse gul. Etter bruk og fortynning vil giftigheten avta og
dersom Dedamin G holdig vann slippes til sjø, vil det løses i vannsøylen og brytes ned.
IC-Clean 1 brukes ofte for rensing av prosessutstyr og annen CIP (Cleaning In Place). Produktet er et vannbasert
avfettingsmiddel som inneholder såper og lut som vasker rent oljekontaminert utstyr. Kjemikalie har gul
miljøklasse. Utslipp av selve produktet vil vanligvis ikke skje siden det i bruk løser avsetninger i prosessutstyret der
vaskevannet tas til land som avfall. Dersom utslipp, vil fortynnet produkt blandes i vannmassene og brytes ned.
IC-Clean 2 brukes ofte for rensing av prosessutstyr og andre typiske CIP-aktiviteter (Cleaning In Place). Produktet
er et vann- og løsemiddelbasert avfettingsmiddel som inneholder såper, løsemidler og vann. Kjemikalie har gul
miljøklasse. Utslipp av selve produktet vil vanligvis ikke skje siden det i bruk løser avsetninger i prosessutstyr der
vaskevannet tas til land som avfall. Dersom utslipp, vil fortynnet produkt blandes i vannmassene og brytes ned.
Kirasol-345 er rengjøringsmiddel som brukes for å vaske utstyr offshore. Produktet er klassifisert med gul farge på
miljø; om lag 20 % gule komponenter resten er vann. Produktet forventes ikke å være giftig for vannlevende
organismer, komponentene bioakkumuleres ikke og vaskemiddelet inneholder kun lett biologisk nedbrytbare
stoffer. Produktets bruksområde vil medføre utslipp via vaskevann, men ansees for å ha lav risiko for negative
miljøeffekter. Når det slippes til sjø vil det fortynnes i vannmassene og hurtig brytes ned biologisk.
MB-5111 er et biosid som har til hensikt å holde vannførende systemer fri for bakterier. Blir brukt i dieseltanker.
Kjemikalie er giftig først og fremst for en-cellede organismer. MB-5111 er gult og middels giftig for planktoniske
organismer, ikke akkumulerende og lett biologisk nedbrytbart. Kjemikalie er fullstendig vannløselig og vil følge
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 20 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.
vannfasen enten som injeksjonsvann eller utslipp til sjø. Dersom det slippes ut vil det være i fortynnet tilstand og vil
fordele seg i vannmassene og brytes ned bakteriologisk.
Microsit Polar er et effektivt avfettings- og rengjøringsmiddel som brukes for å vaske dekk offshore. Produktet er
klassifisert med gul farge på miljø; 19 % gule komponenter og 81 % grønne komponenter. Produktet forventes ikke
å være giftig for vannlevende organismer, komponentene bioakkumuleres ikke og vaskemiddelet inneholder kun
lett biologisk nedbrytbare stoffer. Produktet ansees for å ha lav risiko for negative miljøeffekter.
CBS-25 er en avleiringsløser bestående av to aktive komponenter. Produktet er feil i NEMS og bør unngås inntil
den ene komponenten blir oppført som rødt eller Y2. Den andre komponenten er en polymer som regnes som
harmløst mot det akvatiske miljøet. Saltløserkomponenten er en typisk kryssbinder med liten eller ingen giftighet,
intet potensiale for akkumulering og lav evne til bionedbrytbarhet. Dersom kjemikalie slippes ut i det marine miljø,
vil det fortynnes i vannmassene der polymeren brytes ned av mikroorganismer mens kryssbinder vil forbli.
Riggvask er et avfettings- og rengjøringsmiddel som brukes for å vaske dekk og utstyr offshore. Produktet er
klassifisert med gul farge på miljø; om lag 10 % gule komponenter løst i vann. Produktet forventes ikke å være
giftig for vannlevende organismer, komponentene bioakkumuleres ikke og vaskemiddelet inneholder kun lett
biologisk nedbrytbare stoffer. Produktet ansees for å ha lav risiko for negative miljøeffekter. Det er ikke planlagt
utslipp av Microsit Polar. Dette vil primært sett injiseres, men ved nedetid på injektor vil det gå i lukket drain og
sendes til land.
R-MC G-21 C/6 er vannbasert avfettings- og rengjøringsmiddel som brukes for å vaske utstyr og dekk offshore.
Produktet er klassifisert med gul farge på miljø; om lag 20 % gule komponenter resten er vann. Produktet forventes
ikke å være giftig for vannlevende organismer, komponentene bioakkumuleres ikke og vaskemiddelet inneholder
kun lett biologisk nedbrytbare stoffer. Produktet ansees for å ha lav risiko for negative miljøeffekter. Det er ikke
planlagt direkte utslipp av vaskemiddelet, men dersom de slippes til sjø vil det fortynnes i vannmassene og hurtig
brytes ned biologisk. I en del tilfeller samles brukt produkt i vaskevann som går i lukket drain og sendes til land.
Spylervæske ferdigblandet offshore er til vindusvask i kraner. Produktet består av vann, såpe og isopropanol.
Under bruk vil spylervæske drive til sjø. Volumene er små og ingrediensene er lett nedbrytbare og miljøvennlige.
Av miljøhensyn er det blå pigmentet fjernet fra produktet.
VK-Kaldavfetting er rengjøringsmiddel som brukes for å vaske utstyr offshore. Produktet er klassifisert med gul
farge på miljø, dvs om lag 15 % gule komponenter i vann. Produktet forventes ikke å være giftig for vannlevende
organismer, komponentene bioakkumuleres ikke og vaskemiddelet inneholder kun lett biologisk nedbrytbare
stoffer. Produktets bruksområde vil medføre utslipp via vaskevann, men ansees for å ha lav risiko for negative
miljøeffekter. Når det slippes til sjø vil det fortynnes i vannmassene og hurtig brytes ned biologisk og der de
uorganiske stoffene inngår blant de naturlige komponentene i sjøvann.
Oceanic HW443ND er en hydraulikkvæske som består hovedsakelig av vann og etylenglykol, rundt 90%. I tillegg
består produktet av en rekke additiver. Produktet er klassifisert som gult - Y2 og er gjenstand for substitusjon.
Komponentene i HW443 har lav akutt giftighet og intet potensiale for bioakkumulering. Vann og etylenglykol utgjør
hver 40-45% av produktet. Utslipp av Etylenglykol til sjø representerer ingen miljøfare siden marine
mikroorganismer bryter dette kjemikaliet hurtig ned. Additivene er ikke giftige for hverken plankton eller fisk slik at
selv større utslipp ikke vil ha dramatiske effekter på nærområdet, men bionedbrytbarheten er såpass lav at utslipp
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 21 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.
av OCEANIC 443ND vil representere en kontaminering av det marine miljø. Additivene er enkle aminforbindelser
og ikke kjent som miljøskadelige. Under OECD 306 bionedbrytbarhetstest viser de tegn til degradering, men
eliminering fra det marine miljø vil sannsynligvis ta lengre tid. Produktet er helt vannløselig og vil ved utslipp til sjø
umiddelbart fortynnes i vannsøylen. Hydraulikkvæsken brukes som hydraulikkvæske på Visunds Sør, på de nye
lastebøyene og på havbunnsanlegget på GRD.
Castrol transaqua HT2-N: Castrol Transaqua HT2-N er en hydraulikkvæske som består hovedsakelig av vann og
etylenglykol. I tillegg består produktet av en rekke gule additiver. Produktet regnes som miljøakseptabelt, det har
lav akutt giftighet, intet bioakkumuleringspotensiale og vil brytes ned i resipienten. Produktet er helt vannløselig og
vil ved bruk slippes til sjø. Hydraulikkvæsken benyttes på Gullfaks Sør. Den doseres både fra GFA og GFC og går
til utslipp på Gullfaks Sør og skal inn i rammen der.
Rørledningskjemikalie
RX-9034A består av vann, hjelpestoffer og pigment og fungerer som lekkasjeindikator. Pigmentet i produktet er
fullstendig vannløselig og vil fortynnes i sjø ved lekkasjer eller tømming av vannfylte rør. Produktet er ikke giftig
eller akkumulerende, men pigmentet er lite bionedbrytbart i marint miljø og klassifiseres som Y2 hvilket er identisk
med rødt. Hjelpestoffene er alle Plonor og miljøharmløse, men fare ved bruk av RX-9034A er et lite bidrag til marin
kontaminering fordi selve pigmentet (1-2 %) ikke er bionedbrytbart.
4.3.1.4 Grønne (PLONOR) kjemikalier
Gassbehandlingskjemikalier
MEG 90 % og 100 % er etylenglykol som er listet på Plonor og regnes som harmløst mot det akvatiske miljøet.
Dersom kjemikalie slippes ut i det marine miljø, vil det fortynnes i vannmassene og hurtig brytes ned av
mikroorganismer. MEG regnes ikke som giftig for hverken marine mikroorganismer eller høyerestående hvirveldyr.
I det åpne marine miljø vil stoffet fortynnes lett i vannsøylen og i en resipient med såpass stor kapasitet at
bionedbrytbarheten vil gå hurtig. Dersom større mengder MEG slippes ut til mindre resipienter med lav
vannutskifting, kan mikrobiell nedbrytning medføre oksygenutarming og H2S-utvikling.
Metanol er listet på Plonor og regnes som harmløst mot det akvatiske miljøet. Dersom kjemikalie slippes ut i det
marine miljø, vil det fortynnes i vannmassene og hurtig brytes ned av mikroorganismer. Metanol regnes ikke som
giftig for hverken marine mikroorganismer eller høyerestående akvatiske hvirveldyr. I det åpne marine miljø vil
stoffet fortynnes lett i vannsøylen og i en resipient med såpass stor kapasitet at bionedbrytbarheten vil gå hurtig.
Injeksjonskjemikalier
NC-5009 benyttes for å stimulere nitratreduserende bakterier (NRB) og diskriminere sulfatreduserende (SRB) for å
hindre kolonier av H2S-produserende mikroorganismer. Kalsiumnitrat er et grønt kjemikalium og representere
ingen miljørisiko.
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 22 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.
OR-11 er oksygenfjerner bestående av ammonium. Virkemåten er enkel: sulfitt reagerer med oksygen og danner
sulfat. Sulfat er fullstendig vannløselig og finnes i store mengder naturlig i sjøvannet og evt utslipp er helt harmløse.
Sjøvann inneholder rundt 8 ppm oksygen slik at ureagert sulfitt vil umiddelbart bli til sulfat etter utslipp til sjø. Svært
store utslipp til små lukkede resipienter kan gi lokalt oksygenfritt vann.
Hjelpekjemikalier
Odin Kons brukes for fjerning av rust på bygningsmasse og utstyr. Etter bruk vil produktet sammen med oppløst
rust følge vaskevann til dren og sjø. Produktet representerer ingen fare for miljøet og er i grønn miljøfareklasse.
Sitronsyre er en mild organisk syre som er listet på Plonor og regnes som harmløst mot det akvatiske miljøet.
Dersom kjemikalie slippes ut i det marine miljø, vil det fortynnes i vannmassene og hurtig brytes ned av
mikroorganismer. Sitronsyre regnes ikke som betydningsfull akutt giftig for hverken marine mikroorganismer eller
høyerestående hvirveldyr. Slippes store nok mengder ut i delvis lukka systemer eller begrensede resipienter kan
BOD overskrides med påfølgende lokal H2S-utvikling. I det åpne marine miljø vil stoffet fortynnes lett i vannsøylen
og i en resipient med såpass stor kapasitet at bionedbrytbarheten vil gå hurtig.
4.4
Utslipp av oljeholdig vann (produsert vann, drenasjevann, spillvann og jettevann)
Hovedkildene til utslipp av oljeholdig vann er:
1.
2.
3.
4.
5.
Renset produsertvann fra vannrenseanlegg på GFA, GFB og GFC
Jettevann på GFA, GFB og GFC
Drenasjevann/spillvann på GFB
Fortrengningsvann/ballastvann på GFA og GFC
Oljeholdig vann fra de mobile riggene
Målinger og beregninger av utslipp til sjø av oljeholdig vann og komponenter i oljeholdig vann gjennomføres etter
installasjonsspesifikke program som inngår i Statoils styringssystem. Måle- og beregningsprogrammene beskriver måleog prøvetakingsmetode, utvelgelse av måleperioder, samt beregningsmodeller og utslippsfaktorer som benyttes for å
beregne utslipp til sjø. Programmene inneholder i tillegg en vurdering av usikkerheten i målingene.
4.4.1
GFA
Hovedkildene til det oljeholdige vannet er:
•
Produsertvann
•
Ballastvann/fortrengningsvann
Produsertvann og ballastvann er egne utslippsstrømmer, men går til utslipp i samme utslippspunkt sammen med
sirkulert sjøvann (kjølevann).
Spillvann fra spillvannstanken går enten til spilloljetanken, til produsertvann eller direkte til sjøvannsreturen. Fra
spilloljetanken går det til lagercellene og blir deretter en del av ballastvannet. Går det i produsertvannsystemet blir
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 23 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.
det renset sammen med den øvrige produsertvannstrømmen. Vann fra spillvannstanken som går til
sjøvannsreturen blir separert i spillvannstanken (tanken blir tømt én gang i uken til spilloljetanken).
Vannrenseanleggene består av to tog med 1. 2. og 3. trinn separator samt en testseparator. Vannet behandles i to
rensetog i parallell. Anlegget består av:
 Hydrosykloner nedstrøms 1. trinn separatorer 20-VA01A/B
 Hydrosykloner nedstrøms Testseparator 20-VA04
 Avgassingstanker (Produsertvann separatorer) 44-VA01A/B
 Flotasjonsceller 44-CV01A/B
 Skumseparator 44-CV02
Produsertvann er rutet til produsertvann separatorer gjennom nivå kontroll ventiler nedstrøms hydrosykloner.
Nivåkontrollventil A er rutet mot produsertvann separator A og nivåkontrollventil B er rutet mot produsertvann
separator B. Vann fra testseparator ledes til produsertvann separator B. Produsert vann fra 2. trinn separatorer kan
ledes til begge produsertvann separatorene, mens jettevann ledes til produsert vann separator A. Vannet ledes til
sjø nedstrøms flotasjonsceller. Returstrøm fra skumseparator går til produsertvann separatorer. Olje fra produsertvann separatorene ledes til spilloljetanken.
Ballastvann (fra lagerceller for olje) renses ved gravimetrisk separasjon i lagertanker. Spillvannet renses ved
gravimetrisk separasjon i slamcelle.
GFA bruker gjeldende referansemetode til å analysere olje i vann (OSPAR ref.nr. 2005-15 (OSPAR-modifisert utgave av
ISO-9377-2)
GFA har ved optimalisering av renseprosess og kjemikaliedosering oppnådd stabilt lave konsentrasjoner av
dispergert olje i produsertvannet langt under forskriftskravet på 30 mg/l som månedssnitt. I perioden 2011 til dags
dato har oljekonsentrasjonen som årssnitt lagt i området 4,3 – 5,7 PPM. GFA jobber kontinuerlig for å holde
oljekonsentrasjonen på et lavt nivå.
4.4.2
GFB
 Produsertvann
 Spillvann
Produsertvann og spillvann er egne utslippsstrømmer, men går til utslipp i samme utslippspunkt, sammen med sirkulert
sjøvann (kjølevann).
Vannstrømmene fra hver innløpseparator og testseparator trykkavlastes og renses gjennom to separate tog, A og B.
Hvert tog består av produsertvann separator og flotasjonscelle. GFB har installert online OiW maler for optimalisering av
renseprosess og kjemikaliedosering.
Spillvann renses i egen spillvannseparator før utslipp til sjø.
Vannrenseanleggene på GFB består av to tog med 1. trinn separatorer 20-VA21A/B samt en testseparator. Vannet
behandles i to rensetog i parallell. Anlegget består av:
•
Avgassingstanker (Produsert vann separatorer) 44-VA21A/B
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 24 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
•
•
Rev. nr.
Flotasjonsceller 44-CV21A/B
Skumseparator 44-CV22
Produsertvann fra produksjonsseparator 20-VA21A er rutet til produsertvann separatorer A, og produsertvann fra
produksjonsseparator 20-VA21B og test separator 20-VA22 er rutet til produsertvann separatorer B gjennom nivå
kontroll ventiler. Det eksisterer en ventil mellom produsertvann headerne, men denne ventilen skal stå stengt (LC)
slik at en ikke overstiger anleggets kapasitet. Vannet ledes til sjø nedstrøms flotasjonsceller. Olje fra produsertvann
separatorene ledes til spilloljetanken.
Jettevann ledes til produsertvann separator A eller B. Returstrøm fra skumseparator og vann fra spilloljetank går til
produsertvann separatorer.
For måling av olje i vann bruker GFB Infracal korrelert mot gjeldende referansemetode etter OSPAR 2006-6.
GFB har ved optimalisering av renseprosess og kjemikaliedosering oppnådd stabilt lave konsentrasjoner av
dispergert olje i produsertvannet langt under forskriftskravet til månedssnitt. I perioden 2011 til dags dato har
oljekonsentrasjonen som årssnitt lagt i området 4,9 – 7,0 PPM. GFB jobber kontinuerlig for å holde
oljekonsentrasjonen på et lavt nivå.
4.4.3
GFC
•
Produsertvann
•
ballastvann/fortrengningsvann
Produsertvann og ballastvann er egne utslippsstrømmer, men går til utslipp i samme utslippspunkt sammen med
sirkulert sjøvann (kjølevann).
Ballastvann består av fortrengningsvann (fra lagercellene for olje) og spillvann. Spillvann går til slamcelle, blandes
deretter med fortrengningsvann og dette går så samlet til utslipp.
Vannrenseanlegget på GFC består av to tog med 1. 2. og 3. trinn separator samt to testseparatorer. GFC
behandler også vann fra Tordis, som har egne innløpsseparatorer, og Visund Sør. Vannet behandles i to rensetog i
parallell.
Anlegget består av:
•
Hydrosykloner nedstrøms 1. trinn separatorer 20-VA01A/B
•
Hydrosykloner nedstrøms Tordis separatorer 20-VA06A/B
•
Avgassingstanker (Produsert vann separatorer) 44-VA01A/B
•
Flotasjonsceller 44-CV01A/B
•
Skumseparator 44-CV02
Produsertvann fra 1. trinn separatorer 20-VA01A/B og Tordis separatorer 20-VA06A/B er rutet til produsertvann
separatorer gjennom nivå kontroll ventiler nedstrøms hydrosykloner. Nivåkontrollventil A er rutet mot produsertvann
separator A og nivåkontrollventil B er rutet mot produsertvann separator B. Det fysiske skillet mellom
produsertvann separator A og B er innført for å kontrollere vannmengdene inn mot hver enkelt produsert vann
separator. Vann fra testseparatorer kan ledes til produsert vann separator A eller B.
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 25 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.
Produsertvann fra 2. trinn separatorer kan ledes til begge produsertvann separatorene. 2. trinn separator mottar
også vann fra LP brønner. Jettevann ledes til produsert vann separator A eller B.
Vannet ledes til sjø nedstrøms flotasjonsceller. Returstrøm fra skumseparator går til produsertvann separatorer.
Det tas ut vann på både 1. og 2. trinn. Men fra 2. trinn går det direkte til produsertvann separatorer da det ikke er
sykloner her. Alt vannet går via flotasjonsceller før det slippes til sjø. Olje fra produsertvann separatorene ledes til
spilloljetanken.
Ballastvann renses ved gravimetrisk separasjon i lagertanker og i slamceller. Spillvannet renses ved gravimetrisk
separasjon i slamcelle.
GFC bruker gjeldende referansemetode til å analysere olje i vann (OSPAR ref.nr. 2005-15 (OSPAR-modifisert utgave av
ISO-9377-2).
Ved optimalisering av renseprosess og kjemikaliedosering forsøker GFC å oppnå så lave konsentrasjoner av
dispergert olje i produsertvannet som mulig, og har ligget under forskriftskravet til månedssnitt (30 mg/l) de siste
årene. I perioden 2011 til dags dato har oljekonsentrasjonen som årssnitt lagt i området 10,1-15,2 mg/l. GFC jobber
kontinuerlig for å holde oljekonsentrasjonen på et lavt nivå men, har utfordringer med forstyrrelse av renseprosessen når Tordis er i drift. Dette skyldes kompatibiliteten mellom de to formasjonsvannene samt dosering av
korrosjonshemmer på Tordis som har et negativt bidrag på olje i vann.
En ny korrosjonshemmer er under uttesting på Tordis som kan bidra til bedre vanntall, men effekten av dette vil
først ses ved årsskiftet 2014/2015.
4.4.4
Mobile rigger/Gullfaks Sør
Oljeholdig vann fra de mobile riggene inkluderer fortregningsvann, drenasjevann maskinrom og annet
drenasjevann fra dekk. Selv om prinsippene til grunn for drenasjevannsystemene om bord i de ulike riggene er lik,
vil selve oppsettet variere fra rigg til rigg. Dette er detaljert beskrevet i de riggspesifikke måleprogrammene.
Enkelte rigger har installert renseanlegg for rensing av oljeholdig drenasjevann. Dette er inkludert i de
riggspesifikke måleprogrammene med referanse til leverandør-spesifikt måleprogram hvor anlegget, målemetoder
og måleusikkerhet er beskrevet i detalj.
4.5
Jetting og oljevedheng på sand
Målinger og beregninger av utslipp til sjø av sand og oljeholdig vann gjennomføres etter installasjonsspesifikke
program som inngår i Statoils styringssystem. Måle- og beregningsprogrammene beskriver måle- og
prøvetakingsmetode, utvelgelse av måleperioder, samt beregningsmodeller og utslippsfaktorer som benyttes for å
beregne utslipp til sjø. Programmene inneholder i tillegg en vurdering av usikkerheten i målingene.
GFA:
Det jettes ca. 4 ganger i uken, og oljeinnhold måles ved hver jetting. Prøvepunkt er 1. trinn separator A/B, 2. trinn
separator A/B, testseparator, Prodvann separator A/B. Ved jetting av oljetog tas prøvene fra utløp flotasjonstank, og evt.
avgassingstank dersom flotasjonscelle ikke er i drift. Ved jetting av produsertvann separator tas prøvene på jetteutløpet
fra tanken.
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 26 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.
GFB:
Det jettes ukentlig, og oljeinnhold måles ved hver jetting. Prøvepunkt er 1. trinn separator A/B, testseparator, Prodvann
separator A/B. Ved jetting av oljetog tas prøvene fra utløp flotasjonstank, og evt. avgassingstank dersom flotasjonscelle
ikke er i drift. Ved jetting av produsertvann separator tas prøvene på jetteutløpet fra tanken.
GFC:
Det jettes ca. 4 ganger i uken, og oljeinnhold måles ved hver jetting. Prøvepunkt er 1. trinn separator A/B, 2. trinn
separator A/B, Tordis A og B, testseparator, Prodvann separator A/B. Ved jetting av oljetog tas prøvene fra utløp
flotasjonstank, og evt. avgassingstank dersom flotasjonscelle ikke er i drift. Ved jetting av produsertvann separator tas
prøvene på jetteutløpet fra tanken.
Oljevedheng på sand
Det tas prøve for analyse av jettesand månedlig på hver installasjon. Oljekonsentrasjon på sand er fra tid til annen
over kravet på <10 mg/kg tørrstoff (ref. Årsrapporter for 2012 og 2013). Årsaken til overskridelsene er stor
sandproduksjon, samt scaleoppbygging i prod.vannseparator som gjør at god separasjon er vanskelig å få til.
Oljevedhenget på sanden som slippes til sjø vurderes å ha en neglisjerbar effekt på miljøet på tross av at
oljekonsentrasjonen fra tid til annet er over kravet.
For GFA og GFB kan sandmengden ikke måles, mens vel halvparten av den sanden som produseres kan måle på GFC.
Det anslås at GFC pr. nå produserer omkring to tonn sand pr. uke. GFA og GFB ligger trolig lavere enn dette og antatt
produksjon er ett tonn sand pr. uke pr. installasjonen. I tillegg kommer sand produsert til sandsyklon, men denne sanden
reinjiseres. Sandproduksjonen antas å øke i årene framover.
I prøveopparbeidingen for analyse av olje i jettevann vil også oljevedheng på sand bli ekstrahert ut og målt. Rapporterte
mengder olje i jettevann i årsrapportene inkluderer derfor oljevedheng på sand. Oljevedhenget på sanden som slippes til
sjø vurderes å ha en neglisjerbar effekt på miljøet.
5
Injeksjon
Det er per i dag ingen planer om reinjeksjon eller injeksjon av produsertvann fra Gullfaksplattformene.
Hovedgrunnen til dette er at injeksjon av produsertvann antas å føre til økt H2S-dannelse i reservoaret og gi ennå
høyere konsentrasjoner av H2S i den produserte oljen/gassen. Høye H2S-konsentrasjoner vil ha en betydelig
negativ effekt på installert materiell fra brønn til plattformanlegg. Produksjon med høy H 2S-konsentrasjon vil også
kreve betydelige investeringer i renseanlegg med tilhørende høyt kjemikalieforbruk (H2S-fjerner).
Gullfaksfeltet utvinnes med trykkstøtte ved hjelp av vanninjeksjon, gassinjeksjon og alternerende vann- og
gassinjeksjon (VAG). Ettersom disse strømmene ikke krever tillatelse etter forurensningsloven, i henhold til
Miljødirektoratets veileder TA2847, er disse brønnene ikke videre omtalt i denne informasjonspakken.
Det finnes tre deponibrønner/ cuttings re-injection (CRI) brønner på feltet; 34/10-A-15 A, 34/10-B-11 og 34/10-C-30
AT2. Brønnen injiserer i Utsira Formasjonen og/eller sandkropper i Hordaland Gruppen.
Strømmer som ønskes injisert i gitte deponibrønner;
- Kjemikalie- og oljeholdig vann, inkludert brukt H2S-fjerner, fra Gullfaksfeltet.
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 27 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.
- Kaks og faste partikler, sjøvann, samt borevæske (vann og oljebasert) fra Gullfaks Hovedfelt og Gullfaks
Satellitter
- Opprenskning av brønner fra Gullfaksfeltet
- Sand og avleiringer ved rengjøring av oljetog og produsertvannsystemer fra Gullfaksfeltet
Deponibrønnenes status overvåkes for å sikre at brønnene er i henhold til styrende dokumentasjon og kan
anvendes trygt i forbindlese med pågående boreoperasjoner. Kapasiteten på deponibrønnene/ cuttings re-injection
(CRI) brønnene på Gullfaks er i utgangspunktet lik, men reservoar-responsen etter injeksjon avgjør når neste
injeksjon kan utføres.
Utsira formasjonen er ikke gjennomgående på Gullfaksfeltet. Brønnene 34/10-A-15 A, 34/10-B-11 og 34/10-C-30
AT2 er perforert i Hordaland. Stim Plan simulering er utført og målsandene i Hordaland over injeksjonspunktet er
vurdert å være godt egnet til å ta imot deponimateriale. Denne vurderingen er verifisert i daglig drift, og omtalte
brønner fungerer bra som deponibrønner. Kontrollparametre som benyttes for å sikre mot eller for å tidlig oppdage
eventuelle lekkasjer er daglig gjennomgang av injeksjoner utført av GF PETEK, og analyse av
formasjonsresponsen under injeksjon og i påfølgende innestenging som gjennomføres av Terralog. Advisory
Group Injection (AGI) og Terralog vurderer brønnens oppførsel over tid og gir råd om justeringer i forhold til
injeksjon i deponibrønnene. Trykkgrenser for injeksjon er fastsatt. Sjøbunnsundersøkelse ble utført i 2010 og i april
2014. Nye undersøkelser vil settes på plan for 2015. Visuell inspeksjon av havflaten utføres i henhold til
plattformens rutiner. Plan for korrigerende tiltak ved eventuell lekkasje er å stoppe injeksjon, utføre Post- Flush og
stenge brønnen inne, ta prøver fra havbunnen og eventuelt utføre sjøbunnsundersøkelser over injeksjonspunktet.
Antatt mengde som vil injiseres er ikke stipulert. I brønn 34/10-A-15 A tar en injeksjonssyklus 3 timer å pumpe ved
1000 lpm pumperate. Brønnen skal stå stengt i 8 timer før ny injeksjon startes. Brønn 34/10-B-11 er stengt for
injeksjon frem til september 2015 i forbindelse med oppgradering av boreanlegget. En injeksjonssyklus tar 3,5 timer
å pumpe ved 1000 lpm pumperate. Brønnen skal stå stengt i 10 timer før ny injeksjon startes. En injeksjonssyklus
tar 4 timer å pumpe ved 1000 lpm pumperate på brønn 34/10-C-30 AT2. Brønnen skal stå stengt i 8 timer før ny
injeksjon startes.
Hvis injeksjonsanlegget er ute av drift på en av installasjonene vil alternativ håndtering av injeksjonsstrømmer være
å sende dette i land for destruksjon, eller injeksjon på en av de andre faste innretningene på Gullfaks.
6
Utslipp til luft
6.1
Utslippskilder fra forbrenning
Tabell 6.1 viser hovedkilder til utslipp til luft på Gullfaksfeltet. Hovedkildene er forbrenning av brenngass i turbiner
(GFA/GFC), forbrenning av diesel i motorer og turbiner samt fakling. I tillegg kommer diffuse utslipp fra lasting av
råolje, kaldventilering/avdamping fra prosessanlegg samt diffuse utslipp fra boring, se 6.1.5.
Tabell 6.1 – Hovedkilder til utslipp til luft på Gullfaksfeltet
Installasjon
Utslippskilde / utstyrsmodell
Tag nr.
Brensel
Nominell
Ytelse
innfyrt effekt
MW
MW
GFA
Turbin (kompressordriver) / GE LM2500 PE
Gradering: Åpen
23-KA01A
Brenngass
Status: Final
Utløpsdato:
55,6
20
Side 28 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.
GFA
Turbin (kompressordriver) / GE LM2500 PE
23-KA01B
Brenngass
55,6
20
GFA
Turbin (kompressordriver)/GE LM2500 PJ DLE
26-KA02
Brenngass
55,6
20
GFA
Turbin (kraftgenerator) / GE LM2500 PE
80-EG01A
Brenngass og diesel
55,6
20
GFA
80-EG01B
Brenngass og diesel
55,6
20
GFA
80-EG01C
Brenngass og diesel
55,6
20
GFA
80-EG01D
Brenngass og diesel
55,6
20
GFA
HP-fakkel
Fakkelgass
GFA
LP-fakkel
Fakkelgass
GFA
Vent-fakkel
GFA
Motor (nødgenerator) / 240 V16 ESHR
83-EG01A(D)
Diesel
2,52
GFA
Motor (nødgenerator) / 240 V16 ESHR
83-EG01B(D)
Diesel
2,52
GFA
Motor (nødgener. for boring) / 240 V16ESHR
17-EG01A(D)
Diesel
2,52
GFA
Motor (nødgener. for boring) / 240 V16 ESHR
17-EG01B(D)
Diesel
2,52
GFB
HP/LP-fakkel
Fakkelgass
GFB
Vent-fakkel
Fakkelgass
GFB
Pilotfakkel
Fakkelgass
GFB
Motor (nødgenerator) / UD 45 V16 SG ACR
83-EG21A(D)
Diesel
3,2
GFB
Motor (nødgenerator) / UD 45 V16 SG ACR
83-EG21B(D)
Diesel
3,2
GFB
Motor (brannvanns-pumpe) / 12V 396 TC 33
71-PA23A(D)
Diesel
0,97
GFB
Motor (brannvanns-pumpe) / 12V 396 TC 34
71-PA23B(D)
Diesel
0,97
GFB
Motor (kran 1) / C-18SCAC
73-PX05(D)
Diesel
0,55
GFB
Motor (kran 2) / C-18SCAC
73-PX13(D)
Diesel
0,55
GFC
Turbin (kompressordriver) GE LM2500 PE
23-KA01A
Brenngass
55,6
20
GFC
Turbin (kompressordriver) GE LM2500 PE
23-KA01B
Brenngass
55,6
20
GFC
Turbin (kraftgenerator) GE LM2500 PE
80-EG01A
Brenngass og diesel
55,6
20
GFC
80-EG01B
Brenngass og diesel
55,6
20
GFC
80-EG01C
Brenngass og diesel
55,6
20
GFC
HP-fakler
Fakkelgass
GFC
LP-fakkel
Fakkelgass
GFC
Vent-fakkel
Fakkelgass
GFC
Motorer (nødgenerator) / KVGB-16
83-EG01A(D)
Diesel
3,34
GFC
Motorer (nødgenerator) / KVGB-17
83-EG01B(D)
Diesel
3,34
GFC
Motor (brannvanns-pumpe) / 16V4000P81
71-EG-01A(D)
Diesel
1,5
GFC
71-EG-01B(D)
Diesel
1,5
GFC
71-EG-02A(D)
Diesel
1,5
GFC
Motor (brannvanns- pumpe) / 16V4000P81
71-EG-02B(D)
Diesel
1,5
GF Sør
Motorer på mobile rigger
Diesel
GF Sør
Brennerbom/fakkel på mobile rigger
Gass/olje
6.1.1
Fakkelgass
Turbiner
På både Gullfaks A og Gullfaks C er normal drift at begge kompressortog med tilhørende turbiner skal utnyttes
maksimalt. Behovet for kraft vil øke etterhvert som vanninjeksjon er planlagt å øke på både GFA og GFB. Det vil også bli
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 29 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.
et ekstra behov for kraft ved oppstart av Gullfaks Subsea Compression mot GFC, se kap. 1. På GFA er det installert lavNOx injeksjonsturbin. Fra høst 2016 er det planlagt eksport fra GFA og injeksjonsturbin vil halvere injeksjonsmengde som
vil føre til noe redusert brenngassforbruk. I forbindelse med GRD skal begge gasskompresjonstogene på GFA bygges
om, ref kap 1. Dette skal føre til redusert brenngassforbruk og utslipp av gassene CO2 og NOx.
6.1.2
Fakler
Beskrivelse av faklingssystem på de enkelte installasjoner:
6.1.2.1 Gullfaks A
Fakkelsystemet på Gullfaks A består av høytrykksfakkel (HP), lavtrykksfakkel (LP) og vent fakkel.
Høytrykksfakkel (HP):
HP-systemet mottar utslipp (fra trykkontroll-ventiler, blowdown-ventiler og PSV-ventiler) fra utstyr som er designet for
høyere trykk enn 6.9 barg (med unntak av 2.trinn separator PSV som går til LP fakkel). I forbindelse med økt
gasskapasitet på plattformen, ble høytrykksfakkelrør økt i dimensjon. Man beholdt også eksisterende fakkelrør, som bare
skal benyttes ved større faklingsutslipp (scenario chokefeil). Dette fakkelrøret holdes stengt med sprengblekk, og spyles
kontinuerlig med nitrogen. Hovedhøytrykksfakkelrør er normalt slukket, med hurtigåpneventil og sprengblekk i parallell.
Fakkelgassen gjenvinnes til oppstrøms 1. trinns kompressor. Dersom fakkelen mottar store utslipp, vil hurtigåpneventilen
i fakkelrøret åpne, og fakkelgassen tennes automatisk vha tennsystem. Tennsystemet er designet for å kunne tenne
både høytrykk, lavtrykk og ventfakkel.
Lavtrykksfakkel (LP):
LP-systemet mottar utslipp (fra trykkontroll-ventiler, blowdown-ventiler og PSV-ventiler)fra kilder som er designet for trykk
lavere enn 6.9 barg, samt PSV utløp fra 2. trinns separator. LP fakkelsystem har kontinuerlig utslipp fra produsert vann
separator og injeksjonsvanns deareator. Utslipp fra produsert vann separator er størst av disse. Fakkelen er normalt
slukket, med hurtigåpneventil og sprengblekk i parallell. Fakkelgassen gjenvinnes til oppstrøms 1. trinns kompressor.
Dersom fakkelen mottar store utslipp, vil hurtigåpneventilen i fakkelrøret åpne, og fakkelgassen tennes automatisk vha
tennsystem.
Ventfakkel:
Ventfakkelsystemet samler utslipp fra kilder med tilnærmet atmosfærisk trykk og slipper dette ut til luft. Ventfakkelen er
tent når HP/LP-fakler er tent.
6.1.2.2 Gullfaks B
Fakkelsystemet på Gullfaks B består av hovedfakkel og ventfakkel:
Hovedfakkel:
Hovedfakkelsystemet mottar utslipp fra trykkontroll-ventiler, blowdownventiler og PSV-ventiler fra alle trykkilder på
plattformen. Fakkelen er ikke slukket.
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 30 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.
Ventfakkel:
Ventfakkelsystemet samler utslipp fra atmosfæriske tanker. Største kilde til ventfakkel er glykolregenerering.
Pilotbrenner holder fyr i faklene. I tillegg har man flammefrontgeneratorsystem for tenning av hovedfakkel- og/ eller
ventfakkel ved behov.
6.1.2.3 Gullfaks C
Fakkelsystemet på Gullfaks C består av høytrykksfakler (HP), lavtrykksfakkel (LP) og ventfakkel:
Høytrykksfakler (HP):
HP-systemet mottar utslipp (fra trykkontroll-ventiler, blowdown-ventiler og PSV-ventiler) fra utstyr som er designet for
høyere trykk enn 6.9 barg. Fakkel er normalt slukket, med hurtigåpneventil og sprengblekk i parallell. Fakkelgassen
gjenvinnes til oppstrøms 1. trinns kompressor. Dersom fakkel mottar store utslipp, vil hurtigåpneventilen i fakkelrøret
åpne, og fakkelgassen tennes automatisk vha tennsystem. Tennsystemet er designet for å kunne tenne både høytrykk,
lavtrykk og ventfakkel.
Lavtrykksfakkel (LP):
LP-systemet mottar utslipp (fra trykkontroll-ventiler, blowdown-ventiler og PSV-ventiler) fra kilder som er designet for
trykk lavere enn 6.9 barg. LP fakkelsystem har kontinuerlig utslipp fra produsert vann separator og injeksjonsvanns
deareator. Utslipp fra produsertvann separator er størst av disse. Fakkelen er normalt slukket, med hurtigåpneventil og
sprengblekk i parallell. Fakkelgassen gjenvinnes til oppstrøms 1. trinns kompressor. Dersom fakkelen mottar store
utslipp, vil hurtigåpneventilen i fakkelrøret åpne, og fakkelgassen tennes automatisk vha tennsystem.
Ventfakkel:
Ventfakkelsystemet samler utslipp fra kilder med tilnærmet atmosfærisk trykk og slipper dette ut til luft. Ventfakkelen er
tent når HP/LP-fakler er tent.
6.1.3
Motorer/pumper
Krevende kraftforbruk fra motorer og pumper på Gullfaks plattformene består hovedsakelig av følgende utstyr :
Vanninjeksjonspumper, sjøvannsløftepumper, matepumper, trykkøkningspumper, kjølemediumpumper, flerfasepumper.
Vanninjeksjon skal etter planen øke på GFA og GFB og vil generere et større behov for kraft.
På Gullfaks A er det installert to reinjeksjonskompressorer som krever en del kraft. Pr. i dag er disse ikke i drift, men vil
kunne tas i bruk ved behov. På Gullfaks C er en reinjeksjonskompressor for hovedfelts brønner i kontinuerlig drift.
I dag driftes flerfasepumpe på Gullfaks A kontinuerlig og vi forventer at denne skal driftes frem til modifikasjon for
lavtrykksproduksjon. På Gullfaks B er ikke flerpumpe i drift, men vurderes fortløpende utfra behov.
I forbindelse med GSC prosjektet, ref kap 1, skal det installeres to våtgasskompressorer som vil kreve mye kraft.
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 31 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
6.1.4
Rev. nr.
Brenning over brennerbom på mobile rigger / Gullfaks Sør
Vi har allerede blitt gitt særskilt tillatelse til brenning over brennerbom i forbindelse med operasjoner på 34/10 -E-1, -E-2, E-3, -E-4, og -L-1. Vi ønsker å opprettholde disse tillatelsene. Videre ønsker Statoil tillatelse til brenning over
brennerbom for følgende brønner:
34/10 -E-3,
34/10 -G-3,
34/10 -G-4.
Brenning over brennerbom vil være brønnopprenskning og annen brenning over brennerbom, som typisk kan
forstås som avblødning av gass/trykkavlastning av sikkerhetsmessige grunner. Statoil ønsker tillatelse til 3
avblødinger/opprenskinger årlig. Dette er ment som et føre var slik at vi har tillatelse i tilfelle vi trenger det.
Omfanget av brenning over brennerbom er gitt i tabell 6.4 (ref. tabell 6.2 og 6.3) og tar utgangspunkt i worst-casescenarioer for å sikre at vi er innenfor tillatte rammer da vi tidligere har erfart utfordringer med store gasslommer
under liknende operasjoner på Gullfaks-feltet og samme reservoar.
Tabell 6.2: Omfanget av brenning over brennerbom
Brenning av gass
over brennerbom
Brenning av olje
over brennerbom
Antall brønner/ år
3
Antall brønner/ år
3
Antall døgn/
brønn
3
Antall døgn/
brønn
3
Mengde gass (Sm3/døgn)
Totalt årlig utslipp gass (Sm3)
1 500 000
Mengde olje (Sm3/døgn)
13 500 000
Totalt årlig utslipp olje (Sm3)
1 000
9 000
Med avblødning menes her fjerning av hydrokarboner fra brønnen ifm med brønnintervensjon der hensikt er å erstatte
hydrokarbonene med væske slik at væske-barriere er etablert for videre operasjoner. I dette tilfelle vil væske bli pumpet
inn i brønnen med retur av væske til et forenklet test-anlegg for å skille gass fra olje/vann. Væske-fase blir lagret og sendt
til land med spesial fartøy. Gassen ledes til enten brennebom for brenning da det kan være store mengder med gass
som må fjernes, eller til avblødningslinje som er på toppen av boretårn og ventileres til atmosfære.
Brønnopprensking er når man strømmer brønnvæske ut av brønnen etter komplettering slik at det er kun hydrokarboner
igjen i brønnen. Dette er nødvendig for alle brønner, men det er spesielt på E- og J-rammen at dette må tas til riggen da
disse rammene er brukt for gassinjeksjon. Det er da ikke mulig å strømme tilbake til plattformen fra disse rammene pga.
systemets design. Gassinjektorene på Gullfaks Sør (subsea) er koblet opp mot produksjonsplattformene med en
rørledning for injeksjon av produsert gass. Denne rørledningen er ikke koblet opp mot produksjonsanlegget og kan
således ikke ta imot brønnstrøm. Dersom man velger å injisere brønnvæskene fra en rekomplettert/reboret brønn, vil
reservoaret bli helt eller delvis ødelagt. I tegningen under, ref.
Figur 6.1 ser man de gule gassinjeksjonslinjene fra Gullfaks A til J og E subsea templatene. Gassinjektorene er røde.
Tegningen er fra 2008 og brukes her bare som illustrasjon.
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 32 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.
Figur 6.1: Gass-injektorer og gassinjeksjonslinjene fra Gullfaks A til J og E subsea templatene
Produksjonsbrønner renses opp til plattformen. Det er også behov for å brenne over brennerbom i forbindelse med boreog brønnoperasjoner på brønner med brønnintegritetsproblemer som må sikres på en spesiell måte. Dette gjelder G-3
and G-4 som begge har lekke produksjonspakker.
Mulighet for å kunne lede brønnstrøm fra brønnkontrollsystem til brennerbom for brenning er iht krav i Norsok Standard
D-001 og inngår som en del av brønnkontrollsystem på innretning.
De væskene som står i brønnen når opprensingen starter vil bli fraksjonert ut via testseparator og kalibreringstank til
slop-tank for transport og håndtering på land. Etterhvert som hydrokarbonene (gass og kondensat) når overflaten vil
denne strømmen sammen med resterende kompletteringsvæske rutes via varme-veksler til separator. Gassutløpet fra
separator rutes til brennerbom/fakkel via gasslinjen og kondensat/oljen vil rutes til brennerbom/fakkel via oljelinjen.
Vannfasen vil rutes via vannutløpet til kalibreringstank og videre til slop-tank for transport og avfallshåndtering på land.
Ved bruk av to store tanker vil HC-forurenset væske holdes adskilt fra renere væske. Brønnoperasjonen er planlagt utført
med tanke på optimal forbrenning i fakkelen. Forbrenningsratene vil bli optimalisert slik at direkte nedfall av olje fra
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 33 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.
brennerbommen unngås. Det benyttes også en «ring of fire» som skal hindre nedfall til sjø. Utslippene kalkuleres for
øvrig iht. Norsk Olje og Gass standard-faktorer, ref. Tabell 6.5 d.
Tabell 6.3: Beregnet årlig utslipp til luft ved brenning over brennerbom
Aktivitet
Utslipp (tonn)*
Totalt årlig
CO2
NOx
CO
N2O
CH4
nmVOC
SOx
PAH
PCB
Dioksiner
31590
162
20,25
0,27
3,24
0,81
0,091395
7 740**
24535,8
28,638
139,32
N.A
N.A
25,542
3,24E-05
0,09288
2,97
0,000135
Sum utslipp
56125,8
190,638
159,57
0,27
3,24
26,352
0,091447
0,09288
2,97
0,000135
utslipp
Gass (Sm3)
13 500 000
Olje (tonn)
*Utslippene er beregnet med bruk av standard utslippsfaktorer i henhold til OLFs Veiledning til utslippsrapportering
**Mengden olje i tonn er omregnet fra mengden olje i Sm3 ut ifra en diesel-tetthet lik 0,86 tonn/Sm3
6.1.5
Diffuse utslipp
Diffuse er direkte utslipp av naturgass fra anleggene på olje- og gassinnretningene. Utslippene kan komme fra alle
systemer som håndterer hydrokarboner. Utslippene er hydrokarbongasser som deles opp i CH 4 og nmVOC.
6.1.5.1 Diffuse utslipp fra kaldventilering.
På GFA og GFC beregnes diffuse utslipp som avdamping over flotasjonscellene – ref. målinger i juni 2014 sendt til
Miljødirektoratet den 30.06.2014 i forbindelse med innsending av tilleggsopplysninger til klimakvotetillatelsen for
Gullfaksfeltet (deres referanse: 2013/735, vår referanse: AU-DPN OW GF-00054). GFA og GFC vil fra og med
3
2014 bruke en avdampingsrate på 150 liter HC-gass/m produsertvann som går over flotasjonscellene.
3
Beregningene baserer seg på gjennomsnittlig måling på 113 liter HC-gass/m produservann med et tillegg på 10 %
for avdamping fra tetningsoljefeller og glykolkontaktor, og et ytterligere tillegg på 20 % for å sikre konservative data.
Diffuse utslipp beregnes for den andel av året som ventfakkel er slukket på hhv GFA og GFC.
GFB har kontinuerlig fakling og derfor ingen diffuse utslipp fra kaldventilering.
6.1.5.2 Diffuse utslipp fra Boring.
Diffuse utslipp fra boring er mer eller mindre kontinuerlige, små utslipp naturgass, hovedsakelig under komplettering og
rekomplettering av brønner når man opererer i oljeførende lag. Faktor for diffuse utslipp er gitt i NOROG retningslinjer
044 Tabell 25, og er basert på utslipp av gasser per brønn. Ihht. veilederen rapporteres diffuse utslipp pr ferdig
komplettert brønnbane, dvs. det året brønn ferdigstilles og overleveres drift
6.1.5.3 Diffuse utslipp fra lasting
Utslipp knyttet til lasting av olje rapporteres til Miljødirektoratet av VOCIC. I 2013 var utslippsfaktor for nmVOC 1,89
kg/Sm3. Gullfaks har i 2014 gjennomført en studie for å identifisere mulige tiltak på installasjonene som kan å redusere
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 34 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.
mengden VOC som kommer ned på tankbåtene. Som en følge av dette er trykk i 20-VA03 redusert 0,02 bar. For tiltak på
tankbåtene henvises det til VOCIC.
6.1.5.4 Andre kilder til diffuse utslipp
For eventuelle andre diffuse utslipp avventes resultat fra prosjekt «Kaldventilering og diffuse utslipp fra
petroleumsvirksomheten offshore, oppdatering av metoder for bestemmelse av utslipp, BAT- og tiltaksvurderinger»
i regi av Miljødirektoratet.
6.2
Utslippsmengder
Tabell 6.4 viser forventet årlig forbruk av diesel og naturgass for Gullfaksfeltet basert på tall fra RNB2015, og
inkluderer innfasing av GRD, GSO og GSC. Det er lagt til en sikkerhetsmargin på 10 %.
Tall for brenning over brennerbom på mobile rigger er hentet fra søknad datert 13.12.2013 (Vår referanse: AU-DPN
OW GF-00173). Denne søknaden ble ikke innvilget (deres brev datert 1.4.2014 med referanse 2013/2001). Dette
vedtaket er påklaget av Statoil Gullfaks (Vår referanse AU-EPN D&W DBG-00630, datert 30.4.2014). Brenning
over brennerbom vil være brønnopprenskning og annen brenning over brennerbom, som typisk kan forstås som
avblødning av gass/trykkavlastning av sikkerhetsmessige grunner. Som tidligere nevnt ønsker Statoil tillatelse til 3
avblødinger/opprenskinger årlig. Dette er ment som et føre var slik at vi har tillatelse i tilfelle vi trenger det.
Omfanget av brenning over brennerbom er gitt i tabell 6.4 (ref. tabell 6.2 og 6.3) og tar utgangspunkt i worst-casescenarioer for å sikre at vi er innenfor tillatte rammer da vi tidligere har erfart utfordringer med store gasslommer
under liknende operasjoner på Gullfaks-feltet og samme reservoar.
Tabell 6.4 – prognosert forbruk av gass og diesel brukt til forbrenning på Gullfaksfeltet
a) GFA
År
Forbruk gass til turbin
Forbruk gass til fakkel
Forbruk diesel*
[mill Sm3]
[mill Sm3]
[mill liter]
2015
225,517
11,242
1,418
2016
231,024
11,242
1,418
2017
247,927
11,242
1,418
2018
250,926
11,242
1,418
2019
248,454
11,242
1,418
2020
244,268
11,242
1,418
2021
242,976
11,242
1,418
2022
229,801
11,242
1,418
2023
228,016
11,242
1,418
* derav et anslått, fast volum til motor (0,139 mill. liter).
b)
GFB
År
Gradering: Åpen
Forbruk diesel
[mill Sm3]
[mill liter]
Status: Final
Utløpsdato:
Side 35 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
2015
16,863
0,329
2016
16,863
0,329
2017
16,863
0,329
2018
16,863
0,329
2019
16,863
0,329
2020
16,863
0,329
2021
16,863
0,329
2022
16,863
0,329
2023
16,863
0,329
c)
Rev. nr.
GFC
År
Forbruk gass til turbin
Forbruk diesel*
[mill Sm3]
[mill Sm3]
[mill liter]
2015
165,836
32,766
3,472
2016
174,017
33,025
3,472
2017
171,569
34,642
3,472
2018
164,190
33,612
3,472
2019
167,787
33,042
3,472
2020
165,042
32,147
3,472
2021
114,273
30,989
3,472
2022
108,550
30,636
3,472
2023
105,506
29,818
3,472
* derav et anslått, fast volum til motor (0,245 mill. liter).
d)
Gullfaks Sør / mobile rigger
År
Forbruk diesel
Gass til brennerbom
Olje til brennerbom
[mill liter]
[mill Sm3]
[mill liter]
2015
19,009
13,5
9,000
2016
20,115
13,5
9,000
2017
19,010
13,5
9,000
2018
19,505
13,5
9,000
2019
20,000
13,5
9,000
En oversikt over hvilke utslippsfaktorer som per i dag benyttes for å bestemme utslipp til luft for Gullfaksfeltet er vist
i tabell 6.5. Utslippsfaktorene er hentet fra måleprogrammene for installasjonene. Faktorene vil kunne endres.
Tabell 6.5 – oversikt over utslippsfaktorer som per i dag benyttes for å bestemme utslipp til luft på Gullfaksfeltet
a) GFA
Kilde
Gradering: Åpen
CO2
NOx
nmVOC
CH4
SOx
utslippsfaktor
utslippsfaktor
utslippsfaktor
utslippsfaktor
utslippsfaktor
Status: Final
Utløpsdato:
Side 36 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Fakler (kg/Sm3)
Rev. nr.
****
0,0014
0,00006
0,00024
Faktor** (0,0000027)
Diesel (motor) tonn/tonn
3,16785
0,06
0,005
-
Faktor*** (0,000999)
Diesel (turbin) tonn/tonn
3,16785
0,025
0,00003
-
Faktor*** (0,000999)
****
NOx-tool*
0,00024
0,00091
Faktor**
****
0,0018
0,00024
0,00091
Faktor**
-
-
Beregnes som
Beregnes som
-
avdamping over
avdamping over
flot.cellene *****
flot.cellene *****
Brenngass (turbin)
kg/Sm
3
Brenngass (Lav-NOx
turbin) kg/Sm
3
Diffuse utslipp /
kaldventilering
Diffuse utslipp - lasting
-
-
Diffuse utslipp boring
******
******
0,55 tonn/brønn
0,25 tonn/brønn
-
* Utslipp av mengde NOx fra gassturbiner (ikke Lav-NOx) simuleres ved hjelp av PEMS (NOx-tool) når turbinen brenner gass. Ved utfall av NOx-tool benyttes faktormetoden.
** SOx utslippsfaktor for brenngass og fakkel beregnes ved hjelp av H2S-innhold i gassen og omregningsfaktor: SOx-faktor [tonn SOx/Sm3 brenngass] = 2,7 x 10-9 [tonn/Sm3] x H2S i gass [ppm].
*** SOx utslippsfaktor for diesel beregnes ved hjelp av svovelinnhold [vekt %] som angitt fra leverandør og molmasse SO 2/molmasse S i brenselet (1,99782): SOx-faktor [tonn SOx/tonn brensel]
= 1,99782 [tonn/tonn] x mengde S i brensel [%].
**** Utslippsfaktor for CO2 beregnes årlig i forbindelse med klimakvoterapporteringen
***** Avdamping over flotasjonscellene på GFB målt i 2014. Lagt til bidrag fra avdamping av tetningsoljefeller og glykolkontaktor på 10 %, og deretter lagt på 20 % for å sikre konservative data
i ventfakkel. Diffuse utslipp beregnes for den tiden ventfakkel er slukket.
****** Utslippsfaktor beregnes av VOC industrisamarbeidet.
b) GFB
Kilde
CO2
NOx
nmVOC
CH4
SOx
utslippsfaktor
utslippsfaktor
utslippsfaktor
utslippsfaktor
utslippsfaktor
Fakkel (kg/Sm3)
****
0,0014
0,00006
0,00024
Faktor* (0,0000027)
Diesel (motor)
3,16785
0,06
0,005
-
Faktor** (0,000999)
-
-
-
tonn/tonn
Diffuse utslipp
Diffuse utslipp boring
Ikke relevant pga.
Ikke relevant pga.
kontinuerlig fakling
kontinuerlig fakling
0,55 tonn/brønn
0,25 tonn/brønn
* SOx utslippsfaktor for fakkel beregnes ved hjelp av H2S-innhold i gassen og omregningsfaktor: SOx-faktor [tonn SOx/Sm3 brenngass] = 2,7 x 10-9 [tonn/Sm3] x H2S i gass [ppm].
** SOx utslippsfaktor for diesel beregnes ved hjelp av svovelinnhold [vekt %] som angitt fra leverandør og molmasse SO 2/molmasse S i brenselet (1,99782): SOx-faktor [tonn SOx/tonn brensel]
c) GFC
Kilde
CO2
NOx
nmVOC
CH4
SOx
utslippsfaktor
utslippsfaktor
utslippsfaktor
utslippsfaktor
utslippsfaktor
Fakler (kg/Sm3)
****
0,0014
0,00006
0,00024
Faktor** (0,0000027)
Diesel (motor)
3,16785
0,07
0,005
-
Faktor*** (0,000999)
3,16785
0,025
0,00003
-
Faktor*** (0,000999)
****
NOx-tool*
0,00024
0,00091
Faktor**
tonn/tonn
Diesel (turbin)
tonn/tonn
Brenngass (turbin)
kg/Sm
3
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 37 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
-
Diffuse utslipp
Diffuse utslipp -
-
-
-
Rev. nr.
Beregnes som
Beregnes som
avdamping over
avdamping over
flot.cellene *****
flot.cellene *****
******
******
0,55 tonn/brønn
0,25 tonn/brønn
-
-
lasting
Diffuse utslipp
boring
* Utslipp av mengde NOx fra gassturbiner simuleres ved hjelp av PEMS (NOx-tool) når turbinen brenner gass. Ved utfall av NOx-tool benyttes faktormetoden.
** SOx utslippsfaktor for brenngass og fakkel beregnes ved hjelp av H 2S-innhold i gassen og omregningsfaktor: SOx-faktor [tonn SOx/Sm3 brenngass] = 2,7 x 10-9 [tonn/Sm3] x H2S i gass [ppm].
*** SOx utslippsfaktor for diesel beregnes ved hjelp av svovelinnhold [vekt %] som angitt fra leverandør og molmasse SO 2/molmasse S i brenselet (1,99782): SOx-faktor [tonn SOx/tonn brensel]
***** Avdamping over flotasjonscellene på GFB målt i 2014. Lagt til bidrag fra avdamping av tetningsoljefeller og glykolkontaktor på 10 %, og deretter lagt på 20 % for å sikre konservative data
i ventfakkel. Diffuse utslipp beregnes for den tiden ventfakkel er slukket.
****** Utslippsfaktor beregnes av VOC industrisamarbeidet.
d)
Gullfaks Sør / mobile rigger*
Kilde
CO2
NOx
nmVOC
CH4
SOx
utslippsfaktor
utslippsfaktor
utslippsfaktor
utslippsfaktor
utslippsfaktor
Kjel (kun DSA)*
3,16785
0,036
N.A.
N.A.
Motor DSA og
3,16785
0,07
0,005
N.A.
0,000999
0,000999
3,16785
0,055
0,005
N.A.
3,16785
0,0492
0,005
N.A.
0,000012
0,00000006
0,00000024
0,0000000027**
0,0037
0,0033
N.A.
0,000999
Island Frontier*
Motor Caterpillar
0,000999
Songa Dee*
Motor NOHAB
0,000999
Songa Dee*
Brønntest gass
Brønntest olje
0,00234
3,16785
*De benyttede utslippsfaktorene er angitt i de riggspesifikke måleprogrammene. Per dags dato er det de mobile riggene Deepsea Atlantic og
Songa Dee, samt LWI-fartøyet Island Frontier som opererer på Gullfaks Satellitter. Dette vil imidlertid endre seg noe år for år.
** Den spesifikke SOx-faktoren er: 2,7*10^-9 tonn/Sm3 *2,5ppm = 6,75*10^-9 tonn SOx/Sm3 brenngass
Tabell 6.6 – prognosert årlige utslipp til luft fra forbrenning av gass og diesel på Gullfaksfelte basert på tall fra
RNB2015. Det er lagt til en sikkerhetsmargin på 10 % (med unntak av utslippstallene fra brennerbom på mobile
rigger).
a) Gullfaks hovedfelt (sum tabell b, c og d)
CO2
NOX
nmVOC & CH4
CO2
total
Brenngass
Fakkel
*Diesel
NOx
total
Brenngass
Fakkel
*Diesel
millioner
tonn
millioner
tonn
millioner
tonn
millioner
tonn
1000
tonn
1000
tonn
1000
tonn
1000
tonn
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
nmVOC
fra kaldventilering
1000 tonn
CH4
fra kaldventilering
1000 tonn
nmVOC
fra lasting
1000 tonn
CH4
fra
lasting
1000
tonn
Side 38 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.
2015
1,0663
0,9016
0,1506
0,014
3,6637
3,4457
0,0852
0,1327
0,266
1,505
6,947
1,322
2016
1,0991
0,9338
0,1513
0,014
3,8573
3,6389
0,0855
0,1327
0,279
1,580
6,584
1,253
2017
1,1344
0,9648
0,1556
0,014
4,0318
3,8113
0,0878
0,1327
0,298
1,687
5,932
1,129
2018
1,1202
0,9533
0,1528
0,014
3,9764
3,7572
0,0864
0,1327
0,304
1,725
6,309
1,200
2019
1,1221
0,9567
0,1513
0,014
3,99
3,7716
0,0856
0,1327
0,309
1,751
6,074
1,156
2020
1,1038
0,9408
0,149
0,014
3,9269
3,7098
0,0843
0,1327
0,283
1,605
5,174
0,984
2021
0,9731
0,8132
0,1459
0,014
3,3834
3,1679
0,0827
0,1327
0,263
1,488
4,396
0,836
2022
0,9292
0,7703
0,1449
0,014
3,2025
2,9875
0,0822
0,1327
0,231
1,309
3,858
0,734
2023
0,9157
0,7589
0,1428
0,014
3,159
2,9451
0,081
0,1327
0,194
1,097
2,954
0,562
nmVOC
fra kaldventilering
1000 tonn
CH4
fra kaldventilering
1000 tonn
b) GFA
CO2
NOX
nmVOC & CH4
CO2
total
Brenngass
Fakkel
*Diesel
NOx
total
Brenngass
Fakkel
*Diesel
millioner
tonn
millioner
tonn
millioner
tonn
millioner
tonn
1000
tonn
1000
tonn
1000
tonn
1000
tonn
2015
0,5231
0,4941
0,0252
0,0038
1,7806
1,7310
0,0157
0,0338
0,1523
0,8630
4,8087
0,9149
2016
0,5352
0,5062
0,0252
0,0038
1,8892
1,8396
0,0157
0,0338
0,1664
0,9429
4,5991
0,8750
2017
0,5722
0,5432
0,0252
0,0038
2,0868
2,0373
0,0157
0,0338
0,1793
1,0161
4,1889
0,7970
2018
0,5788
0,5498
0,0252
0,0038
2,1091
2,0595
0,0157
0,0338
0,1944
1,1018
4,9243
0,9369
2019
0,5734
0,5444
0,0252
0,0038
2,0863
2,0367
0,0157
0,0338
0,2174
1,2321
4,9342
0,9388
2020
0,5642
0,5352
0,0252
0,0038
2,0529
2,0033
0,0157
0,0338
0,1882
1,0667
4,1869
0,7966
2021
0,5614
0,5324
0,0252
0,0038
2,0359
1,9863
0,0157
0,0338
0,1705
0,9662
3,7411
0,7118
2022
0,5325
0,5035
0,0252
0,0038
1,9147
1,8651
0,0157
0,0338
0,1512
0,8568
3,3256
0,6327
2023
0,5286
0,4996
0,0252
0,0038
1,9038
1,8542
0,0157
0,0338
0,1236
0,7005
2,5016
0,4760
c)
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
d)
1000 tonn
CH4
fra
lasting
1000
tonn
GFB
CO2
2015
nmVOC
fra lasting
NOX
nmVOC & CH4
CO2
total
Fakkel
Diesel
NOx
total
Fakkel
Diesel
nmVOC
diffuse kilder
CH4
diffuse kilder
millioner
tonn
millioner
tonn
millioner
tonn
1000
tonn
1000
tonn
1000
tonn
1000 tonnes
1000 tonnes
0,0392
0,0383
0,0009
0,0402
0,0236
0,0166
0,0392
0,0383
0,0009
0,0402
0,0236
0,0166
0,0392
0,0383
0,0009
0,0402
0,0236
0,0166
0,0392
0,0383
0,0009
0,0402
0,0236
0,0166
0,0392
0,0383
0,0009
0,0402
0,0236
0,0166
0,0392
0,0383
0,0009
0,0402
0,0236
0,0166
0,0392
0,0383
0,0009
0,0402
0,0236
0,0166
0,0392
0,0383
0,0009
0,0402
0,0236
0,0166
0,0392
0,0383
0,0009
0,0402
0,0236
0,0166
GFC
CO2
Gradering: Åpen
NOX
Status: Final
nmVOC & CH4
Utløpsdato:
Side 39 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
e)
Rev. nr.
CO2
total
Brenngass
Fakkel
*Diesel
NOx
total
Brenngass
Fakkel
*Diesel
nmVOC
fra kaldventilering
CH4
fra kaldventilering
nmVOC
fra
lasting
CH4
fra
lasting
millioner
tonn
millioner
tonn
millioner
tonn
millioner
tonn
1000
tonn
1000
tonn
1000
tonn
1000
tonn
1000 tonn
1000 tonn
1000
tonn
1000
tonn
0,5040
0,4075
0,0871
0,0093
1,8429
1,7147
0,0459
0,0823
0,1134
0,6424
2,1380
0,4068
0,5247
0,4276
0,0878
0,0093
1,9279
1,7993
0,0462
0,0823
0,1125
0,6372
1,9851
0,3777
0,5230
0,4216
0,0921
0,0093
1,9048
1,7740
0,0485
0,0823
0,1184
0,6707
1,7431
0,3316
0,5022
0,4035
0,0893
0,0093
1,8271
1,6977
0,0471
0,0823
0,1100
0,6232
1,3847
0,2634
0,5095
0,4123
0,0878
0,0093
1,8635
1,7349
0,0463
0,0823
0,0916
0,5190
1,1400
0,2169
0,5004
0,4056
0,0855
0,0093
1,8338
1,7065
0,0450
0,0823
0,0949
0,5379
0,9870
0,1878
0,3725
0,2808
0,0824
0,0093
1,3073
1,1816
0,0434
0,0823
0,0922
0,5222
0,6548
0,1246
0,3575
0,2668
0,0814
0,0093
1,2476
1,1224
0,0429
0,0823
0,0797
0,4517
0,5320
0,1012
0,3479
0,2593
0,0793
0,0093
1,2150
1,0909
0,0417
0,0823
0,0700
0,3968
0,4521
0,0860
Gullfaks Sør / mobile rigger
CO2
2015
2016
2017
2018
2019
NOX
nmVOC & CH4
CO2
total
Brennerbom olje
Brennerbom gass
Diesel
NOx
total
Brennerbom olje
Brennerbom gass
Diesel
nmVOC
diffuse kilder
CH4
diffuse kilder
Millioner
tonn
millioner
tonn
Millioner
tonn
millioner
tonn
1000
tonn
1000
tonn
1000
tonn
1000
tonn
1000 tonn
1000 tonn
0,106
0,0245
0,0316
0,050
1,309
0,029
0,162
1,118
0,035
0,003
0,110
0,0245
0,0316
0,054
1,373
0,029
0,162
1,182
0,035
0,003
0,107
0,0245
0,0316
0,051
1,308
0,029
0,162
1,117
0,035
0,003
0,108
0,0245
0,0316
0,052
1,338
0,029
0,162
1,147
0,035
0,003
0,110
0,0245
0,0316
0,054
1,367
0,029
0,162
1,176
0,035
0,003
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 40 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
7
Rev. nr.
Energiproduksjon/energieffektivitet
Energianlegget på GFA skal kunne produsere både kraft og varme til GFA og GFB. Energianlegget på GFC skal
produsere både kraft og varme til egen installasjon. Det er kraftkabel mellom GFA og GFC som benyttes for å
optimalisere kraftforbruk.
De mest energikrevende operasjonene på feltet er:

Gass re-kompresjon til eksport

Vanninjeksjon for å opprettholde produksjon

Gassinjeksjon
Gullfaksplattformene har mye utstyr som forbruker eller genererer energi. Det er estimert å være ca 3000
utstyrsenheter, fordelt på pumper, kompressorer, turbiner, dieselmotorer, el-motorer etc, på feltet.
På kraftgenereringssiden er det totalt 12 gassturbiner, 7 på GFA og 5 på GFC (for detaljer se tabell 5.1). 5 turbiner
benyttes som kompressordrivere, mens 7 benyttes som generatordrivere. 7-9 av disse er normalt i drift, hvorav 6-8
går på tilnærmet full last.
Turbinene er hovedforbrukere av brenngass. I tillegg til dette, avbrennes gass via fakkelsystemet, samt at det er et
mindre forbruk av diesel til nødgeneratorer, brannpumper og til kran på GFB, (for detaljer se tabell 5.1).
Gullfaks oppdaterer årlig og gjennomgår jevnlig ‘’Handlingsplan for energioptimalisering for Gullfaksfeltet’’.
En rekke tiltak er gjennomført eller er til vurdering, og er delt inn i følgende tre hovedkategorier:



Prosessoptimalisering
Turbinoptimalisering/ kraftproduksjon
Fakkelreduksjon
Basert på analyser av prosessbehov og muligheter for ytterligere reduksjon av energi er det utarbeidet en liste over
tiltak som bør vurderes eller iverksettes. De fleste av disse krever nærmere bearbeiding før de kan fremmes for
gjennomføring. Det må forventes at noen av disse henlegges på grunn av økonomiske eller tekniske årsaker. Det
må også forventes at nye aktiviteter kommer til basert på de studier og vurderinger som gjøres underveis. Enkelte
av tiltakene utelukker noen av de andre.
Tiltak som er besluttet gjennomført:
 Optimalisering, matepumper vanninjeksjon; Etter ombygging av sjøvannsystemet er det ikke lengre behov
for matepumpene da det er nok trykk i systemet. Under uttesting.
 Innføre TIKS systemet slik at man kan monitorere virkningsgrad på turbinene slik at vannvask utføres ved
behov. Tilstandsovervåkning av turbin og kompressor virkningsgrad. Under utførelse.
 Gjøre faklingsstrategien med tilhørende styrende dokumentasjon bedre kjent i organisasjonen. Tiltaket er
gjennomført, og vil gjentas ved behov.
 Rebundle kompressortog med Power Density Technology (T33) som følge av GRD utbygging.
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 41 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
7.1
Rev. nr.
Varmegjenvinning
På GFA og GFC er det installert varmegjenvinningsenheter, WHRU-waste heat recovery.
Hensikten med varmevæskesystemet er å gjenvinne eksosvarme og fordele denne til diverse brukere. Varmevæsken
sirkuleres gjennom tre gjenvinningsenheter av tre sirkulasjonspumper. Her blir varmevæsken oppvarmet av eksosen fra
gassturbinene som driver hovedgeneratorene. Dersom denne varmen ikke er tilstrekkelig, settes en tilleggsvarmer i drift.
WHRU systemet på GFA er skissert i figur 7.1 nedenfor:
Fig 7.1 Skisse over WHRU systemet på GFA:
.
8
Avfall
Alt næringsavfall og farlig avfall bortsett fra fraksjonene som defineres som boreavfall (brukt borevæske/borekaks,
oljeholdig boreslam, tankvask) er håndtert av avfallskontraktøren SAR. Avfallskontraktøren sørger for optimal
håndtering og sluttbehandling av avfallet i henhold til kontraktene. Alle aktuelle nedstrømsløsninger som velges
skal godkjennes av Statoil.
Alt avfall kildesorteres offshore i henhold til Norsk olje og gass anbefalte avfallskategorier. Avfall som kommer til
land og ikke tilfredsstiller disse sorteringskategoriene, blir avvikshåndtert og ettersortert på land.
Det er inngått egne avtaler for behandling av boreavfall (brukt borevæske/borekaks, oljeholdig boreslam, tankvask).
Avfallskontraktør for boreavfall levert på CCB basen er per nå Franzefoss Gjenvinning AS.
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 42 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.
Det er en hovedmålsetning at mengde avfall som går til sluttdisponering skal reduseres. Dette skal i størst mulig
grad oppnås gjennom optimalisering av materialbruk, gjenbruk, gjenvinning eller alternativ bruk av væsker og
materialer innenfor en forsvarlig ramme av helse, miljø og sikkerhet, samt kvalitet.
9
Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning
Den sist oppdaterte miljørisikoanalyse (MRA) for Gullfaks er fra 2013. Basert på denne ble også beredskapsanalysen for Gullfaksfeltet oppdatert i 2013/januar 2014. Vi viser i den forbindelse til vår søknad om endring i krav
til beredskap mot akutt forurensing (Vår referanse AU-DPN OW GF-00173) datert 22.1.2014.
Gullfaks sin miljørisikoanalyse inkluderer drift av Tordisfeltet, men inkluderer ikke boring fra Tordisfeltet. Dette har
medført et behov for et eget notat som beskriver boring på Tordis, som blir et tillegg til Gullfaks sin
miljørisikoanalyse. Det blir ikke endringer i Gullfaks sin beredskapsanalyse, som Miljødirektoratet fikk tilsendt som
vedlegg til søknaden om endring av krav til beredskap mot akutt forurensing datert 22.1.2014.
Som følge av den nye miljørisikoanalysen er det utarbeidet en egen beredskapsanalyse for Tordis som dekker
både boring og drift på Tordis. Beredskapsanalysen for Tordis er vedlagt. Konklusjonen fra Tordis sin
beredskapsanalyse er:
Barriere 1 og 2
3
I oppdaterte analyser er det beregnet behov for 17 NOFO-systemer, med en dimensjonerende kapasitet på 6800 m /d per
system, i barriere 1 og 2 for feltet med tilhørende responstid med første system innen 5 timer og siste system innen 50 timer.
Barriere 3 og 4
For beredskapen i kyst og strandsonen viser analysene behov for en kapasitet tilsvarende 6 Kystsystemer (type A eller B) og 6
Fjordsystemer (type A eller B) i barriere 3 og 4 for de planlagte aktivitetene.
Barriere 5
For strandsaneringer viser analysen behov for kapasitet tilsvarende 11 strandrenselag innen 15 døgn.
Konklusjonen i Gullfaks sin beredskapsanalyse er uendret og i hht. informasjonen i søknaden datert 22.1.2014:
Barriere 1 og 2
3
I oppdaterte analyser er det beregnet behov for 12 NOFO-systemer, med en dimensjonerende kapasitet på 6100 m /d per
system, i barriere 1 og 2 for feltet med tilhørende responstid med første system innen 3 timer og siste system innen 26 timer.
Barriere 3 og 4
For beredskapen i kyst og strandsonen viser analysene behov for en kapasitet tilsvarende 8 Kystsystemer (type A eller B) og 8
Fjordsystemer (type A eller B) i barriere 3 og 4 for de planlagte aktivitetene.
Barriere 5
For strandsaneringer viser analysen behov for kapasitet tilsvarende 13 strandrenselag innen 15 døgn.
Det økte beredskapsbehovet på Tordis i forhold til Gullfaksfeltet skyldes en noe høyere dimensjonerende
utblåsningsrate fra Tordis enn på Gullfaks. I Tordis' beredskapsanalyse er det brukt Tordis olje, som har andre
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 43 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.
forvitringsegenskaper enn Gullfaks C blend som er brukt i Gullfaks sin beredskapsanalyse. Blant annet har Tordis
olje noe høyere vannopptak, slik at det blir dannet større mengde emulsjon ved et utslipp av Tordis olje enn ved et
utslipp av Gullfaks C blend.
Statoil Gullfaks foreslår at tillatelsen for Gullfaksfeltet oppdateres tilsvarende tillatelsen for Osebergfeltet, med en
splitt i beredskapskravet i kapittel 9.5 og underkapitler mellom Gullfaks og Tordisfeltet.
Basert på denne oppsummeringen ber vi om at endrede krav til beredskapsplan i tråd med behovet som er
analysert for Gullfaks- og Tordisfeltet tas inn i rammetillatelsen for Gullfaksfeltet.
Overvåking av akutt forurensing
Vedrørende krav til overvåking av akutt forurensing henviser vi til Troll C sin søknad (Søknad om endrede krav til
fjernmåling på Troll C) sendt Miljødirektoratet den 20.01.2014 (vår referanse AU-DPN OE TRO-00227). Utfallet av
søknaden fra Troll C vil være grunnlag for ønskete endringer i krav til overvåking av akutt forurensing på
Gullfaksfeltet da statoil har besluttet at interne krav til fjernmåling skal være gjeldende for alle Statoil sine aktiviteter
på norsk kontinentalsokkel. Statoil Gullfaks avventer derfor utfallet av nevnte søknad fra Troll C før det søkes
endringer i krav til fjernmåling på Gullfaksfeltet.
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 44 av 49
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.
Vedlegg 1 Oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier GFA
Forbruk
Handelsnavn
Fargekategori
(miljø)
Svart
[kg]
Gul [kg]
3646,40
34,83
416,90
152,90
Gul Y1 [kg]
Grønn
[kg]
Svart
[kg]
Rød [kg]
1,6
Gul [kg]
0,01
30,58
Grønn
[kg]
Svart
Rødt
WT-1099
Gul
Foamtreat 9017
Gul
15412,1
30870,4
6164,8
SI-4575
Gul
157966,9
316408,1
157966,9
KI-5347
Gul
1540,8
769,2
1540,8
KI-3791
Gul
1724,3
1724,3
1724,3
1724,3
IC-Clean 1
Gul
1241,5
6018,5
1241,5
6018,5
IC-Clean 2
Gul
5734,2
1149,6
5734,2
1102,2
HR-2709
Gul
1250000,0
1250000,0
1250000,0
Gul
407649,0
5148,0
0,91
Gul Y2
[kg]
DF-550
10430,20
83,38
Gul Y1
[kg]
Shell Morlina S2 BL 5
TEG
4317,60
Rød [kg]
Utslipp
Gul Y2
[kg]
2086,04
66352,0
1029,6
13270,4
12348,2
316408,1
769,2
1250000,0
346501,7
Sitronsyre
Spylervæske
ferdigblandet offshore
Grønn
1100,0
Methanol
Grønn
2750000,0
1303500,0
NC-5009
Grønn
1562000,0
495000,0
OR-11
Grønn
Gul
RX-9034A
Gul
MEG 100%
Grønn
1,6
118800,0
0,1
1,6
18200,2
315,2
4918,3
5,4
23760,0
0,1
2750000,0
EB-8063
Gul
58982,0
MB-5111
Gul
55,0
VK-Kaldavfetting
Gul
1287,0
Gradering: Åpen
315,2
1100,0
Status: Final
Utløpsdato:
15939,0
2079,0
27721,5
5313,0
Side 45 av 49
5,4
2750000,0
1287,0
7491,3
977,1
5313,0
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
RX-9022
Gul
Citraks combi
Gul
R-MC G21 C/6
Odin kons.
1,3
22,0
Gul
Gul
CBS-25
PI-7192 (GRD
vokshemmer)
Gul
Rødt
Oceanic HW443ND
Gul
20,7
1,3
198,0
23,6
22,0
251,4
Grønn
CC-3700
Gradering: Åpen
Rev. nr.
23,6
251,4
1100,0
26,5
1930,00
Utløpsdato:
26,5
116,8
70,00
1,6
Status: Final
1100,0
90,6
13,0
10,7
90,6
13,0
0,29
94,7
Side 46 av 49
20,7
198,0
116,8
0,01
1,6
10,7
94,7
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.
Vedlegg 2 Oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier GFB
Handelsnavn
Fargekategori
(miljø)
Svart
Rød
[kg]
[kg]
Gul [kg]
208,45
Gul Y1
[kg]
Gul Y2
[kg]
76,45
Grønn [kg]
5215,100
Svart
[kg]
Rød
[kg]
Gul [kg]
Gul Y2
[kg]
Rødt
WT-1099
Gul
KI-350
Gul
SI-4575
Gul
Microsit Polar (B&B)
Gul
Microsit Polar (Drift)
Gul
1654,4
7145,6
1654,4
7145,6
HR-2501
Gul
480000
480000,0
480000,0
480000,0
TEG
Gul
Spylervæske ferdigblandet
offshore
Gul
4259,2
554,4
2981,4
117392,0
2481,6
0,261
35728,0
4540,8
58608,0
0,004
Grønn [kg]
DF-550
2772,0
0,010
Gul Y1 [kg]
3178,6
58608,0
10718,4
117392,0
2481,6
6600,0
7145,6
10718,4
5610,0
27,3
437,3
27,3
437,3
Methanol
Grønn
16500,0
16500,0
NC-5009
Grønn
825000,0
28,5
OR-11
Grønn
55000,0
48
MEG 100%
Grønn
6600,0
EB-8063
Gul
54747,6
KI-302-C
Gul
1,2
MB-5111
Gul
220
Sitronsyre
Grønn
CC-3700
Castrol Brayco Micronics
SBF
Gradering: Åpen
14814,8
6600,0
1932,6
36133,4
21,9
7,5
Gul
1650
Status: Final
0,0
0,0
21,9
0,0
0,0
0,0
550,0
25,5
7,5
0,0
Utløpsdato:
1275,5
1,2
550,0
Gul
9777,8
Side 47 av 49
25,5
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.
Vedlegg 3 Oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier GFC
Forbruk
Handelsnavn
Fargekategori
(miljø)
Svart [kg]
Utslipp
Rød [kg]
Gul Y1
[kg]
Gul [kg]
Grønn [kg]
Gul Y2
[kg]
Grønn [kg]
Aeroshell fluid 12
Svart
1500,0
0,0
0,0
0,0
0,0
DF-550
Rødt
625,35
229,35
15645,30
0,010
0,004
0,26
IC-Dissolve
Rødt
1258,4
178,8
5712,9
0,0
0,0
0,0
WT-1099
Gul
Foamtreat 9017
Gul
8250,0
8250,0
8250,0
8250,0
SI-4575 (Prod. Kjem.)
Gul
128479,7
257345,3
128479,7
257345,3
SI-4575 (Injeksjonskjem.)
Gul
25695,9
51469,1
Microsit Polar
Gul
2068,0
8932,0
2068,0
8932,0
IC-Clean 1
Gul
1504,8
7295,2
1504,8
7295,2
IC-Clean 2
Gul
1924,2
385,8
1924,2
385,8
HR-2510
Gul
1250000,0
1250000,0
1250000,0
TEG
Gul
Biotreat 4696S (Tordis)
Gul
2005,8
KI-3134 (Tordis)
gul
81000,0
SCW85220UC (Tordis)
Gul
52640,0
Oceanic HW443ND (Visund Sør)
Gul
41,3
Grønn
OR-11
Grønn
Gul
EB-8062 (GFC og Visund Sør)
Gul
0,057
91872,0
1425,6
0,0
275000,0
18374,4
0,0
1250000,0
233750,0
693,9
1925,6
81000,0
81000,0
22560,0
275,0
666,1
81000,0
52640,0
22560,0
2433,8
24,1
85,9
24,1
85,9
4500000,0
Gul
RX-9034A
Gradering: Åpen
7128,0
Gul
NC-5009
75,0
5,925
Gul Y1
[kg]
Gul [kg]
17540,25
Grønn
7,016
Rød
[kg]
Svart
MEG 90% (GFC og Tordis)
Spylervæske ferdigblandet
offshore
141,51
Svart
[kg]
Shell Morlina S2 BL 5
CC-109
14813,50
Gul Y2
[kg]
2,2
437,8
4500000,0
2,2
437,8
1595000,0
28,5
192500,0
1,3
75834,0
Status: Final
Utløpsdato:
20493,0
2673,0
Side 48 av 49
108,7
1,3
35642,0
9631,7
1256,3
108,7
Dok. nr.
AU-DPN OW GF-00291
Trer i kraft
Rev. nr.
PI-7192 (Visund Sør)
Rødt
2605,5
94,2
SI-4134 (Visund sør)
Gul
KI-302-C
Gul
14,6
MB-5111
Gul
165,0
VK-Kaldavfetting
Gul
1394,3
16459,0
Sitronsyre
Grønn
Riggvask
Gul
Citraks combi
Gul
R-MC G21 C/6
Gul
565,6
KIRASOL©-345
Gul
3300,0
0,4
0,01
74065,4
16459,0
2735,4
14,6
2735,4
5755,8
1394,3
5755,8
2200,0
396,0
74065,4
2200,0
2904,0
27,5
396,0
247,5
2904,0
27,5
6033,7
565,6
247,5
6033,7
3300,0
Vedlegg 4 Oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier Gullfaks Sør
Forbruk
Handelsnavn
Castrol Transaqua HT2-N*
Fargekategori
(miljø)
Gul
Svart
[kg]
Rød
[kg]
Gul [kg]
340
Gul Y1
[kg]
3520
Utslipp
Gul
Y2
[kg]
Grønn
[kg]
62738
*Doseres fra Gullfaks A og C til bruk i ventilstyring på havbunnsrammene på Gullfaks Sør
Vedlegg 5: Beredskapsanalyse for Tordis
Gradering: Åpen
Status: Final
Utløpsdato:
Side 49 av 49
Svart
[kg]
Rød
[kg]
Gul [kg]
340
Gul Y1
[kg]
3520
Gul
Y2
[kg]
Grønn
[kg]
62738

Informasjon ved oppdatering av rammetillatelse

Transcription

Similar documents

Tilsynsrapport - Petroleumstilsynet

PETROFYSISK EVALUERING 34/10

Tilsynsrapport - Petroleumstilsynet

Håndtak - Beslag

Trykkbalansert boring på flytende boreinnretninger

GULLFAKS 2014 - Norsk olje og gass

Se program for BegrensSkade fagdag

Anmodning om uttalelse til søknad om tillatelse

Veileder - Nes kommune