Statoil a.s
4035 STAVANGER

Dato: 15.01.2004
Vår ref.: 02/80-24

NMVOC utslipp fra lasting av råolje ved Glitnefeltet
Oversendelse av vedtak

Vi viser til søknad sendt til Miljøverndepartementet (MD) fra VOC Industrisamarbeid ved Statoil på vegne av Statoil ASA, A/S Norske Shell, ExxonMobil og Norsk Hydro om endret innfasingsperiode for NMVOC reduserende tiltak datert 07.07.03. Vi viser også til brev fra MD til SFT datert 29.07.03 der SFT bes behandle søknaden fra VOC Industrisamarbeid og brev fra A/S Norske Shell, Norsk Hydro og Exxon Mobil til MD datert henholdsvis 28.08.03, 02.09.03 og 14.11.03 der VOC Industrisamarbeid ved Statoil ASA gis fullmakt til å opptre på deres vegne. Videre viser vi til brev fra VOC Industrisamarbeid til SFT med tilleggsopplysninger datert 19.09.03

Vedtaket er truffet med hjemmel i forurensningsloven (lov av 13. mars 1981 nr 6 om vern mot forurensninger og mot avfall) § 18, jf §§ 11 og 16. Vedtaket er en endring av utslippstillatelsen for NMVOC ved lasting av råolje ved Glitnefeltet fastsatt ved Miljøverndepartementets vedtak av 9.11.01. En oppdatert tillatelse etter forurensningloven for produksjon på Glitnefeltet med tilhørende vilkår følger vedlagt dette brevet.

Brudd på vilkår fastsatt i utslippstillatelse etter forurensningsloven er straffbart etter forurensningsloven §§ 78 og 79.

Bakgrunn

I utslippstillatelsene for NMVOC ved lasting av råolje offshore er det stilt krav om å bruke best tilgjengelig teknologi for utslippsreduksjoner av NMVOC. Kravene som er satt til teknologien og innfasingen av denne fremgår av tabell 1.

Tabell 1. Minimumskrav til NMVOC-reduserendeteknologi og tidsplan for innfasing av denne.

Design faktor (%):	78
Regularitet (%):	95
Ved utgang av år:		Mars 2003	2004	2005
Andel lastet olje med teknologi (%):		40	70	95

Det er gjennom utslippstillatelsene åpnet for mulig samarbeid mellom operatørene forutsatt at utslippsreduksjonen samlet blir minst like stor som om en gjennomførte tiltakene i egne anlegg. For å møte NMVOC kravene i forbindelse med lasting av råolje offshore på en mest mulig effektiv måte har derfor operatørene med deltakelse også av rettighetshaverne etablert VOC Industrisamarbeid. I forbindelse med første milepæl i kravene, 1. april 2003, er det ifølge VOC Industrisamarbeid installert syv NMVOC-reduserende anlegg på skytteltankere. Arbeidet med å møte neste milepæl i påleggene ved utgangen av 2004 pågår og er ifølge operatørene i rute.

Søknaden

Søknaden omfatter endret innfasing av andel olje som skal lastes med NMVOC-reduserende teknologi. VOC Industrisamarbeid søker på vegne av operatørene som laster råolje på norsk sokkel om å endre innfasingen fra 40 % til 45 % i 2004, fra 70 % til 75 % i 2005, fra 95 % til 93 % i 2006 og 2007 og 95 % i 2008.

VOC Industrisamarbeid redegjør i søknaden for behovet for antall NMVOC-reduserende anlegg i forhold til andelen olje som er pålagt lastet med slik teknologi med dagens krav. Ifølge deres beregninger vil det måtte investeres i 2-3 anlegg som det på grunn av dalende oljeproduksjon bare vil være behov for i årene 2006 og 2007 for å møte kravet om at 95 % av oljen skal lastes med utslippsreduserende teknologi fra og med 01.01.06.

Ved en omdisponering av bøyelasteflåten/skytteltankerne kan ifølge søknaden NMVOC utslippene i tonn reduseres mer enn om de enkelte lasteoperatører oppfyller dagens krav på eget felt. Dette innbefatter byttearrangementer mellom transportleverandører slik at de eksisterende syv anleggene blir utnyttet på felt med høy avdampingsfaktor, det vil si der de har størst utslippsreduserende effekt. Ifølge VOC Industrisamarbeid vil en slik effektivisering kunne gi grunnlag for å skjerpe kravene til andel olje som skal lastes med utslippsreduserende teknologi for årene 2004 og 2005.

Saksgang

Gjeldende krav knyttet til utslipp av NMVOC ved lasting og lagring av råolje ble fastsatt av Miljøverndepartementet (MD) 09.11.01. Krav i tråd med dette vedtaket er nedfelt i Statoils tillatelse etter forurensningloven for produksjon på Glitnefeltet datert 17.11.03.

Søknaden om endring av utslippstillatelser for NMVOC knyttet til lasting av råolje er sendt av VOC Industrisamarbeid ved Statoil. Søknaden er sendt på vegne av operatører som har krav om NMVOC-reduksjoner i forbindelse med lasting av råolje, det vil si Statoil ASA, A/S Norske Shell, ExxonMobil og Norsk Hydro. VOC Industrisamarbeid ved Statoil er gitt fullmakt til å opptre på vegne av disse operatørene i brev til Miljøverndepartementet datert henholdsvis 28.08.03, 02.09.03 og 14.11.03.

Søknaden fra VOC Industrisamarbeid v/Statoil ble oversendt MD 07.07.03. MD har bedt SFT behandle og avgjøre søknaden i lys av Norges forpliktelser i Geneve-protokollen og Gøteborg-protokollen.

Forhåndsvarsling etter saksbehandlingsforskriften av 16.4.02 §§ 5 og 6 er unnlatt i medhold av forskriftens § 7 annet ledd bokstav b) idet konsekvensene ved den omsøkte endring av utslippstillatelsene etter SFTs vurdering vil være av mindre miljømessig betydning. Det vises for så vidt til begrunnelsen for omgjøringsvedtaket nedenfor.

Begrunnelse

VOC Industrisamarbeidet søker om å endre innfasingskravene for å unngå å måtte installere 2-3 VOC-anlegg som det på grunn av dalende oljeproduksjon kun vil være behov for i 2006 og 2007. Endret innfasing av olje lastet med VOC-anlegg i henhold til søknaden er som følger:

VOC Industrisamarbeid har beregnet utslippsreduksjonene av NMVOC i tonn ved lasting av råolje basert på at dagens krav oppfylles på hvert enkelt felt, ved endret innfasing av anlegg der nye krav oppfylles på hvert enkelt felt samt ved endret innfasing kombinert med omdisponering av bøyelasteflåten for å få en mer effektiv utnyttelse av installerte anlegg i årene fram mot 2008. Dette er vist i tabell 2

Tabell 2. Utslippsreduksjoner av NMVOC i tonn fra offshore lasting av råolje basert på henholdsvis dagens NMVOC krav oppfylt på hvert enkelt felt, nye krav oppfylt på hvert enkelt felt og nye krav kombinert med en omdisponering av skytteltankerne. Dagens produksjonsprognose (RNB2004) er lagt til grunn for utslippsberegningene.

Dersom operatørene for lasting oppfyller kravet på eget felt, vil utslippene med endret innfasing bli lavere i 2004 og 2005 enn med dagens krav og noe høyere i 2006 og 2007. Som vist i tabell 2 vil imidlertid nye krav gi større utslippreduksjoner av NMVOC i 2004 og 2005 enn utslippsøkningen i 2006 og 2007 blir.

For å slippe å installere 2-3 nye anlegg og samtidig oppfylle nye krav, må imidlertid VOC-Industrisamarbeid gjennomføre en omdisponering av bøyelasteflåten/skytteltankerne. Dette innbefatter byttearrangementer mellom transportleverandører slik at de eksisterende syv anleggene blir utnyttet på felt med høy avdampingsfaktor, det vil si der de har størst utslippsreduserende effekt. Ved en omdisponering av bøyelasteflåten/skytteltankerne vil det som vist i tabell 2 oppnås ytterligere utslippsreduksjoner i årene 2004, 2005 og 2007 enn ved at hver enkelt lasteoperatør oppfyller kravet på eget felt.

Kostnaden ved installasjon av VOC-anlegg er relativt høy, ca 100 MNOK per anlegg. Etter SFTs vurdering er det lite hensiktsmessig å installere 2-3 anlegg som det må antas å være behov for kun i 2006 og 2007 som følge av prognoser om lavere oljeproduksjon etter 2005.

Norge bryter per i dag forpliktelsene i henhold til Geneve-protokollen. Geneve-protokollen ble signert i 1991 og forplikter Norge til å redusere NMVOC-utslippene med 30 prosent innen 1999 i forhold til nivået i 1989 for fastlands-Norge og økonomisk sone sør for 62. breddegrad. I tillegg skal de samlede norske utslippene av NMVOC stabiliseres på 1988-nivå innen utgangen av 1999. I henhold til dagens prognoser vil Norge overholde forpliktelsene i Geneve-protokollen først i 2005 for de totale utslippene i Norge og i 2006 for utslipp i TOMA området (utslipp sør for 62. breddegrad). En skjerping av kravene for 2004 og 2005 og forlengelse av innfasingsperioden til 01.01.08 vil ikke medføre noen endringer med hensyn til når Norge oppfyller avtalen dersom dagens prognoser legges til grunn. Som vist i tabell 2 vil imidlertid overskridelsen av forpliktelsesnivået reduseres i årene 2004 og 2005. Dette gjelder både totalt og i TOMA området.

I henhold til Gøteborg-protokollen kan Norge i 2010 maksimalt slippe ut 195 000 tonn NMVOC (35 % reduksjon i forhold til utslippsnivået i 1990). I henhold til dagens prognoser vil Norge oppfylle forpliktelsen i Gøteborg-protokollen da de totale utslippene av NMVOC i 2010 er estimert til 170 000 tonn, hvorav 22 000 tonn kommer fra utslipp fra lasting og lagring av råolje offshore. En endring av kravene til innfasing av utslippsreduserende teknologi som omsøkt vil ikke endre dette bildet. I 2010 er det imidlertid forventet at bidraget til de nasjonale utslippene fra offshorevirksomheten vil være under 15 %.

Det er knyttet betydelig usikkerhet til utslippsberegningene. Denne usikkerheten er imidlertid uavhengig av endrede krav til innfasing av NMVOC-reduserende teknologi. Utslippstallene i tabell 2 er basert på prognoser for oljeproduksjonen og en forventet effekt av den utslippsreduserende teknologien som installeres. De første anleggene, som er designet for 78 % reduksjon av NMVOC, er til dels fortsatt i en innkjøringsperiode, og det er derfor fortsatt noe usikkerhet rundt deres utslippreduserende effekt. Videre er de neste anleggene som skal settes i drift bestilt med 100 % reduksjonskapasitet for NMVOC. Dersom disse anleggene virker som forutsatt kan det bety ytterligere reduksjoner av NMVOC enn det som er vist i tabell 2. Prognosen for oljeproduksjonen er imidlertid også usikker frem i tid og usikkerheten øker jo lengre ut i tid en kommer. Samlet betyr dette at det er en nokså stor usikkerhet i utslippstallene for NMVOC knyttet til lasting av olje i årene fram mot 2010.

Konklusjon

Endrede krav til innfasing for NMVOC-reduserende teknologi er miljømessig og kostnadsmessig en bedre løsning enn dagens krav. SFT har på denne bakgrunn besluttet å endre utslippstillatelsen for NMVOC i tråd med søknaden.

I tillegg opplyses det i søknaden at VOC Industrisamarbeid må gjennomføre en omdisponering av bøyelasteflåten/skytteltankerne for å møte de nye kravene. Det vil gi ytterligere utslippsreduksjoner enn om hver enkelt lasteoperatør oppfyller kravet på eget felt.

Gebyr

Operatøren skal i henhold til gjeldende gebyrforskrift av 31.01.96 betale gebyr for behandlingen av søknaden på kr 19 300,-. Faktura på beløpet er vedlagt.

Klageadgang

SFTs vedtak kan påklages til Miljøverndepartementet av sakens parter eller andre med rettslig klageinteresse innen tre uker fra mottak av dette brev eller fra det tidspunkt vedkommende fikk eller burde skaffet seg kjennskap til vedtaket. En eventuell klage skal angi det vedtak det klages over, og den eller de endringer som ønskes. Klagen bør begrunnes, og skal sendes SFT.

Med hilsen

Marie Nordby (e.f.)
Avdelingsdirektør

Hanne Marie Øren
Overingeniør

Vedlegg:
Endret tillatelse etter forurensningsloven for produksjon ved Glitnefeltet.

Kopi til:
Oljedirektoratet, Postboks 600 Sentrum, 4003 Stavanger

Tillatelse etter forurensningsloven

For produksjon på Glitnefeltet
Statoil ASA

Tillatelse etter forurensningsloven er gitt i medhold av forskrift om utføring av aktiviteter i petroleumsvirksomheten (aktivitetsforskriften) av 3. september 2001 §§ 55 og 57 jf lov om vern mot forurensninger og om avfall av 13. mars 1981 nr 6, § 11 jf. § 16 og med endring i medhold av § 18 pkt. 6. Tillatelsen er gitt på grunnlag av opplysninger gitt i søknad av 30.05.02 samt opplysninger fremkommet under behandlingen av søknaden. Tillatelse til utslipp av NMVOC ved lasting og lagring av råolje er gitt på grunnlag av opplysninger gitt i søknad av 07.07.03, brev av 19.09.03 samt opplysninger fremkommet under behandlingen av søknaden.

Tillatelsen gjelder fra mottak av dette brevet og erstatter tillatelsen av 17.11.03.

Dersom hele eller vesentlige deler av tillatelsen ikke er tatt i bruk innen fire år etter at tillatelsen er trådt i kraft, skal operatøren sende SFT en redegjørelse vedrørende dette slik at SFT kan vurdere eventuelle endringer i tillatelsen.

Bedriftsdata:

SFTs referanse:

1.Aktiviteter som omfattes av tillatelsen

Tillatelsen gjelder følgende aktiviteter på Glitnefeltet:

- produksjon fra feltets reservoar
- behandling av brønnstrøm fra Glitnefeltet
- injeksjon av produsert vann
- injeksjon av kjemikalier
- utslipp av NMVOC i forbindelse med lagring og lasting av råolje på Glitnefeltet

2. Krav til bruk og utslipp av kjemikalier

2.1 Generelle krav

• Forurensning fra aktivitetene er uønsket. Selv om utslipp holdes innenfor fastsatte grenser, plikter operatøren å redusere utslippene så langt dette er mulig uten urimelige kostnader. Det samme gjelder bruk og utslipp av stoff det ikke er satt spesifikke bruks- og utslippsgrenser for.
• Også utslipp som ikke er særskilt regulert gjennom vilkår er omfattet av tillatelsen så langt opplysninger om slike utslipp ble fremlagt i forbindelse med saksbehandlingen eller må anses å ha vært kjent på annen måte da vedtaket ble truffet.
• Operatøren skal dokumentere at mengden miljøfarlig stoff brukt eller sluppet ut reduseres, og at det oppnås resultater når det gjelder substitusjon til mindre miljøfarlige kjemikalier. Dette gjelder også for oljebasert borevæske.
• Det er tillatt å bytte fra et handelsprodukt som inneholder svart stoff som er spesifisert i tillatelsen til et annet som er miljømessig likt eller bedre innen samme funksjon og spesifikt bruksområde. Maksimal tillatt utslippsmengde skal ikke overskrides. Endringene skal rapporteres i henhold til opplysningspliktforskriftens § 9 jfr. vedlegg Krav til rapportering fra offshore.
• Mengden rødt stoff som brukes og slippes ut skal reduseres, for eksempel ved bytte til kjemikalier med mindre andel rødt stoff, eller til gule eller grønne kjemikalier. Operatøren kan innen hvert bruksområde slippe ut andre røde kjemikalier enn de omsøkte så lenge total tillatt mengde rødt stoff ikke overskrides. Operatøren skal dokumentere endringene, og rapportere i henhold til opplysningspliktforskriftens § 9 jfr. vedlegg Krav til rapportering fra offshore petroleumsvirksomhet.

2.2 Overholdelse av grenseverdier

Operatøren plikter så langt som mulig å hindre at det oppstår forhold som forårsaker at utslippsgrensene overskrides, og å redusere eller innstille aktiviteten under slike forhold hvis nødvendig av miljømessige grunner, jf. § 9 i forskrift om helse, miljø og sikkerhet i petroleumsvirksomheten (rammeforskriften).

2.3 Krav til kjemikalier som bare unntaksvis tillates sluppet ut (svarte kjemikalier)

Statoil har ikke søkt om utslipp av svarte kjemikalier på Glitnefeltet.

2.4. Krav til kjemikalier som skal prioriteres spesielt for substitusjon (røde kjemikalier)

Tabell 2 omfatter total mengde rødt stoff som tillates sluppet ut innen hvert bruksområde. Disse mengdene er beregnet ut fra andel rødt stoff i hvert av handelsproduktene.

Tabell 2.4.1: Total mengde rødt stoff som tillates sluppet ut

2.5 Krav til kjemikalier som ikke skal prioriteres spesielt for substitusjon (gule kjemikalier)

Utslipp av gule kjemikalier tillates i det omfanget som er nødvendig for gjennomføring av den planlagte aktiviteten. Tillatelsen er ikke knyttet til bestemte kjemikalier og mengde kjemikalier. Anslag over planlagt utslipp av type og mengde gule kjemikalier er oppgitt i operatørens opprinnelige søknad.

Operatøren skal dokumentere eventuell økt bruk og utslipp av gule kjemikalier i forhold til anslagene, og utslippene skal rapporteres i henhold til opplysningspliktforskriftens § 9 jf. vedlegg Krav til rapportering fra offshore petroleumsvirksomhet.

Tabell 2.5.1: Anslåtte utslipp av gule kjemikalier (2003) (basert på søknader av 30.05.2002 og 30.08.2003)

2.6 PLONOR-kjemikalier (grønne kjemikalier)

Bruk og utslipp av Plonor-kjemikalier (grønne kjemikalier) er tillatt. Krav til substitusjon og prinsippet om minst mulig bruk og utslipp gjelder også for grønne kjemikalier. Bruk og utslipp av PLONOR-kjemikalier skal rapporteres i henhold til opplysningspliktforskriftens § 9 jf. vedlegg Krav til rapportering fra offshore petroleumsvirksomhet.

2.7 Kjemikalier som planlegges brukt og som ikke slippes ut på feltet

Tabellen under omfatter og røde kjemikalier som tillates brukt, men som ikke slippes ut offshore (som for eksempel forblir i brønnen, følger eksporten av olje til land eller liknende).

Tabell 2.7.2. Total mengde rødt stoff som ikke slippes ut, men som tillates brukt

Oljebasert borevæske

Statoil har ikke søkt om bruk av oljebaserte borevæsker.

2.8 Syntetiske borevæsker

Statoil har ikke søkt om bruk og utslipp av syntetiske borevæsker.

3. Injeksjon

Tillatelse til injeksjon gis. Tillatelsen omfatter:

· injeksjon av oljeholdig produsert vann

· injeksjon av kjemikalieholdig produsert vann

Operatøren skal redusere volumene som injiseres mest mulig gjennom blant annet å optimalisere prosessene og redusere kjemikalieforbruket så mye som mulig.

Dersom injeksjon i enkelte perioder ikke kan gjennomføres, skal det som er tillatt injisert håndteres i tråd med gjeldende forskrifter.

Dersom røde kjemikalier som er tillatt sluppet ut i stedet injiseres, vil den tillatte utslippsmengden rødt stoff reduseres. Tallfesting av dette skal framgå av den årlige utslippsrapporten.

4. Utslipp til luft

4.1 Utslipp av NMVOC

SFT gir Statoil tillatelse til utslipp av NMVOC (Non Methane Volatile Organic Compounds) i forbindelse medlagring og lasting av råolje på Glitnefeltet.

I forbindelse med tillatelsen gis følgende pålegg:

1. Det skal benyttes best tilgjengelig teknologi for utslippsreduksjon av NMVOC. Minimumskrav til valgt teknologi samt krav til innfasing av denne er gitt i tabell 1.

Tabell 1. Minimumskrav til NMVOC-reduserendeteknologi og tidsplan for innfasing av denne.

Design faktor (%):	78
Regularitet (%):	95
Tidspunkt for innfasing av teknologi:			01.04.03	01.01.04	01.01.05	01.01.06	01.01.08
Andel lastet olje med teknologi (%):			40	45	75	93	95
Andel lagret olje med teknologi (%):				40	70	95

SFT åpner for mulig samarbeid mellom flere operatører og rettighetshavere. For Glitne innebærer dette at kravet kan oppfylles ved å gjennomføre en raskere innfasingstakt av utslippsreduserende teknologi ved andre lastepunkter til havs eller ved andre transportløsninger dersom det kan dokumenteres at tilsvarende eller ytterligere reduksjon i totale NMVOC-utslipp på norsk sokkel kan oppnås. Dette skal dokumenteres ved massebalanser som viser at årlig utslipp av NMVOC i forbindelse med lasting og lagring blir minst tilsvarende ved inngåtte avtaler mellom operatører for lastepunkter om ulik innfasingstakt av utslippsreduserende teknologi enn ved lik innfasing av teknologi. Resultatet av det mulige samarbeidet vil fremgå av den årlige utslippsrapporteringen, og dokumentasjonen skal kunne fremlegges ved forespørsel eller under revisjoner.

2. Glitne skal benytte etablert prosedyre for bestemmelse og verifikasjon av avdampingsfaktorer både med og uten teknologi.

3. Glitne skal rapportere om utslippene og fremdriften en gang i året. Rapporteringen skal samordnes med øvrig utslippsrapportering til SFT og skal skje innen 1. mars hvert år. Rapporteringen skal gjøres i henhold til opplysningspliktforskriftens vedlegg Krav til rapportering fra offshore petroleumsvirksomhet på norsk kontinentalsokkel.

4. Glitne skal ha prosedyrer for lasting av råolje offshore som bidrar til lavest mulig utslipp av VOC (både NMVOC og CH₄).

4.2 Energieffektivitet

Bedriften skal ha et system for regelmessig vurdering av tiltak som kan iverksettes for å oppnå en mest mulig energieffektiv produksjon i anleggene.

5. Unntak fra HMS-forskriftene for petroleumsvirksomheten

Operatøren har ikke søkt om unntak fra forskriftene.

6. Risikoklasse

Bedriften er plassert i risikoklasse 1

7. Utskifting av utstyr

Dersom operatøren skal foreta en vesentlig utskiftning av utstyr som gjør det teknisk mulig å motvirke forurensningen på en vesentlig bedre måte enn da tillatelsen ble gitt, skal den ansvarlige på forhånd gi SFT melding om dette, jf. § 19 i forurensningsloven.

8. Skifte av operatør

Ved skifte av operatør skal SFT varsles senest en måned før skiftet finner sted.

Henvisninger:

PLONOR-listen: liste over stoff som brukes og slippes ut offshore og som antas ikke å ha miljøeffekt av betydning, "Pose Little Or No Risk to the Environment". Listen utarbeides av Oslo-Paris-kommisjonen, og oppdateres regelmessig.

Brev fra SFT datert 27.12.2001: Informasjon om nytt system for tillatelser til operasjonelle utslipp offshore

Dokumentene finnes på http://www.sft.no/arbeidsomr/petroleum/ eller fås tilsendt ved henvendelse til SFT