4. Utslipp til sjø
Utslipp til sjø består hovedsakelig av utslipp fra boring av brønner og produsert vann. Produsert vann er vann som kommer opp fra reservoarene sammen med oljen. Utslipp fra boring omfatter i hovedsak steinpartikler boret ut fra berggrunnen og borevæske. Det er bare tillatt med utslipp fra brønner boret med vannbasert borevæske, samt oljebasert borevæske etter tillatelse fra Miljødirektoratet der vedheng av baseolje på kaks er mindre enn 10 gram olje per kilo kaks.
Figur 3 viser at boreaktiviteten i 2022 var betydelig lavere enn toppåret 2019, og det ble boret totalt 182 brønner hvorav 34 påbegynte letebrønner. Utslipp av produsert vann nådde et maksimum i 2007 på vel 160 millioner Sm3. I 2022 utgjorde det samlede utslippet 116 millioner Sm3.
4.1 Utslipp fra boring
Boreaktiviteten gikk noe ned i 2022. Antall nye produksjonsbrønner boret i 2022 var 148. Antall letebrønner var 34, ned fra 40 i forhold til 2021.
Borevæsken som benyttes ved boring av brønner, har mange funksjoner. Den frakter borekaks opp til plattformen samtidig som borekronen smøres og kjøles. Samtidig motvirker borevæsken at borehullet raser sammen. Sist, men ikke minst, holdes trykket i brønnen under kontroll og forhindrer ukontrollert utstrømming av olje og gass.
Industrien bruker i dag hovedsakelig to typer borevæsker, oljebaserte og vannbaserte. Tidligere ble også såkalte syntetiske borevæsker benyttet, som enten var basert på eter, ester eller olefin, men disse er lite brukt de senere år.
Det er ikke tillatt å slippe ut oljebaserte eller syntetiske borevæsker eller kaks med vedheng av slike dersom oljekonsentrasjonen overstiger 1 vektprosent. Én vektprosent tilsvarer 10 gram olje per kilo borekaks. Utslipp av kaks med et vedheng av oljebaserte eller syntetiske borevæsker på mindre enn 1 vektprosent olje er kun tillatt etter tillatelse fra Miljødirektoratet. Brukte oljebaserte borevæsker og borekaks med vedheng av slike blir enten fraktet til land som farlig avfall for forsvarlig håndtering, eller injisert i egne brønner i undergrunnen.
Figur 3: Antall brønner boret på norsk sokkel (Kilde: OD).
Figur 4: Disponering av oljebasert borevæske
Operatørene benytter vannbasert borevæske så langt det er mulig, også for å redusere mengde avfall som må håndteres. Oljebasert borevæske er mer boreteknisk effektivt enn vannbasert borevæske, og mer komplekse brønner vil ha et større behov for bruk av oljebaserte borevæsker.
Forbruket av oljebasert borevæske gikk ned med nærmere 5 prosent fra 2022 sammenlignet med 2021, som vist i Figur 4. Mengde oljebasert kaks med vedheng av borevæske injisert i undergrunnen viser en nedadgående trend, og andelen injisert ble redusert fra 9 til 7 prosent.
Mengdene borekaks presentert i Figur 5 er basert på beregninger av utboret masse. Mengdene borekaks som er registrert levert på land som farlig avfall (se kapittel 8), er imidlertid betydelig større. Dette skyldes at mange felt tilsetter vann til kaksen (slurrifiseres) slik at den lettere kan håndteres fra plattform til fartøy og deretter til land. Avviket skyldes derfor i stor grad vannet tilsatt kaksen før mottak på land.
Mengden oljekontaminert kaks levert som avfall på land er redusert fra 2020 til 2022. I 2020 var mengden i underkant av 88 000 tonn, og i 2022 70 000 tonn. På land skilles vann og kaks. Mens vannet renses og slippes ut til sjø, går kaksen til videre behandling i henhold til gjeldende regelverk.
Figur 5: Disponering av kaks kontaminert med oljebaserte borevæsker
Figur 6: Disponering av borekaks fra brønner boret med vannbasert borevæske
Utslipp av borekaks med vannbasert borevæske i 2022 var på ca. 85 000 tonn, en nedgang på 17 prosent fra året før, som vist i Figur 6. Vannbaserte borevæsker inneholder hovedsakelig naturlige komponenter som leire eller salter. Dette er stoffer som er klassifisert som grønne i Miljødirektoratets klassifiseringssystem. I henhold til OSPAR utgjør disse liten eller ingen risiko i det marine miljø når de slippes ut.
Utslippenes mulige virkning på miljøet følges opp gjennom omfattende miljøovervåking (se kapittel 5.3).
Utslipp fra oljeholdig vann
Det er tre hovedkilder til utslipp av oljeholdig vann fra petroleumsvirksomheten på norsk sokkel hvor produsert vann utgjør det største bidraget.
- Produsert vann
Vann som følger med olje og gass fra reservoaret. Produsert vann er komplekst og kan inneholde flere tusen ulike enkeltforbindelser. Det gjennomføres derfor rutinemessig analyser av vannet. Der det injiseres vann for å øke utvinningen vil dette blande seg med formasjonsvannet. Her vil produsertvannet også inneholde ulike kjemikalier som er tilsatt, for eksempel for å forhindre bakterievekst, korrosjon og emulsjonsdannelse. På plattformene blir vannet renset ved ulike renseteknologier, før utslipp til sjø. Ulike renseteknologier bidrar til å få oljeinnholdet så lavt som mulig. Myndighetskravet er at oljekonsentrasjonen i produsert vann som slippes til sjø ikke skal overstige 30 mg/l. - Fortrengningsvann
Sjøvann benyttes som ballast i lagerceller på noen plattformer. Når olje skal lagres i lagercellene må vannet renses før utslipp. Sjøvannet har liten kontaktflate mot oljen, så mengden dispergert olje er vanligvis lav. Utslippsvolumet er avhengig av oljeproduksjonen. - Drenasjevann
Regnvann og vann som spyles av dekkene kan inneholde kjemikalierester og olje. Utslippene av drenasjevann representerer et mindre volum vann sammenlignet med den totale mengde vann som går til utslipp.
Kategorien «jetting» kan også komme i tillegg. Partikler og oljeholdig sand samles opp i separatorene og må fra tid til annen spyles ut, såkalt jetting. Det følger noe vedheng av olje på partiklene etter at vannet er renset i henhold til kravene, men volumet med oljeholdig vann som går til utslipp er marginalt.
Oljeholdig vann kan også komme fra spyling av prosessutstyr, i forbindelse med uhell eller fra nedfall av oljedråper i forbindelse med brenning av olje ved brønntesting og brønnvedlikeholdsarbeid.
Utslipp av produsertvann
Figur 7 viser historisk utvikling av mengde produsert vann som slippes til sjø og som blir reinjisert i berggrunnen. Prognosene for utslipp av produsert vann fra norsk sokkel pekte i mange år oppover og var forventet å være mer enn 200 millioner Sm3 i 2012-2014. Imidlertid nådde utslippene et maksimum på 160 millioner Sm3 i 2007 og gikk betydelig tilbake de etterfølgende år. Fra 2012 til 2015 økte utslippene til nær 150 millioner Sm3. Etter 2015 har de imidlertid nok en gang blitt redusert og i 2022 var utslippet på 116 127 millioner Sm3, en nedgang fra 127 millioner Sm3 fra 2021. Mengde dispergert olje til sjø var på 1490 tonn, fordelt på alle utslippstypene. De største utslippene finner sted på modne felt med mye produsert vann, og produsert vann utgjør 97 prosent av mengde olje til sjø.
På enkelte felt, der forholdene ligger til rette for dette, injiseres alt eller deler av det produserte vannet tilbake i berggrunnen. Fra 2002 økte injeksjonen betydelig og har ligget rundt 20 prosent de siste årene. I 2022 ble ca. 23 prosent av det produserte vannet injisert eller vel 43 millioner Sm3, omtrent samme mengde som året før.
På nye felt består produsert vann utelukkende av vann som finnes i reservoarene fra før. Imidlertid fører injeksjonen av vann til at mengden produsert vann øker med alderen på feltet. Vannet injiseres for å opprettholde trykket i reservoaret og øke utvinningsgraden av olje fra reservoaret. Dette er hovedsakelig renset sjøvann. Utvinningsgraden av olje fra felt på norsk sokkel er generelt betydelig høyere enn utvinningsgraden på verdensbasis. Tross dette er utslippene fra norsk sokkel sammenlignbare med internasjonale tall.
Figur 7: Mengde produsert vann som slippes til sjø og som blir injisert i berggrunnen
Figur 8: Forholdstallet mellom produsert vann og olje
Forholdstallet mellom mengde produsert vann og produsert olje på norsk sokkel, vist i Figur 8, har generelt vist økende tendens, men gikk noe tilbake i 2016. Dette er sannsynligvis på grunn av oppstart av produksjon på en del nye felt. Oppstart på Johan Sverdrup-feltet bidrar til høyere produksjon av olje samtidig som vannproduksjonen ikke økte tilsvarende.
Både risikobasert modellering og miljøovervåkingsundersøkelser har så langt ikke påvist miljøeffekter av betydning som følge av utslipp av produsert vann (se kapittel 5.3). En artikkel av Beyer m. flere (2020) indikerer mild akutt miljøeffekt knyttet produsert vann i vannsøylen, og er begrenset til nærområdet av utslippet.
Utslipp av andre typer vann
Figur 9 viser at utslippene av andre typer vann er dominert av fortrengningsvann. Utslippsvolumene gikk jevnt nedover fram til 2009-2011. Etter 2011 har utslippsvolumet variert rundt 30 millioner Sm3. I 2022 utgjorde fortrengningsvann ca. 32 millioner Sm3.
Figur 9: Utslippsvolum til sjø av andre typer oljeholdig vann
Figur 10: Konsentrasjon av olje i utslippet av produsert vann til sjø
Utslipp av olje sammen med vann
Før det oljeholdige vannet slippes til sjø renses det. Det benyttes ulike teknologier på de ulike felt. Gjennomsnittlig oljeinnhold i produsertvann for hele sokkelen i 2022 var 11,8 mg/l, mens myndighetskravet er 30 mg/l. Vannmengden gikk ned med 11 million m3, mens konsentrasjonen av dispergert olje økte marginalt fra 11,1 mg/l i 2021, vist i Figur 10. Dersom man ser på totale utslipp av vann var gjennomsnittlig oljeinnhold 9,5 mg/l i 2022.
Mengden olje som fulgte utslippet av produsertvann til sjø gikk ned fra 1409 tonn i 2021 til 1370 tonn i 2022, som vist i Figur 11. Totalt ble det sluppet ut 1445 tonn olje med vann fra drenasje, fortrengning, produsert og jetting. I 2021 lå utslippet på 1531 tonn.
Figur 11: Utslipp av olje som følger vannutslippene fra norsk sokkel
Utslipp av andre stoffer som følger produsertvann
Produsert vann har vært i kontakt med berggrunnen i lang tid og inneholder derfor en rekke naturlig forekommende stoffer. Typisk innehold i tillegg til olje, er mono- og polysykliske aromatiske hydrokarboner (PAH), alkylfenoler, tungmetaller, naturlig radioaktivt materiale, organisk stoff, organiske syrer, uorganiske salter, mineralpartikler, svovel og sulfider. Sammensetningen vil variere mellom felt avhengig av egenskapene til berggrunnen. Generelt er innholdet av miljøfarlige stoffer lavt, nær det naturlige bakgrunnsnivået for disse stoffene i sjøvann.
En artikkel som beskriver mulig modellerte effekter av PAH på egg/yngel av torsk i Nordsjøen, ble publisert av Nepstad og kolleger i Marine Environmental Research i 2021.
Artikkelen konkluderer blant annet med at "In all simulations we find the predicted total internal PAH concentration (26 components) to be below 1.2 nmol/g, a factor of 1000 less than concentrations commonly associated with acute narcotic effects".
Det ble også utført eksperimenter og forsøk i vannsøyleovervåkingen på Ekofiskfeltet i 2021, hvor resultater ble presentert høsten 2022, under Forum for offshore miljøovervåking (se kapittel 5.5).
4.2 Utslipp fra kjemikalier
Kjemikalier blir vurdert ut fra deres miljøegenskaper, blant annet basert på evne til nedbryting(persistens), bioakkumulering og giftighet (toksisitet). I tillegg har myndighetene gitt kriterier i Aktivitetsforskriften og retningslinjer for rapportering fra petroleumsvirksomheten.
Tilsatte kjemikalier som omfattes av krav til utslippstillatelse, deles inn i fire kategorier i henhold til klassifiseringen i Aktivitetsforskriften:
| Grønn | Ingen eller svært liten miljøeffekt. Utslipp tillatt uten spesielle vilkår. |
|---|---|
| Gul | Normalt akseptabel miljøeffekt. Utslippstillatelse nødvendig er nødvendig, men blir normalt sett godkjent. |
| Rød | Skal prioriteres for utskiftning med kjemikalier fra grønn eller gul kategori. |
| Svart | Utslipp ikke tillatt. Unntak gjøres ved spesielle tilfeller, eksempelvis dersom det er avgjørende for sikkerheten. |
Nærmere beskrivelse for klassifisering er gitt i Miljødirektoratets veileder M-107 Retningslinjer for rapportering fra petroleumsvirksomhet til havs.
Utslippene av tilsatte kjemikalier fra norsk petroleumsvirksomhet i 2022 var ca. 172 000 tonn. Dette er en nedgang på ca. 9 prosent fra 2021. 90 prosent av utslippene var grønne kjemikalier. Røde og svarte samlet utgjorde ca. 0,2 prosent av utslippene, hvor fordelingen er vist i Figur 12.
Å bytte ut kjemikalier til mindre miljøskadelige alternativer, den såkalte substitusjonsplikten, er en viktig del av miljøarbeidet for å redusere mulige effekter av utslippene offshore. Operatørene vurderer jevnlig kjemikaliene som brukes for å se om de kan substitueres. Substitusjonen av kjemikalier har vært omfattende og har ført til at utslippene av de mest miljøfarlige kjemikaliene er redusert til en brøkdel av hva det var for bare ti år siden.
Figur 12: Fordelingen i Miljødirektoratets fargekategorier av utslipp av tilsatte kjemikalier fra sokkelen
Fra 2011 til 2014 var det imidlertid en markert økning av rapporterte utslipp av svarte kjemikalier. Dette skyldes hovedsakelig at utslipp av brannskum tidligere ikke ble rapportert fordi det var et sikkerhetskjemikalium. Det foreligger nå alternativer med mindre miljøskadelige egenskaper og brannskum ble derfor innlemmet i substitusjonskravet. Disse nye alternativene er nå faset inn på alle felt på sokkelen.
Økningen i 2020 skyldes blant annet at smøreoljer som lekker ut fra neddykkede sjøvannspumper ble rapporteringspliktig som svart kategori. Utslipp av stoffer i svart kategori er forventet å reduseres videre de neste årene, som en del av substitusjonsarbeidet. Det finnes nå alternativer til smøreoljene som brukes i neddykkede sjøvannspumper.
Utslippet av svarte kjemikalier i 2022 var på 3,7 tonn, en nedgang fra 5,5 tonn i 2021, vist i Figur 13. Flere av kjemikaliene som benyttes i produksjon av ferskvann offshore mangler HOCNF og klassifiseres derfor som svarte.
Figur 13 viser at kjemikalier i rød kategori hadde en jevn økning av de rapporterte utslippene fra 2013 da de var nede på ca. 8 tonn. I 2022 ble det sluppet ut 419 tonn røde kjemikalier, en nedgang fra 2021 da utslippet var på 450 tonn.
Grunnen til den tilsynelatende økningen de siste årene er endrede krav til rapportering. Blant annet ble det begroingshindrende middelet natriumhypokloritt som også benyttes i drikkevannsbehandling og svømmehaller på land, reklassifisert fra gult til rødt.
I 2020 kom det også et nytt rapporteringskrav knyttet til kjemikalier benyttet i generering av ferskvann. Her benytter flere felt egenprodusert hypokloritt, som nå skal rapporteres og klassifiseres som rødt.
Videre viser Figur 13 en reduksjon på 20 000 tonn for bruk av grønne kjemikalier fra 2021 til 2022, mens gule kjemikalier hadde en økning på 368 tonn.
Figur 13: Utslipp av tilsatt kjemikalier fra norsk sokkel fordelt på Miljødirektoratets kategorier
4.3 Nullutslippsarbeidet
Nullutslippsarbeidet startet som et samarbeid mellom industrien og myndighetene i det såkalte Nullutslippsprosjektet i 1998 og ble videreført i 2002 og 2003. Begrepet nullutslipp har vært gjenstand for diskusjon og fortolkninger. Nullutslippsgruppa, en rådgivende samarbeidsgruppe med representanter fra Miljødirektoratet (tidl. SFT), OD og OLF, tydeliggjorde i 2003 at en bokstavelig tolkning av nullutslippsmålet for alle typer utslipp er verken gunstig miljømessig eller gjennomførbart. I flere tilfeller vil minimering også være tilstrekkelig.
Nullutslippsarbeidet på sokkelen er forankret i en risikobasert tilnærming, kjent under betegnelsen RBA – Risk Based Approach fra OSPAR. Risikovurderinger blir brukt for å kunne sette inn tiltak der det er mest miljøeffektivt og samtidig gir en fornuftig balanse mellom kost og nytte. Nullutslippsarbeidet har medført en betydelig reduksjon av olje og kjemikalier sluppet ut til havet. Mengde olje til sjø er redusert ved reinjeksjon på mange felt og det er investert betydelige beløp i rensing av vann før utslipp. For kjemikalier er de mest miljøfarlige tilsatte kjemikaliene redusert med over 99 prosent, et resultat som ble oppnådd allerede før 2010. Operatørene fortsetter likevel med arbeidet med vurdering av og utfasing av miljøfarlige kjemikalier. Utslippene av kjemikalier i fargekategoriene røde og svarte utgjør vanligvis mindre enn 1 prosent av utslippene.
Den potensielle miljørisikoen knyttet til utslipp av produsert vann vurderes for det enkelte felt gjennom analyser og modellberegninger og uttrykkes som EIF (Environmental Impact Factor). Olje i produsertvann utgjør en svært liten andel av risikobildet forbundet med utslippet, mens tilsatte kjemikalier kan gi større bidrag. EIF faktoren er knyttet til et spesifikt utslipp og formålet er å vurdere hvilke komponenter i produsert vann som bidrar til risiko og derved gi grunnlag for substitusjon av kjemikalier som inneholder disse komponentene.
Enkelte tilsatte kjemikalier og naturlige komponenter fra berggrunnen som slippes ut sammen med produsert vann, har potensiale til skadelige effekter på vannlevende organismer. Dette underbygges av forskning og EIF-beregningene. I hovedsak gjelder dette ved konsentrasjoner nær utslippspunktet, som varierer med avstand fra hundre meter opp til tusen meter. Tilsatte kjemikalier som bidrar til miljørisiko, er gjenstand for jevnlige vurderinger og substitusjon. Offshore Norges retningslinje 084 for modellering og beregning av EIF ble oppdatert og publisert høsten 2022.
Resultatene fra vannsøyleovervåkingen på sokkelen i 2021 indikerer at det ikke kan påvises betydelige akutte biologiske virkninger fra utslippene utover nærområdet. I tillegg er det gjort forskning og modellering av utslipp av produsert vann som så langt ikke har funnet effekter av betydning. Forskningen videreføres i 2022.
Betydelige investeringer i renseteknologi og injeksjon er gjort for å redusere utslipp av olje fra produsertvann. De fleste feltene har utslipp langt under utslippskravet på 30 mg/l, mens noen få felt har, av ulike årsaker, problemer med stabil drift av injeksjonsanlegg og renseprosesser og har derfor et noe høyere nivå, spesielt ved innfasing av nye brønnstrømmer.
Risk Based Approach-arbeidet under OSPAR startet med Offshore Industry Committee (OIC) Decision i 2008. En holistisk tilnærming og retningslinje for arbeidet ble utviklet i 2012. Retningslinjene anbefalte at risikoen skulle bli karakterisert ved:
- Whole Effluent Testing, WET
- Substansbasert tilnærming ved EIF - SB HC50
- Kombinasjon av de to
RBA-kampanjen ble vedtatt gjennomført på norsk sokkel i perioden 2013 til 2019. Endelige anbefalinger ble gitt i mars 2020 av Offshore Industry Committee, OIC under OSPAR, som behandlet RBA i sin Intersessional Correspondance Group(ICG) og konkluderte blant annet med;
- Lage en rapport som oppsummerer erfaringene fra RBA
- Vurdere å revidere "Recommendation" 2012/5 og sin rådgivning gjennom RBA (OIC19/2/1 Ass. 1 & OIC 19/2/1 Add 2.
IOGP publiserte en veileder for RBA høsten 2020. Den beskriver tilnærmingen til RBA og anbefalt gjennomføring av prinsippene i RBA, hvor resultatene avgjør om risikoen er akseptabel eller om ytterligere tiltak bør gjennomføres.
Miljødirektoratet ga Ekspertgruppen i oppdrag å gi en oversikt over hvorvidt det kan forventes effekter eller høyere miljørisiko for utslipp av produsert vannutslipp i Barentshavet og arktiske forhold enn på kontinentalsokkelen for øvrig i Norskehavet og Nordsjøen.
Ekspertgruppen konkluderte sent i 2019 med at basert på den informasjonen som ble samlet inn, er det ikke grunn til å tro at det er et systematisk mønster som sier at organismer og økosystemer i Barentshavet er signifikant mer sensitive for kjemiske forurensninger og økotoksikologiske effekter enn ellers på sokkelen. Dette er i samsvar med funn som ble gjort i PROOFNY-arbeidet under Havet og kysten-programmet fra 2005 til 2015 og i miljøovervåkingen.
Kjemikalier som bidrar til miljørisiko, er gjenstand for jevnlige vurderinger og substitusjon.
4.4 Utilsiktede utslipp
Utilsiktede utslipp defineres som ikke-planlagte utslipp, som inntrer plutselig og ikke er tillatt. Mulige miljøkonsekvenser av slike utslipp vil avhenge av utslippets egenskaper, mengde og tid/sted for utslippet.
Utilsiktede utslipp blir klassifisert i tre hovedkategorier:
- Olje: diesel, fyringsolje, råolje, spillolje og andre oljer
- Kjemikalier og borevæsker
- Utslipp til luft
Olje- og gassindustrien har høy prioritet på forebyggende tiltak. Dette er tiltak (barrierer) som forhindrer at uønskede hendelser skal skje og dermed reduserer antall utilsiktede utslipp. Alle utilsiktede utslipp rapporteres inn til Miljødirektoratet i den årlige utslippsrapporteringen.
Utilsiktede utslipp av olje
Totalt antall utilsiktede utslipp av alle typer olje har generelt gått nedover de siste 20 årene. Den markerte nedgangen i antall utslipp fra 2013 til 2014 skyldes en presisering av regelverket slik at det ble færre utslipp av olje med mindre enn 50 liter, mens antall utilsiktede utslipp av kjemikalier i samme volumkategori økte tilsvarende.
Figur 14: Antall utilsiktede utslipp av olje til sjø på norsk sokkel
Figur 15: Antall utilsiktede utslipp av råolje til sjø på norsk sokkel
I 2022 var det 43 hendelser som medførte utslipp av olje mot 52 i 2021, som vist i Figur 14. Ser man bare på utslipp større enn 50 liter har det vært rundt 10 - 15 hendelser per år de siste årene. I 2022 var det totalt 20 utslipp større enn 50 liter olje der 8 var større enn 1 m3. De to største enkeltutslippene i 2022 var på 18 og 16 m3.
Ser man bare på utslipp av råolje i Figur 15 er det også der en klar nedadgående trend over de siste 10-15 år. I 2022 var det 25 slike utslipp, hvorav 5 utslipp med volum over 1 m3.
Det totale utslippsvolumet av olje fra utilsiktede oljeutslipp varierer i betydelig grad fra år til år, som vist i Figur 16. Statistikken preges av store enkelthendelser. I 2007 skjedde det nest største oljeutslippet på norsk sokkel på vel 4000 m3, mens totalutslipp etter dette har variert mellom 10 og 200 m3. I 2022 var det samlede volumet 61 m3.
Figur 16: Utslippsvolum fra utilsiktede utslipp av olje på norsk sokkel
Figur 17: Antall utilsiktede utslipp av kjemikalier på norsk sokkel fordelt på tre utslippsstørrelser
Utilsiktede utslipp av kjemikalier
Antall utilsiktede kjemikalieutslipp viser ikke tilsvarende nedadgående trend som for utilsiktede utslipp av olje. Den markerte økningen i 2014 til 237 utslipp skyldtes presiseringen av regelverket som førte til færre utslipp av olje og flere av kjemikalier. I 2022 var antall utslipp 194 hvorav 27 var større enn 1 m3. Fordelingen er vist i Figur 17.
Samlet volum for utilsiktede kjemikalieutslipp i 2022 var på 388 m3, en oppgang fra 2021 da utslippene var 124 m3. Figur 18 viser noen større enkelthendelser som forklarer volumøkningen; ett utslipp ved lasting av drillvann på 160 m3 og to utslipp over 20 m3 av vannbaserte borevæsker (56 m3 og 29 m3) De utilsiktede utslippene fordelte seg med 93 prosent grønne kjemikalier, 6,6 prosent gule, 0,3 prosent røde og 0,2 prosent svarte.
I perioden 2007 - 2010 domineres utslippsvolumene av enkeltår hvor det har blitt oppdaget lekkasjer fra injeksjonsbrønner. Disse brønnene er nå nedstengt.
Figur 18: Samlet volum av utilsiktede utslipp av kjemikalier
Lekkasjedeteksjon
Et system for deteksjon er en viktig barriere for å oppdage lekkasjer og andre utilsiktede utslipp så raskt som mulig. Systemet skal gi nødvendig informasjon slik at relevante tiltak kan igangsettes så raskt som mulig og at utslipp blir varslet, meldt og rapportert i henhold til regelverket. Alle innretninger på norsk sokkel har i dag en eller flere metoder installert som inngår i deteksjonssystemet.
Antall hendelser med utilsiktede utslipp fra havbunnsinnretninger er lavt, og belyses hvert år i Petroleumstilsynets rapport RNNP Akutte Utslipp.
Større lekkasjer vil kunne detekteres umiddelbart gjennom for eksempel prosessovervåking og det er også etablert daglig satellittovervåking og radarovervåking av sjøoverflaten. Imidlertid kan det være mer utfordrende å detektere små lekkasjer fra innretninger på havbunnen. Nyere havbunnsinnretninger er utstyrt med lokalt system for lekkasjedeteksjon, men dette er ikke alltid tilfelle for eldre innretninger som ble bygd ut før slik teknologi var tilgjengelig.
Miljødirektoratet og Petroleumstilsynet gjennomførte en felles tilsynskampanje i 2020/tidlig 2021 for å sjekke operatørenes rutiner og utstyr for å oppdage lekkasjer av olje, gass og kjemikalier fra undervannsinnretninger på norsk sokkel. Her ble det gitt noen felles avvik på tvers av alle operatører, blant annet knyttet til oppdagelse av mindre lekkasjer og fastsettelse av ytelseskrav, og det ble derfor nedsatt en arbeidsgruppe i regi av Offshore Norge for å se på dette i fellesskap.
Funnene i tilsynene skyldes i stor grad mangel på risikovurderinger av mulige lekkasjer fra den enkelte innretning samt dokumentasjon og helhetlige vurderinger av hva systemene kan levere/yte. Dette jobber nå næringen for å løse, og det gjøres vurderinger av hvilke gap man har og hvordan de kan lukkes. Her må også begrensninger i teknologi tas hensyn til, de fleste systemer for lekkasjedeteksjon har begrensninger i hvor stort område som dekkes og hvor små lekkasjer som kan oppdages på noe avstand. For de aller minste lekkasjene vil derfor inspeksjoner kunne være eneste mulighet for å detekteres. Inspeksjoner gjennomføres på alle felt med jevne mellomrom.
Det er også flere havbunnsinnretninger på sokkelen som har lavt eller negativt trykk i forhold til vannmassene rundt. Fra disse feltene er det mer sannsynlig med lekkasje av vann inn i systemet enn at olje og gass slippes til sjø.