Miljøstatusrapport Den danske nordsø 2006

Miljøstatusrapport Den danske nordsø 2006

Denne iljøstatusrapport er den første, so Mærsk Olie og Gas offentliggør vedrørende de danske Nordsøaktiviteter. Det er hensigten også freover at offentliggøre årlige iljørapporter vedrørende Nordsøaktiviteterne. Rapporten præsenterer først Mærsk Olie og Gas iljøindsats og herefter redegøres kort for indvindingen fra de danske olie- og gasfelter. I de næstfølgende afsnit gennegås de konkrete iljødata for 2006 vedrørende offshoreproduktionsaktiviteter, ligeso der redegøres for bore- og transissionsaktiviteters iljøpåvirkning. Afslutningsvis gennegås en række ålsætninger for yderligere reduktion af iljøpåvirkninger fra Nordsøaktiviteterne. Indeks: 1 Mærsk Olie og Gas iljøindsats 3 2 Introduktion 5 Særligt o DUC s olie- og gasfelter 5 3 Miljødata 9 3.1 Produktion 9 3.2 Ressourceudnyttelse 9 3.3 Udledninger til havet 11 3.4 Lufteissioner 19 3.5 Affaldshåndtering 25 4 Målsætninger 27 Redaktion: Mærsk Olie og Gas AS, juni 2007 Grafisk design og produktion: alaco 2

1. Mærsk Olie og Gas iljøindsats A.P. Møller - Mærsk Gruppen tilstræber beskyttelse af iljøet og prioriterer iljøhensyn højt i driften af virksoheden. I Mærsk Olie og Gas er respekten for iljøet ligeledes af største betydning. Sikker og effektiv olie- og gasproduktion har været grundlaget for Mærsk Olie og Gas succes so operatør for Dansk Undergrunds Consortiu (DUC) Mærsk Olie og Gas har so abition at være kendt og respekteret for sikkerheds- og iljøæssigt fuldt forsvarlige aktiviteter. Vi tilstræber operation uden uplanlagte afbrydelser, og opnåelse af dette ål kræver, at sikkerhed for vores edarbejdere og andre på vores installationer og hensyntagen til det eksterne iljø er en integreret del af virksoheden. Professionalise og lydhørhed er vigtige eleenter i en kultur, hvor alle edarbejdere er ansporet til at fokusere på sundhed, sikkerhed og iljø ed henblik på løbende forbedringer. Det er Mærsk Olie og Gas politik at støtte dette, og et stort engageent fra hele organisationen er nødvendigt for at efterleve abitionen. Det er Mærsk Olie og Gas politik at udføre sine aktiviteter ansvarligt og på en sådan åde, at vi kan: undgå helbreds- og personskader; undgå skade på det eksterne iljø, herunder ved at sætte og følge ansvarlige standarder og - so iniu - overholde lovgivningsæssige krav; og free en kultur ed fokus på læring og kontinuerlig forbedring inden for sundhed, sikkerhed og iljø. Mærsk Olie og Gas operationer vil følge denne politik ved at sikre otivation og engageent hos alle edarbejdere og leverandører genne træning, incitaenter, onitering og opfølgning. Mærsk Olie og Gas AS Juni 2007 Miljøstatusrapport 2006 3

4

2. Introduktion Særligt o DUC s olie- og gasfelter Det er Mærsk Olie og Gas ålsætning, at alle utilsigtede udledninger og spild undgås. Denne rapport redegør blandt andet for de væsentligste udledninger til havet og eissioner til luften fra aktiviteter på Dansk Undergrund Consortius (DUC) felter. DUC er et arbejdsfællesskab elle A.P. Møller - Mærsk, Shell og Chevron, hvor Mærsk Olie og Gas er operatør for alle DUC s aktiviteter. Produktionen fra undergrunden indeholder olie, gas og vand. Produktionen separeres offshore i de tre koponenter. Ved separation og rensning anvendes keikalier, so enten vil blive adsorberet i undergrunden eller eksporteret ed olien og/eller vandet, og derved ikke koer i kontakt ed det arine iljø. Andre anvendte keikalier adsorberes delvist, og restprodukter udledes ed renset produceret vand fra undergrunden. Alle udledninger af vand og keikalier til det arine iljø er reguleret af specifikke tilladelser fra yndighederne. Separation, rensning og transport af olie, gas og vand genne procesanlæggene forbruger energi, so produceres offshore ed naturgas so den langt overvejende energikilde. Herved opstår eission af CO 2, NO X og SO X. En indre del af gassen afbrændes af sikkerhedshensyn. Produktion af olie og gas fra undergrunden kan ikke finde sted uden udledninger og eissioner, en anvendelse af den bedst tilgængelige teknologi (BAT - Best Available Technology) sikrer effektiv produktion ed indst ulig iljøpåvirkning. Forålet ed rapporten er at gøre relevante oplysninger tilgængelige for offentligheden vedrørende udledninger og eissioner forbundet ed DUC s indvinding af olie og gas fra Nordsøen. For yderligere baggrund og beskrivelse af de iljøæssige påvirkninger forbundet ed DUC s aktiviteter i Nordsøen henvises til rapporten Vurdering af Virkning på Miljøet (VVM) fra yderligere brønde, seneste udgave fra 2005 udgivet af Mærsk Olie og Gas. Det este af den olie og gas, der produceres af Mærsk Olie og Gas i den danske del af Nordsøen, staer fra kridtforationer, so findes elle 1500 og 2500 eter under havbunden. Kridtforationerne består af ikroskopiske algerester og danner en struktur ed typisk 20-40% hulru, so udgøres af ikroskopiske porer (diaeter okring 1 ikroeter). Den koplicerede porestruktur giver kridtet en usædvanlig lav gennestrøelighed saenlignet ed de sandstensforationer, der udgør ange andre Nordsøreservoirer, særligt uden for dansk oråde. På grund af den lave gennestrøelighed og den tynde lagdeling, so ligeledes er typisk for ange danske olie- og gasfelter, har udvikling og anvendelse af innovativ teknologi været nøglen til forbedring af indvindingsgraden af olie og gas fra de danske kridtfelter. Nogle af de vigtigste teknologier, so anvendes af Mærsk Olie og Gas er: Lange horisontale brønde, heraf nogle ed flere producerende sektioner boret i forationen Højrate vandinjektion Selektiv stiulering og klargøring af zoner (Perforate, Stiulate, Isolate, PSI ) Parallelt injektions- og produktionsønster (Fracture Aligned Sweep Technology, FAST ) Højtrykssyrestrålestiulering (Controlled Acid Jetting, CAJ ) Størstedelen af DUC-felterne ligger i det såkaldte "saenhængende oråde" i det sydvestlige hjørne af det danske koncessionsoråde, ens Elly, Freja, Harald, Lulita og Svend felterne udgør indre oråder nord for det saenhængende oråde. Reservoirerne i undergrunden indeholder forskellige ængder og blandinger af olie og gas. Felterne Dan, Dagar, Gor, Halfdan, Kraka, Lulita, Regnar, Rolf, Miljøstatusrapport 2006

SVEND HARALD LULITA Afbrændingsplatfor Beboelsesplatfor Vandbehandling Olie/kondensat Gas Vand Gas/Olie/Vand VALDEMAR ROAR TYRA VEST TYRA ØST TYRA SYDØST HOLLAND DANMARK ROLF DAGMAR GORM HALFDAN DAN SKJOLD KRAKA REGNAR DANMARK 6

A.P. Møller - Mærsks koncessionsoråder i den danske del af Nordsøen. Skjold og Valdear producerer hovedsageligt olie, hvoriod Halfdan Nordøst, Tyra, Tyra Sydøst, Roar og Harald først og freest er gasproducerende felter. På grund af olie- og gasreservoirernes placering og struktur ændrer saensætningen af produktionen sig ed tiden. Efter en indledende periode ed højere rate vil olie- og gasproduktionen aftage. Deriod vil produktionen af vand stige. Vand produceres saen ed olie og gas i alle felter. En del af vandet staer fra reservoiret, hvor det forekoer naturligt saen ed olie og gas. En anden del består af recirkuleret injektionsvand i de felter, hvor vandinjektion finder sted. Over tid kan vandandelen af produktionsstrøen udvikle sig fra 0 til ere end 90%. Det producerede vand renses i vandbehandlingssysteer på platforen, før det udledes til havet eller reinjiceres i reservoirerne. Mere end 90% af det vand, der produceres fra Gor og Skjold felterne, reinjiceres i reservoirerne, der her er karakteriseret ved en relativ høj gennestrøelighed på grund af naturligt forekoende sprækker. urenheder i injektionsvandet er næringsstoffer for sulfatreducerende bakterier, so naturligt findes i reservoirerne. So et resultat af bakteriernes stofskifte kan der dannes hydrogensulfid (H 2 S), so senere produceres saen ed væskerne. For at kontrollere koncentrationen af den giftige og korrosive H 2 S tilsættes keikalier so for eksepel biocider til produktionsstrøene. På grund af ændringer i tryk og teperatur af de producerede væsker på vejen fra reservoiret til produktionsplatforen kan ineraler indeholdt i det producerede vand udfældes stedvis i brønde og produktionsfaciliteter (scale). Både ekaniske og keiske etoder anvendes for at kontrollere denne scale, der kan ødelægge såvel produktion so udstyr og udgøre en sikkerhedsæssig risiko. Vand injiceres i alle de større oliefelter (Dan, Gor, Halfdan og Skjold) for at opretholde trykket i reservoiret og skubbe olien hen od de producerende brønde. Størstedelen af det injicerede vand er havvand, ens injektionen i Gor og Skjold felterne so nævnt også ofatter produceret vand. Mikroskopiske Skeatisk oversigt over DUC s anlæg og rørledninger i det danske Nordsøoråde. Miljøstatusrapport 2006

3. Miljødata 3.1 Produktion Udviklingen i produktionen af kulbrinter (olie og gas) og ængden af produceret vand i perioden 2002-2006 er præsenteret i figur 1. Produktionen af kulbrinter har været nogenlunde konstant i perioden, en forventes at aftage gradvist i årene, der koer. 3.2 Ressourceudnyttelse Naturgas I 2006 blev der produceret ca. 10 illiarder kubiketer ( 3 ) naturgas fra DUC s felter. I runde tal blev 85% af den producerede gas via rørledninger eksporteret til land, 6% brugt so energikilde på platforene i Nordsøen, og 7% reinjiceret i undergrunden. Under 2% af den producerede gas blev afbrændt offshore i den såkaldte flare. Afbrænding af gas offshore sker af sikkerhedsæssige årsager, en begrænses est uligt. Mængden af produceret vand er til gengæld steget betydeligt de senere år og forventes at stige yderligere freover. So nævnt i tidligere afsnit er det en naturlig konsekvens af, at felterne odnes, og at der over tid produceres kulbrinter saen ed større og større ængder vand. Figur 2: Udnyttelse af produceret naturgas. Salg 85% Reinjektion 7% Gas brændsel 6% Flaring 2% Alle brønde og processer overvåges fra kontrolru. Den totale produktion, so behandles på produktionsanlæggene, er vist so kurve i figur 1. Figur 1: DUC s produktion of olie, gas og tilhørende ængder produceret vand i perioden 2002 2006. 100 80 Gas (illioner tons olieækvivalenter) Olie (illioner tons) Produceret vand (illioner ³) Total væskeproduktion (olie og vand i illioner ³) 60 40 20 0 2002 2003 2004 2005 2006 Produceret vand Vand og kulbrinter ledes salet via de enkelte brønde til olie-, gas- og vandseparationssysteet. Vandet ledes herfra til vandbehandlingssysteerne på platforene. Her adskilles det producerede vand fra kulbrinterne ved hjælp af en række separationsprocesser. So nævnt kan an på nogle felter reinjicere det producerede vand i forationen for at yde trykstøtte og dered optiere produktionen af kulbrinter. Reinjektion af produceret vand edfører en række tekniske udfordringer. Miljøstatusrapport 2006

10

Muligheden for reinjektion af produceret vand vil blandt andet afhænge af: felternes individuelle fysiske karakteristika; ængden af produceret vand; indholdet af både naturligt forekoende og tilsatte koponenter i det producerede vand; og tilgængelige rensningsetoder for produceret vand. Figur 3: Mængder af produceret vand so udledes til havet eller reinjiceres i undergrunden i perioden 2002-2006. 25 20 Reinjiceret produceret vand (illioner ³) Udledt produceret vand (illioner ³) Der tages løbende prøver offshore til analyse på laboratoriefaciliteterne på stedet. Der er desuden flere koplikationer forbundet ed reinjektion af produceret vand. Der er blandt andet risiko for, at det kan: reducere tilgængeligheden af kulbrinteressourcer i det pågældende felt so følge af, at gennestrøeligheden indskes; øge risikoen for vandgennebrud. Det vil sige, at det reinjicerede vand kan løbe direkte od de producerende brønde uden at presse kulbrinter foran sig. Sker dette, er der risiko for, at kulbrintereserver bliver isoleret i forationen og ikke kan udvindes; øge ængderne af vand, so skal behandles på platforene so følge af øget vandtilstrøning til de producerende brønde; øge produktionen af giftige svovlbrinter so følge af øget bakteriel aktivitet, da det producerede vand indeholder næringsstoffer, so især freer væksten af sulfatreducerende bakterier; og øge energiforbruget offshore og so følge deraf edføre yderligere lufteission af blandt andet CO 2. Hvis forholdene er egnede til reinjektion af produceret vand, vil denne etode kunne anvendes til at yde trykstøtte i forationen. Alternativt udledes det producerede vand til havet efter rensning i vandbehandlingssysteerne. Det producerede vand renses, uanset o det reinjiceres eller udledes til havet. De årlige ængder af produceret vand reinjiceret i undergrunden eller udledt til havet er præsenteret i figur 3. På nuværende tidspunkt reinjiceres okring 25% af det producerede vand fra DUC-felterne i Nordsøen. 15 10 5 0 2002 2003 2004 2005 2006 3.3 Udledning til havet Olie i produceret vand Produktionsplatforene i Nordsøen odtager en blanding af olie, gas og vand fra de producerende brønde. Her bliver de enkelte koponenter separeret. Olien og gassen sendes til land via rørledninger, og det producerede vand sendes til vandbehandlingssysteer, so typisk er en kobination af separatorer, hydrocykloner og centrifuger. Her bliver restængder af olie i videst uligt ofang fjernet, inden vandet reinjiceres eller udledes. På trods af at rensningsprocessen løbende bliver optieret, vil der dog ed nuværende teknologi være så rester af olie i det udledte producerede vand. 11

12

Figur 4 og 5 viser henholdsvis den totale årlige udledning af olie i produceret vand, so udledes til havet i tons og i g/liter. So det fregår af figurerne, er der sket en væsentlig reduktion de senere år. Alene i perioden 2004-2006 blev oliekoncentrationerne reduceret ed ca. 15% på trods af, at ængden af produceret vand satidig øgedes, hvorved vandbehandlingsanlæg offshore blev belastet hårdere. At det lykkedes at reducere olieindholdet i produceret vand skyldes store investeringer i øget vandbehandlingskapacitet og forbedrede rensningsetoder. I 2006 var den gennesnitlige koncentration af olie i udledt produceret vand ca. 15 g/liter svarende til 0,0015%. Det er under gennesnittet for Nordsøen og væsentligt lavere end andre dele af verden, hvor der indvindes olie og gas. Figur 4: Total årlig ængde af opblandet (dispergeret) olie udledt ed produceret vand i perioden 2002-2006. 500 400 300 200 Total dispergeret olie udledt (tons) Efter sorteringen koprieres papir og papaffald før ilandsendelse. So en konsekvens af forbedrede rensningsetoder faldt den totale udledte ængde olie i produceret vand arkant i 2006 på trods af en stigning i ængden af udledt produceret vand. I den næreste fretid kan ængden af produceret vand dog forventes øget yderligere, og ed indre der identificeres egnede etoder og egnede reservoirer til at reinjicere en større procentdel af det producerede vand eller nye etoder til rensning, å det forventes, at den totale ængde af udledt olie ed produceret vand også vil stige. 100 0 2002 2003 2004 2005 2006 Figur 5: Årlig gennesnitlig koncentration af opblandet (dispergeret) olie i udledt produceret vand i perioden 2002-2006. Mærsk Olie og Gas vil fortsat arbejde aktivt for at reducere både koncentrationen af olie i udledt produceret vand og den totale ængde olie, so udledes. 50 40 Olie koncentration (g/liter) 30 20 10 0 2002 2003 2004 2005 2006 Miljøstatusrapport 2006 13

14

Offshore keikalier iljøvurderes i henhold til Oslo-Paris Konventionens (OSPAR) retningslinier. Keikalier, der indeholder en eller flere koponenter, so er registreret på OSPAR s List of Cheicals for Priority Action, kategoriseres so sorte. Disse keikalier skal være udfaset pr. 1. januar 2006. Keikalier kategoriseret so sorte anvendes ikke af Mærsk Olie og Gas. Andre keikalier, der indeholder en eller flere koponenter, so har potentiale til at være bioakkuulerende, giftige og/eller langsot nedbrydelige, kategoriseres so røde keikalier. Disse keikalier vil kun blive udledt efter 2008, såfret der er væsentlige tekniske, sikkerhedsæssige eller iljøæssige årsager til dette. Keikalier Anvendelse af keikalier i offshore olie- og gasindustrien tjener en lang række forål vedrørende produktion og vedligeholdelse såvel so iljø og sikkerhed. Uden brug af keikalier ville det ikke ed nuværende teknologi være uligt at bore en brønd eller stiulere brønden for at yde optial produktion. Det ville heller ikke være uligt at beskytte faciliteterne od korrosion og bakteriel vækst. Keikalier anvendes desuden i processen, hvor olie, gas og vand separeres, og i forbindelse ed transport til land af de betydelige ængder olie og gas genne rørledninger. Keikalier, der udledes under noral operation, er underlagt en udledningstilladelse, og anvendelse og udledning af disse keikalier rapporteres til yndighederne. Disse keikalier er forinden blevet evalueret i henhold til yndighedernes retningslinjer. Anvendelse af keikalier offshore tjener en lang række forål vedrørende produktion og vedligeholdelse såvel so iljø og sikkerhed. Keikalier, so kun består af ikke iljøskadelige koponenter registreret på OSPAR s PLONOR liste ( substances that Pose Little or NO Risk to the environent ) registreres so grønne keikalier. Der er ingen særskilt begrænsning for anvendelse og udledning af disse keikalier, so dog kun å ske efter tilladelse fra yndighederne. Keikalier, so ikke falder ind i de ovennævnte kategorier, kaldes gule keikalier. Ved vurdering af disse keikalier tages ængden anvendt og udledt ed i betragtning. De enkelte koponenter i et keikalie evalueres særskilt og afgør, o koponenten har potentiale til at ophobes i levende organiser (bioakkuulerende), er giftig og/eller er langsot nedbrydelig. Figur 6 illustrerer udledningen af keikalier til havet so følge af DUC s operationer i den danske del af Nordsøen. Grønne koponenter udgjorde 86% af ængden af udledte keikalier i 2006. Gule keikalier udgjorde 13%, ens røde koponenter udgjorde 1% af den totale udledning. Af konkurrencehensyn er den præcise koponentsaensætning for de enkelte keikalier ikke tilgængelig for Mærsk Olie og Gas, en oplyses af fabrikanterne til yndighederne. Miljøstatusrapport 2006 15

16

Mængden af keikalier, so udledes årligt, afhænger i høj grad af, hvor ange brønde der bores i de enkelte år. Boreaktiviteten kan variere betydeligt fra år til år. Figur 6: Udledte keikalier kategoriseret so grønne, gule og røde koponenter for perioden 2002-2006. 100 80 Grønne keikalier (1000 tons) Gule keikalier (1000 tons) Røde keikalier (1000 tons) Utilsigtede udledninger Der observeres af og til olie på havoverfladen i nærheden af offshore installationer. Dette kan stae fra udledt produceret vand, hvilket tillades så længe yndighedernes retningslinier overholdes. Olien kan også stae fra utilsigtede udledninger, for eksepel lækager eller overløb fra drænvandssysteet. Selvo ængderne oftest vil være eget så, bliver alle udledninger, so observeres på havoverfladen, rapporteret til yndighederne. Den årlige salede voluen af utilsigtede udledninger fra DUC s anlæg er vist i figur 8. 60 Det er Mærsk Olie og Gas ålsætning, at alle utilsigtede udledninger undgås. Figur 8: Den årlige salede ængde af spild af olie i perioden 2002-2006. 40 20 25 20 Utilsigtede olieudledninger (tons) Udledning til atosfæren offshore sker priært i forbindelse ed energiproduktion. 0 2002 2003 2004 2005 2006 Figur 7: Den procentvise fordeling af udledte keikalier kategoriseret so grønne, gule og røde koponenter for 2006. 15 10 Grønne keikalier 86% Gule keikalier 13% Røde keikalier 1% 5 0 2002 2003 2004 2005 2006 Andre udledninger til havet I forbindelse ed boring af en brønd anvendes der i DUC s operationer i langt overvejende grad vandbaseret boreudder, hvor basevæsken er vand tilsat salte og glykol. Derudover kan keikalier tilsættes so nævnt i ovenstående afsnit. Miljøstatusrapport 2006 17

18

Der observeres og rapporteres jævnligt hvaler ved de danske offshoreanlæg. Boreudderet har flere funktioner og skal blandt andet: Sikre od at kulbrinter koer ukontrolleret til overfladen (blow-out); fungere so søreiddel for borestrengen; opbygge en ebran, so sikrer, at borevæsken ikke forsvinder ud i undergrunden; og sikre en forsvarlig operation ved blandt andet at køle borekronen. Efter endt brug udledes vandbaseret boreudder til havet efter gældende tilladelser og retningslinier. Satidig udledes også borespåner, det vil sige rester af forationen, so er blevet udboret. Mængde af boreudder og borespåner, so udledes, afhænger af antallet af brønde boret i de enkelte år ed vandbaseret boreudder og længden af disse brønde (Figur 9). Figur 9: Mængden af vandbaseret boreudder (VBM) og tilhørende borespåner udledt til havet i forbindelse ed DUC s boreaktiviteter i perioden 2002-2006. Mængden, so udledes, afhænger af antallet af brønde, so bores, og længden af disse brønde. 250 200 150 VBM (1000 ³) Borespåner (1000 ³) Ved enkelte DUC boreoperationer anvendes oliebaseret boreudder eller syntetisk boreudder. I så fald udledes hverken boreudderet eller de tilhørende borespåner til havet, en disse indsales og transporteres til egnede odtagefaciliteter på land, hvor der foregår rensning og delvis genanvendelse af olien. 3.4 Lufteissioner Udledning til atosfæren fra offshoreinstallationer forekoer priært i forbindelse ed anvendelse af fossile brændstoffer for at producere energi til procesudstyret sat fra afbrænding af gas af sikkerhedsæssige hensyn. Eissionerne er først og freest kultveilte (CO 2 ), nitrogen oxid (NO X ), etan (CH 4 ) og andre volatile organiske koponenter (VOC) sat svovloxid (SO X ). CO 2 Den totale CO 2 eission fra DUC s aktiviteter i den danske Nordsø er vist på figur 10. Udledning af CO 2 staer priært fra forbrænding af gas i gasturbiner og gasafbrænding i flaren, so vist på figur 11. CO 2 eissioner fra offshore- aktiviteter er underlagt det nationale CO 2 kvotasyste. So det fregår af figur 12, er tendensen, at CO 2 eission per produceret enhed har været faldende til og ed 2005. Dette skyldes priært reduceret sikkerhedsæssig afbrænding fra Dan og Halfdan felterne sat forbedret energieffektivitet. Det er Mærsk Olie og Gas ålsætning at have en høj energieffektivitet og at iniere CO 2 eissioner, hvor det er teknisk uligt og sikkerhedsæssigt forsvarligt. 100 50 For 2006 er eissionen steget, og det å forventes, at den totale CO 2 udledning fra DUC s offshoreanlæg vil stige i de koende år på grund af stigende energiforbrug ved indvinding fra de eksisterende felter. Mærsk Olie og Gas undersøger løbende initiativer, so kan reducere CO 2 udledningen yderligere. 0 2002 2003 2004 2005 2006 Antal brønde: 28 19 15 10 20 Miljøstatusrapport 2006 19

20

Figur 10: Den totale årlige CO 2 eission fra DUC platfore i Nordsøen i perioden 2002-2006. Figur 12: CO 2 udledning per produceret kulbrinte i perioden 2002-2006. 5000 100 4000 Total CO ² eission (1000 tons) 90 CO ² eission pr. kulbrinte produceret (tons/1000 tons olieækvivalenter) 3000 80 2000 70 1000 60 0 2002 2003 2004 2005 2006 50 2002 2003 2004 2005 2006 Ved boreoperation ed vandbaseret boreudder udledes boreudder og borespåner fra undergrunden til havet. Figur 11: CO 2 udledning fra DUC s offshoreinstallationer i 2006. Diesel forbrænding (produktionsplatfore) 1% Diesel forbrænding (boreplatfore) 2% Gas afbrænding (flaring) 19% Andre udledninger til atosfæren Ud over CO 2 udledes NO X, SO X, CH 4 og andre volatile organiske koponenter (VOC er) i forbindelse ed DUC s produktionsaktiviteter i Nordsøen. Udledning af nitrogenoxider (NO X ) og svovloxider (SO X ) staer typisk fra brug af fossile brændstoffer og sikkerhedsafbrænding. Afhængigt af de atosfæriske og kliatiske betingelser kan disse udledninger bidrage til dannelsen af såkaldt syreregn, det vil sige regnvand ed en lav ph-værdi, hvorfor udledningen søges inieret. Metan (CH 4 ) tilhører gruppen af VOC er. Metan er i denne rapport ikke inkluderet i opgørelsen af VOC udledninger, en rapporteres separat i figur 13. Udledning af etan forventes at bidrage til den såkaldte drivhuseffekt og søges inieret. Gas brændsel (produktionsplatfore) 78% Andre VOC er dækker over en række flygtige organiske stoffer. Nogle af disse stoffer kan betragtes so værende drivhusgasser. Nogle VOC er reagerer desuden ed NO X under tilstedeværelsen af sollys og danner ozon, so er uønsket i den nedre del af atosfæren. Miljøstatusrapport 2006 21

22

Persontransport til og fra offshoreanlæg foregår ed helikopter, ens aterialer og udstyr transporteres ed skib. Den priære kilde til udledning af etan og andre VOC er fra Nordsøanlæggene er, at sikkerhedsafbrændingen af gas ikke er fuldstændig, en efterlader en lille rest. Desuden bidrager ventilering af udstyr, so indeholder naturgas, ligeledes til udledning af VOC er i uafbrændt gas. Størrelsen af disse udledninger beregnes ved hjælp af standard eissionsfak- torer, so udgives af OGP (International Association of Oil and Gas Producers). Total udledning af NO X, SO X, CH 4 og andre VOC er fra Mærsk Olie og Gas aktiviteter i Nordsøen er vist i figur 13. Figur 13: Eissioner af NO X, CH 4, VOC, SO x og eissioner per kulbrinte produceret i perioden 2002-2006. 10000 8000 6000 4000 2000 NO x eission (tons) CH 4 eission (tons) VOC eission (tons) SO x eission (tons) HydrokloroFluorokarbon, HCFC gas, benyttes so køleiddel på DUC s offshoreanlæg. I 2006 var det totale forbrug af HCFC gasser i gaskøleanlæg okring 12 tons, so repræsenterer en reduktion i brugen af HCFC gasser på DUC s anlæg i forhold til de foregående år (se figur 14). Reduktionen er opnået efter odernisering af eksisterende gaskølefaciliteter på Tyra Øst, hvorfra naturgas sendes genne rørledning til Danark. HCFC gasser kan, når de udledes, bidrage til nedbrydningen af ozonlaget, og udledning søges inieret. HCFC gasser å ikke forveksles ed de såkaldte kloroflurokarboner (CFC gas) eller ed brooflurokarboner. Udledninger af disse stoffer anses for at have potentiale for langt større negativ indvirkning på ozonlaget end HCFC gasser og bliver ikke længere anvendt på DUC s anlæg i Nordsøen. So alternativt køleiddel anvendes hydroflurokarboner (HFC gas). Udledningen af HFC gas bidrager ikke til nedbrydning af ozonlaget, en enkelte HFC gasser forventes at være stærke såkaldte drivhusgasser. Udledning af HFC gas søges derfor inieret. I 2006 var det totale forbrug af HFC gasser i gaskøleanlæg på DUC s offshoreanlæg godt ét ton, på linie ed tidligere års forbrug. I takt ed det forventede fald i DUC s produktion af naturgas i årene, der koer, forventes anvendelse og udledning af HFC gas reduceret tilsvarende. 0 2002 2003 2004 2005 2006 Miljøstatusrapport 2006 23

24

Figur 14: Forbrug af hydrokloroflurokarboner (HCFC), hydroflurokarboner, (HFC gas) og kloroflurokarboner (CFC gas) på DUC s offshoreanlæg i Nordsøen i perioden 2002-2006. 25 20 15 10 5 HCFC (tons) HFC (tons) CFC (tons) 3.5 Affaldshåndtering I 2006 blev 8.000 tons affald indsalet fra DUC s offshoreaktiviteter. Dette er en stigning fra tidligere år og reflekterer den øgede aktivitet offshore især fra vedligeholdelsesarbejde. Alt affald bliver sorteret offshore og transporteret til land for yderligere sortering og derefter genbrugt, forbrændt eller deponeret. Behandling og registrering af affald sker i henhold til gældende lovgivning. Figur 15: Andelen af affald genbrugt, forbrændt og deponeret fra DUC s offshoreaktiviteter i perioden 2002-2006. 100 80 Genbrug (%) Forbrænding (%) Deponering (%) Sortering af affald finder sted på alle 0 2002 2003 2004 2005 2006 60 DUC s offshoreanlæg. Udledning i olietransportsysteet DUC-råolien fra Nordsøen sendes via rørledning til udskibningsterinalen i 40 Fredericia, hvor den opbevares i store lagertanke. Herfra overføres olien til Shell Danarks raffinaderi ved siden af eller til tankskibe, so sejler til det endelige 20 besteelsessted. Terinalen drives af DONG Energy i henhold til gældende lovgivning. I forbindelse ed oplagring og eksport fra Fredericia frigives årligt ca. 14.000 0 2002 2003 2004 2005 2006 ton VOC er. Der blev i 2006 taget beslutning o bygning af et anlæg, so fra 2008 vil reducere VOC eissionen væsentligt. Anlægget er et såkaldt afgasningsanlæg, so forventes at reducere udledningen ed ca. 10.000 tons årligt, det vil sige ere end 70%. Muligheder for yderligere reduktion af VOC udledningen i Fredericia undersøges i saarbejde ed terinalens operatør og Dansk Shell so operatør for udskibningsfaciliteterne. Miljøstatusrapport 2006 25

26

Hovedparten af det indsalede affald (okring 80%) genbruges, ens 15% bliver sendt til forbrænding. Andelen af affald, so bliver deponeret, er okring 5%. Det deponerede affald består typisk af iprægneret træ, gipsplader og isoleringsateriale, for hvilket der i øjeblikket ikke er angivet anden ulig behandlingsetode. Figur 16: Andel af affald genbrugt, forbrændt og deponeret fra DUC s offshoreaktiviteter i 2006. 4. Målsætninger Det er Mærsk Olie og Gas politik at stræbe efter at iniere iljøpåvirkningerne af olie- og gasaktiviteter i Nordsøen, ved at anvende rettidig ohu i planlægning og drift og ved at benytte den bedst tilgængelige teknologi (BAT) ved design og bygning af anlæg. Følgende ålsætninger er fastlagt: Forbrænding 15% Deponering 5% Genbrug 80% Både farligt og ikke-farligt affald bliver indsalet og transporteret til land. I 2006 bestod knap 70% af det indsalede affald af ikke-farligt affald. 1. 2. 3. 4. 5. 6. Færre røde keikalier anvendes og udledes til det arine iljø, og ere iljørigtige keikalier udvikles saen ed leverandørerne og i tæt kontakt ed Miljøstyrelsen, so adinistrerer Danarks forpligtelser overfor internationale organisationer og EU. Røde keikalier vil blive udfaset i 2008, ed indre der er væsentlige tekniske, sikkerhedsæssige eller iljøæssige indvendinger. På trods af den forøgede producerede vandængde fastholdes oliekoncentrationen i produceret vand, so udledes, under 30 g/liter, og ængden nedsættes yderligere, efterhånden so det bliver teknisk og praktisk uligt. Mulighederne undersøges for yderligere injektion af produceret vand tilbage i undergrunden på teknisk, økonoisk og reservoiræssig forsvarlig vis. Antal og ængde af utilsigtede udledninger reduceres, og ålet er helt at undgå de. Mål for 2007 er en reduktion på 10% af ængden spildt i forhold til 2006. Begrænsning af gasafbrænding fortsættes, satidig ed at der opretholdes sikker drift. Mål for 2007 er en reduktion på 5% i forhold til 2006. Alle nye gasturbiner indkøbes ed lav NO X teknologi. Der vil blive fulgt op på ålsætningerne kontinuerligt, og nye forventes at blive tilføjet. Miljøstatusrapport 2006 27

Harald A Behandlings- og I produktion 1996 Roar to er sr ør ) 20 k (8 t o e rs r ør) I produktion 1996 11 k (16 to ers rør) 11 k (8 toers r ør) (1 4 3 k rs (24 toe rør) (8 to e rs rør ) 16 k (14 to e rs r ør) k I produktion 1981 2 k 19 k (14 toers 26 k Skjold DB Beboelsesplatfor rør) DC Afbrændingsplatfor (1 0 t o ers rør) F B BA BB (planlagt) Stigerørsplatfor 7 k (16 toers rør) 7 k (8 toers rør) I produktion 2000 r) ers rø o ) 24 t ør ( ) sr ør er sr er to ør) to sr r 2 e 1 to (6 1.7 1. 7 k D Afbrændingsplatfor 1. 7 A ers rør) (20 to Halfdan 2k I produktion 1982 F Behandlings- og Olie/kondensat Gas Vand Gas/Olie/Vand Gor E Stigrørsplatfor CA (planlagt) Ubeandet BC (planlagt) Beboelsesplatfor ør) ers r 12 to 12 k ( 11 k (6 to ers rør) C Beboelsesplatfor DA Behandlings- og indvindingsplatfor rø r) to er sr ør ) rør ) 0 toers rør) 330 k (2 to ers r ør Ê (1 4 Ubeandet (8 (8 t o e rs 3 to ers rør ) C Behandlings- og beboelsesplatfor I produktion 1991 9k k k ( ÓÇÊ Ê Ó {Ê til land Olieledning k Dagar ÊÊÊÊÊÊÊ Ê Gasledning t il land 215 k (30 to ers rør) ( Ubeandet 17 I produktion 2002 Ubeandet r) 11 k (16 toers rø rør) 11 k (8 toers 16 I produktion 1986 17 Tyra Sydøst r) 33 k (12 toers rø Rolf r) rs rø e (26 to 99 k d) ollan Til F3 (H D Afbrændingsplatfor C r) rø ers s 3 k (24 to er o t 3 k (10 C Tyra Øst B 3k E Broodul til gasbehandling og kopression Miljøstatusrapport Den danske nordsø 2006 A Behandlings- og beboelsesplatfor E Stigrørsplatfor ør) rs r e ) to ør 6 sr er rø r) B F I produktion 1984 Broodul ed odtagefaciliteter ( Behandlings- og beboelsesplatfor D Afbrændingsplatfor to Tyra Vest A 3k Ubeandet (1 6 Tyra k ( 19 k k 12 rør) ers to B og broodul ed indvindingsudstyr A (16 k 9.6 FD (1 FB FC Behandlings- og beboelsesplatfor rør ) (4 to ers rør) FG Behandlingsplatfor (1 2t o e rs r ør) rør ) FF Behandlingsog ( Ubeandet 3 3 k k E Ubeandet B Behandlingsplatfor A ) rør ) rør rs e to (10 9 k ers 6 to 9k o g 6t ( I produktion 1991 k ) s rør er (10 to r ør ) I produktion 1972 0 to ers k 13 Kraka ers 5 k (1 2 k 9k to ( 12 9 k 0 to 11 k (2 er s FE og broodul ed indvindingsudstyr Dan 0.5 0. 12 k FA Afbrændingsplatfor 11 k (12 toers rør) r) rø ers 2to rs e to er as s rø r) lif t sr er Ubeandet AA Ubeandet 65 (16 to 7 k BA Ubeandet ør) AB Ubeandet 80 k I produktion 1993 (50 % DUC) I produktion 1998 B Beboelsesplatfor Svend Valdear Lulita (24 to ers rør) k 20 I produktion 1997 s rør) er to (16 (12 to ers (8 rør) to er s rør) r) rs rø 3 k (16 toe Regnar D C Afbrændingsplatfor D I produktion 1993 Udbygget på havbunden