Plan for utbygging og drift av Svale, Stær, Lerke og Svale ... · Plan for utbygging og drift av...

Plan for utbygging og drift avSvale, Stær, Lerke og Svale Nord

Del 2: Konsekvensutredning

Plan for utbygging og drift av

Svale, Stær, Lerke og Svale Nord

Utvinningstillatelse 128

Del 2Konsekvensutredning

Utarbeidet av Statoiljuli 2001

Innholdsfortegnelse

226 .1 Utslipp knyttet til boring . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .226 Planlagte utslipp til luft . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .205 .6 Kulturminner . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .195 .5 Fisk og fiskerier . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .185 .4 Koraller . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .185 .3 Spesielt miljøfølsomme områder . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .175 .2 Forurensingssituasjonen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .175 .1 Forhold utredet i Regional konsekvensutredning for Norskehavet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .175 Naturressurser og miljøforhold i influensområdet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .154 .11 Avvikling . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .154 .10 Økonomi . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .154 .9 .4 Modifikasjoner på Norne-skipet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .154 .9 .3 Transportløsninger . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .144 .9 .2 Bore- og anleggsfasen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .144 .9 .1 Traséundersøkelser . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .124 .9 Utbyggingsløsning . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .114 .8 Helse, arbeidsmiljø og sikkerhet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .114 .7 Reservoarforhold Svale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .114 .6 Tidsplan for gjennomføring av utbyggingen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .104 .5 Ressurser og produksjonsplaner . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .104 .4 Alternative utbyggingsløsninger som har vært vurdert . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .104 .3 Utvinningstillatelsens historie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .104 .2 Avtalemessige forhold . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .104 .1 Rettighetshavere . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .104 Beskrivelse av prosjektet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .93 .2 Underlagsrapporter for KU . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .83 .1 .11 Aure kommune . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .83 .1 .10 Nord-Trøndelag fylkeskommune ved Felles oljepolitisk Utvalg for Trøndelag . . . . . . . . . .83 .1 .9 Troms fylkeskommune . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .73 .1 .8 Havforskningsinstituttet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .73 .1 .7 Riksantikvaren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .73 .1 .6 Kystverket . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .73 .1 .5 Fiskeridirektoratet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .73 .1 .4 Direktoratet for naturforvaltning . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .63 .1 .3 Statens forurensingstilsyn . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .63 .1 .2 Kommunal- og regionaldepartementet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .63 .1 .1 Fiskeridepartementet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .63 .1 Oppsummering av uttalelser fra høringsrunden . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .63 Utredningsprogrammet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .52 .7 Forkortelser benyttet i konsekvensutredningen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .52 .6 Nødvendige søknader og tillatelser utenom godkjent PUD . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .52 .5 Saksbehandling og tidsplan for konsekvensutredningen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .42 .4 .1 Bransjens oppfølging av myndighetenes styringssignaler . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .42 .4 Myndighetenes styringssignaler for miljøarbeid . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .42 .3 Lovverkets krav til konsekvensutredninger . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .32 .2 Forholdet til Regional konsekvensutredning for Norskehavet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .32 .1 Formålet med konsekvensutredningen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .32 Innledning . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .11 Sammendrag . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

4711 .6 .5 Regionale sysselsettingsvirkninger i driftsfasen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4511 .6 .4 Regionale sysselsettingsvirkninger i utbyggingsfasen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4511 .6 .3 Nasjonale sysselsettingsvirkning . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4411 .6 .2 Virkninger: . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4411 .6 .1 Metode . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4411 .6 Sysselsettingsvirkninger . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4411 .5 .2 Leveranser til driften . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4311 .5 .1 Leveranser til utbyggingen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4311 .5 Vare- og tjenesteleveranser . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4311 .4 Forventet utvikling i investeringsnivået på norsk kontinentalsokkel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4211 .3 Innvirkning på investeringsnivået på norsk sokkel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4111 .2 Samfunnsmessig lønnsomhet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4111 .1 Innledning . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4111 Samfunnsmessige konsekvenser . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4010 .4 Avbøtende tiltak . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4010 .3 Konsekvenser for koraller . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4010 .2 Konsekvenser for fiskerier . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3910 .1 Aktivitetsbeskrivelse . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3910 Arealbeslag og fysiske inngrep . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .389 .4 Beredskap mot akutt forurensning . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .389 .3 Miljøskader . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .379 .2 .2 Undervannsutblåsning . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .379 .2 .1 Overflateutblåsning . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .369 .2 Oljedriftsberegninger . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .369 .1 Sannsynlighet for oljeutslipp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .369 Akutte utslipp og beredskap . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .358 Avfallshåndtering . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .357 .5 Tiltak for å redusere skadelige utslipp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .357 .4 Utslipp av hydraulikkvæske . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .347 .3 .4 Antakelser og usikkerheter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .337 .3 .3 Resultater av miljørisikoberegningen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .327 .3 .2 Metode for vurdering av miljørisiko . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .317 .3 .1 Sammensetning av produsert vann . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .317 .3 Produsert vann . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .317 .2 Utslipp fra klargjøring av rørledninger . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .307 .1 .3 Konsekvenser av utslipp fra boring . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .307 .1 .2 Utslipp til sjø knyttet til sementering, komplettering og gruspakking . . . . . . . . . . . . . . . . . .297 .1 .1 Utslipp fra boreoperasjonene . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .297 .1 Utslipp til sjø fra boring og komplettering av brønner . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .297 Planlagte utslipp til sjø . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .286 .8 .1 Tiltak for å redusere VOC-utslipp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .286 .8 Tiltak for å redusere utslipp til luft . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .276 .7 Konsekvenser av utslipp til luft . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .276 .6 Utslipp pr oljeekvivalent . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .276 .5 .1 Forholdet til den regionale konsekvensutredningen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .256 .5 Sammenligning med utslippsprognoser og utslippsmålsettinger . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .256 .4 Utslipp fra transportaktivitet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .236 .3 Utslipp fra lagring og lasting av råolje . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .236 .2 Utslipp til luft knyttet til driftsfasen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .226 .1 .2 Utslipp ved brønnopprensking/ brønntesting . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .226 .1 .1 Utslipp ved kraftgenerering . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5415 Vedlegg 2: Myndighetenes styringssignaler for miljøarbeid . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5214 .1 .7 Oppfølgende tiltak og undersøkelser . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5214 .1 .6 Samfunnsmessige konsekvenser . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5214 .1 .5 Konsekvenser for fiskerier og akvakultur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5214 .1 .4 Akutt forurensing. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5114 .1 .3 Utslipp til sjø . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5114 .1 .2 Utslipp til luft . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5114 .1 .1 Beskrivelse av naturressurser og ressursutnyttelse i influensområdet . . . . . . . . . . . . . . . . .5114 .1 Utredningsaktiviteter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5114 Vedlegg 1: Program for konsekvensutredning - Svale-området . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5013 Litteratur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4912 .2 Sammenstilling av tiltak . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4812 .1 Sammenstilling av konsekvenser . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .48

12 Sammenstilling av konsekvenser, avbøtende tiltak, oppfølgende undersøkelser ogovervåking . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Svale er et oljefunn 10 km nordøst for Norne.Prospektene Stær og Lerke ligger mellom Svale ogNorne, mens Svale Nord ligger like nord for Svale.Prospektene er ikke påvist ennå. Vanndybden iområdet er omlag 380 m.

Innenfor området finnes flere andre prospekter somhar fått økt sannsynlighet for funn etter påvisningenav olje i Svale-feltet. Flere alternative konsept harvært vurdert. En områdestudie tilsier at det vil væremer lønnsomt å fase inn Svale til Norne enninnfasing til en ny installasjon i området. Dettegjelder også for prospektene Stær, Lerke og SvaleNord. Konsekvensutredningen beskriver utbyggingav Svale som en satellitt til Norne med innfasing avsatellittene Stær, Lerke og Svale Nord senere.

Reservoaregenskapene i de oljeførende lagene iÅreformasjonen av Svale-feltet har godeproduksjonsegenskaper. Svale-oljen er mer viskøsenn Norne-oljen og har lavere innhold av voks oggass enn Norne. Produksjonsperioden for Svale erforeløpig estimert til 14 år; fra 2004 til 2017. Det erantatt å kunne produsere Stær, Lerke og Svale Nordinnenfor tilnærmet samme tidsperiode. Ressursene i prospektene summere seg opp til ca 10-12millioner Sm3 olje. Egenskapene vil være enblanding av Norne- og Svaleegenskaper siden Stærer antatt å være lik Norne, og Lerke og Svale Norder antatt å være mer lik Svale.

Svale planlegges bygget ut med en bunnramme forvanninjeksjon og en bunnramme for produksjon.Stær og Lerke planlegges også bygget ut med tobunnrammer h.h.v. for vanninjeksjon ogproduksjon, mens Svale Nord planlegges bygget utmed en bunnramme for både vanninjeksjon ogproduksjon.Ved innfasing til Norneproduksjonsskip vil en utnytte ledig kapasitet forolje- og gassprosessering når Norne sin egenproduksjon går av platå. Tilknytningen vil bestå avto stigerør opp til skipet via to strømningsrør, samten forenklet måling av brønnstrømmen tilproduksjon- og testmanifold.

Utvinningsmekanismen for Svale er basert påinjeksjon av sjøvann. I første omgang vil det bli lagttil rette for injeksjon av ubehandlet sjøvann til Svale og gassløft til både produksjonsbrønner ogproduksjonsstigerør.

Området for utbyggingen omfattes av denRegionale konsekvensutredningen forHaltenbanken /Norskehavet. Utslippene frautbyggingen vil sammen med øvrige utslipp iområdet ligge innenfor de rammer som denregionale utredningen er basert på. Regionalekonsekvenser av utslipp er derfor ikke nærmereutredet, men henvisninger til regionale utredningerog analyser er gitt.

Planlagte utslipp til luft pr. oljeekvivalent vil holdeseg innenfor Miljøsoks og Statoils ambisjonsnivåfor norsk sokkel, angitt som måltall for utslipp pr.oljeekvivalent. Dette er også forventet sidenmesteparten av den generelle basisdriften avproduksjonsskipet er knyttet til utslipp fra Norne ogikke fordelt på de ulike satellittfelt.

I bore- og installasjonsfasen er årlige utslipp på detmeste beregnet til ca. 8300 tonn CO2, 200 tonnNOX, 13 tonn VOC og 7 tonn SO2. I driftsperiodenfrem til 2017 er årlige utslipp for Norne medtillegget av Svale, Stær, Lerke og Svale Nordberegnet til i underkant av 1000 tonn NOX, 300.000tonn CO2 og 3400 tonn VOC.

Ved boring vil det bli sluppet ut borekaks ogboreslam. Det planlegges bruk av vannbasertborevæske i de øverste seksjonene, og det leggesopp til gjenbruk av borevæsken. Dersomoperasjonelle forhold krever bruk av oljebasertborevæske i de nederste seksjonene, vil bruktborevæske og kaks bli ført til land for behandling.

I forbindelse med trykktesting og driftsklargjøringav brønnstrøms-rørledningen, vil disse bli fylt medrent sjøvann som vil kunne stå i flere uker.Kjemikalier som biosid og/eller korrosjonshemmervil da bli tilsatt for å unngå begroing og korrosjon.Ved tømming av rørledningene før oppstart vil detbli tilsatt glykol.

1 Sammendrag

PUD for Svale, Stær, Lerke og Svale Nord: Del 2 Konsekvensutredning Juli 2001

Produsert vann vil bli reinjisert eller renset ogsluppet ut til sjø sammen med produsert vann fraNorne. Størst utslippsmengde er beregnet til ca.10.000 tonn/døgn det siste året av produksjonen fraSvale og ca. 9000 tonn/døgn samlet for Stær, Lerkeog Svale Nord i 2013.

Beregningene av miljørisiko knyttet til utslipp avprodusert vann fra Norne, Svale, Svale Nord, Stærog Lerke samlet i 2008 viser at forventetkonsentrasjon i vannmassene overskrider nedreeffektgrense i et område begrenset til 10 km frautslippspunktet og ved en dybde på mellom 10 til20 meter. Det betyr at det er knyttet en risiko formiljøeffekter til dette området. Lette fenoler står fordet største bidraget til miljørisiko, ogkonsentrasjonen av disse komponentene vil værestørst i vannet fra Norne og Stær.

Utbyggingen av satellittene forventes i liten grad åpåvirke risikonivået knyttet til akutt forurensningfra Norne-skipet. Innfasing av Svale vil imidlertiddoble den årlige lekkasjefrekvensen for utslipp fraoljeførende rørledninger i driftsfasen. Årsaken tildette er at rørledningene fra Svale er betydeliglengre enn de som allerede er koblet opp motNorne.

Oljedriftsberegninger for en utblåsning fra Svaleviser lav sannsynlighet for stranding. Spesieltgjelder dette undervannsutslipp som vil gi tynnereoljefilmer med påfølgende raskere fordampning ognedblanding i vannmassene. Ved etundervannsutslipp kan oljedråper bli innlagret ved100-200 meters dyp. Sannsynligheten for dette erstørst om høsten. Da vil også konsentrasjonen avolje kunne bli størst; oppimot 30 ppm i et områdefra 5 til 25 km2. Eventuell effekter i vannsøylen ervurdert å bli kortvarige. Beredskapen mot akuttforurensning vil bli dekket gjennom denberedskapen som er etablert for Norne.

Det er ikke registrert viktige fiskefelt i området somvil bli fysisk berørt av havbunnsinstallasjonene.Havbunnsinstallasjonene vil bli overtrålbare ogkonsekvenser av arealbeslag og fysiske inngrep forfiskeflåten er derfor vurdert som ubetydelige.

Det er hittil ikke registrert korallforekomster iutbyggingsområdet. Planlagte undersøkelser avtrasèene og oppankringskorridorene vil avdekkeeventuelle forekomster som må tas hensyn til i denvidere utbyggingen. Havforskningsinstituttet vil i såfall bli involvert i diskusjonen omkonsekvensreduserende tiltak.

De totale kostnadene for utbygging er pr mai 2001beregnet til cirka 2,9 milliarder 2001-kroner forSvale, og 4,7 milliarder kroner for Svale med tilleggav Stær og Lerke. Den samfunnsmessigeavkastningen er høy. Den samledesamfunnsmessige netto kontantstrøm er beregnet til7,4 milliarder kroner. Neddiskontert med 7% renterp.a. er netto kontantstrøm beregnet til 3,7 mrdkroner.

I utbyggingsfasen av Svale (2002 til 2003) er detforventet god kapasitet innenfor petroleumsbasertindustri og ingeniørfirma. Med andre ord vil Svaleog senere Lerke, Stær og Svale Nord bidra med etpositivt bidrag til aktiviteten i norsk offshore-rettetvirksomhet i en tid det kan forventes nedgang. Iutbyggingsfasen anslås det at de nasjonaleleveransene av varer og tjenester vil kunne utgjøre65-80 %, og at de regionale leveransene vil kunneutgjøre 10-20 %. De samlede nasjonalesysselsettingsvirkningene av utbyggingen er anslåtttil 11-12.000 årsverk. Den regionale sysselsettings-virkningen er anslått til 1000-1300 årsverk iutbyggingsfasen, og 30-40 årsverk i driftsperioden.Driftsaktivitetene vil bli integrert i de driftsmiljøersom allerede er etablert for Norne.


2

I området rundt Norne-feltet finnes flere mindreprospekter som kan være aktuelle å bygge ut.Denne planen for utbygging og drift (PUD), del 2Konsekvensutredning (KU), omfatter feltene:Svale, Stær, Lerke og Svale Nord. Andrenærliggende felt vil bli behandlet i en egenPUD/KU dersom videre undersøkelser viser atdisse er drivverdige.

Melke downflank Svale

0 10 km

3

2

K2

J-B2

J-E

J-B1

PL 128

PL 213

J-S

4

1

5

J-Q J-H

J-D

J-I2

K4

J-CE

J-CW

J-A

66°15'

66°00'

8°00' 8°20'

J-I1

Gjøk

Norne

StærLerke

Svale

GrønnfinkBokfink

NorneG-segment Blåmeis

Svartmeis

Falk

Fossekall

Måke

Havsule

Dompap

Linerle

Kjøttmeis

Sisik

PL128/PL128BNorne UnitOil/gas

Prospects:JurassicCretaceous

Leads:Jurassic

Hauk

Falk

Falk North

Trost

1

6

Svale N

J-A

2

Figur 2.1 Oversikt over Norne, Svale, Lerke, Stær ogSvale Nord med nærliggende felt

Svalefeltet, som planlegges å bygges ut først, blepåvist i mai 2000 med undersøkelsesbrønn6608/10-6 i produksjons lisens 128. Denne lisensendekker også Norne. Nornes produksjon går avplatå i løpet av 2003 . En rask utbygging avSvale-området, med oppstart i 2004, vil derforkunne forlenge platåperioden med 3 år. Konsekvensutredningen dekker utredningsbehovetfor alle nødvendige planer etter Petroleumsloven,og omhandler boring, produksjon, lagring oglasting av petroleumsressursene.

2 .1 Formålet med konsekvensutredningen

Formålet med konsekvensutredningen er å gi enbeskrivelse av utbygging og drift, de forventedekonsekvensene dette vil ha for miljø, naturressurserog samfunn, samt å beskrive de muligheter somfinnes for å redusere eller unngå negative effekter.

Konsekvensutredningsprosessen er en integrert delav planleggingen av større prosjekt, og skal sikre atforhold knyttet til samfunn, miljø og naturressurserblir inkludert i planarbeidet på lik linje medteknisk/økonomiske og sikkerhetsmessige forhold.Prosessen skal bidra til å etablere et grunnlag for åbelyse spørsmål som er relevante for den interne ogeksterne beslutningsprosessen. Samtidig skal densikre offentligheten informasjon om prosjektet.

Saksbehandlingen knyttet til program for konse-kvensutredning og selve konsekvensutredningengir de instanser som kan bli berørt av planeneanledning til å komme med innspill som kan bidratil å påvirke utformingen av prosjektet.

2 .2 Forholdet til Regionalkonsekvensutredning for Norskehavet

På bakgrunn av ønsker fra myndighetene ble det i1996, under ledelse av Statoil, startet et samarbeidmellom selskaper med operatørskap i området forå utarbeide en regional konsekvensutredning forHaltenbanken/ Norskehavet (RKU), i det følgendeomtalt som RKU Norskehavet.

Bakgrunnen var todelt, dels et behov for å kunneforeta en samlet vurdering av konsekvensene avden totale petroleumsvirksomheten innenfor detaktuelle området, og dels et ønske om en effektivi-sering av selve utredningsprosessen ved at RKUsom et felles basisdokument skulle kunne gigrunnlag for forenklinger ved senere feltspesifikkekonsekvensutredninger.

Utredningen ble sendt til høring i juni 1998 og blegodkjent av departementet 22.09.99.

Svale og de andre prospektene omkring Norneligger innenfor det området som er omfattet av

2 Innledning


3

RKU Norskehavet (Statoil mfl. 1998). RKU og denfeltspesifikke konsekvensutredningen skal tilsammen dekke utredningsbehovet forutbyggingsprosjektet. RKU Norskehavet ernærmere beskrevet i kapittel 5.1.

Den regionale konsekvensutredningen er i sinhelhet tilgjengelig på internett, under følgendeadresse:http://www.statoil.com/hms/norskehavet

Oppdatering av RKU vil bli igangsatt.

2 .3 Lovverkets krav tilkonsekvensutredninger

Konsekvensutredninger er hjemlet i Petroleums-lovens § 4-2. I Forskrift til Petroleumsloven § 20heter det:

“Plan for utbygging og drift av en eller flerepetroleumsforekomster, jf. lovens § 4-2, skal inneholdeen beskrivelse av utbyggingen og enkonsekvensutredning”.

For felteksterne rørledninger kreves i tillegg enplan for anlegg og drift (PAD). Da Svale-områdetdekkes av samme lisens som Norne, anseesrørledningene mellom satellittene og Norneproduksjonsskip, som feltinterne. Rørledningenebehandles derfor i PUD.

Konsekvensutredningen skal utarbeides pågrunnlag av et utredningsprogram utarbeidet ihenhold til § 22 i Forskrift til Petroleumsloven.Dette programmet tilpasses utbyggingens omfangog i hvilken grad utbyggingen anses omfattet av enkonsekvensutredning for et større område. For utbygging av Svale-området er et slikt programutarbeidet. Det endelige utredningsprogrammet,fastsatt av Olje- og energidepartementet, er gjengitti vedlegg 1.

Forskrift til Petroleumsloven inneholder nærmerebestemmelser om konsekvensutredningen og hvaden skal inneholde. I § 22a, første ledd, heter det:

"En konsekvensutredning i en plan for utbyggingog drift av en petroleumsforekomst skal redegjørefor virkningene utbyggingen kan ha for

næringsmessige forhold og miljømessige forhold,herunder forebyggende og avbøtende tiltak."

Innholdet av konsekvensutredningen er videredetaljert i de andre leddene i § 22a i forskriften. Itillegg er det utarbeidet en veileder for utarbeidelseav PUD/PAD, som i del 2 inneholder en veiledningtil utarbeidelse av konsekvensutredningsdelen.

2 .4 Myndighetenes styringssignaler formiljøarbeid

Følgende dokumenter gir sentrale føringer forarbeidet med miljøspørsmål innen olje- og energi-sektoren:

St. meld. nr. 54 (2000-2001). NorskKlimapolitikkSt. meld. nr. 58 (1996-97) Miljøvernpolitikk foren bærekraftig utviklingSt. meld. nr. 8 (1999-2000) Regjeringensmiljøvernpolitikk og rikets miljøtilstandOlje- og energidepartementet: Miljøhandlings-plan for olje- og energisektoren 1999

I vedlegg 2 er det gitt en kort oversikt over viktigestyringssignaler i de nevnte dokumentene. St. meld.nr. 54 ble nylig lagt frem og er ikke inkludert ivedlegget.

2 .4 .1 Bransjens oppfølging av myndighetenesstyringssignaler

"Nullutslippsrapporten"Som en direkte oppfølging av St. meld. 58 (seovenfor) har selskapene gjennom OLF(Oljeindustriens Landsforening) samarbeidet medmyndighetene om mulighetene for å gjennomføre"0-utslipp" til sjø. Resultatet av dette arbeidet ble"Nullutslippsrapporten" som forelå i 1998. Medutgangspunkt i denne har selskapene gjennomgåttalle felt og installasjoner for å vurdere hvordan0-utslipp kan gjennomføres. Det foreligger enomfattende skriftlig dokumentasjon, medstrategiplaner for hvert enkelt felt og installasjon.

Norsok Standard, "Environmental Care"Dokumentet omfatter design, konstruksjon, modi-fisering og fjerning av installasjoner for boring,


4

produksjon og transport av petroleumsprodukter.Dokumentet er utarbeidet av oljeindustrien for åsikre gjennomføring av teknologi somminimaliserer uheldige miljøeffekter og tar hensyntil myndighetskrav. Dokumentet oppdateresjevnlig.

Miljøsok, rapport fase 1 og rapport fase 2Miljøsok har vært et samarbeidsforum mellommyndighetene og norsk olje- og gassindustri for åfremme miljøarbeidet på sokkelen. Gjennom dettearbeidet har en grundig analysert mulighetene for åoppnå redusert energiforbruk og reduserte utslipptil luft og vann i lys av de nasjonale målsettingersom er fastsatt av myndighetene. Rapporteneinneholder statusbeskrivelser, utslippsprognoser ogmålsettinger om utslippsreduksjoner på kort oglang sikt.

2 .5 Saksbehandling og tidsplan forkonsekvensutredningen

Olje- og energidepartementet (OED) senderkonsekvensutredningen på høring etter å ha mottattdenne fra utbygger, og koordinerer den viderebehandling av denne mot de øvrige myndigheter oghøringsinstanser.

Uttalelsene fra høringen av konsekvensutredningenlegges fram for utbygger for kommentarer. Detsamlede materiale legges til grunn for OED sinbehandling av saken. Ved investeringer under 5milliarder kroner er myndighet til å godkjenneutbyggingen delegert fra Stortinget til OED somutarbeider en kongelig resolusjon hvor bl.a.konklusjonene fra konsekvensutredningen oghøringsuttalelsene gjennomgås.

En Plan for utbygging og drift (PUD) består av todeler, en utbyggingsdel og en konsekvensutredning(KU). Følgende tidsplan legges til grunn for PUD.Tidsplanen er basert på Svale som satellitt til Nornemed oppstart av produksjon i 2004.

Innsending KU: 05.07.2001 Høring av KU : 05.07 - 19.10.2001 Innsending PUD: 03.12.2001Godkjenning PUD: 30.01.2002

En tidsplan for utbyggingsprosjektet er vist underkap. 4.

2 .6 Nødvendige søknader og tillatelserutenom godkjent PUD

Nedenfor er det gitt en oversikt over de viktigstetillatelser som må innhentes fra myndighetene iløpet av planprosessen. Behovet for å innhenteandre tillatelser enn de som er nevnt, vil bli avklarti den videre planprosessen og gjennom behandlingav utredningsprogram og konsekvensutredning.

Utslippstillatelse etter forurensningsloven.Myndighet er Statens forurensningstilsyn(SFT). Utredningsprogram og konsekvens-utredning forutsettes også å dekke kravene tilmelding og konsekvensutredning etterforurensningslovens § 13.Samtykkesøknad etter petroleumsloven forboring av brønner. Myndighet er Oljedirekto-ratet (OD).Samtykkesøknad etter sikkerhetsforskriften § 15, 1. ledd, for større ombygginger ellerendringer av bruksformål for en innretning.Produksjonstillatelse etter Petroleumsloven forutvinning, prosessering og fakling av hydrokar-boner. Myndighet er Olje- og energideparte-mentet (OED).

2 .7 Forkortelser benyttet ikonsekvensutredningen

Sm3: Benevningen benyttes innen oljebransjen forolje- og gassvolumer, og henspeiler på at volumeneer standardisert for et trykk på 1 atmosfære og 15 °C. Dette er de samme betingelsene som liggertil grunn for definisjonen av m3 i det metriskesystemet, og bokstaven S er således overflødig vedangivelse av vannog oljevolumer. For gass kandet brukes ulike målebetingelser. Mest vanlig er 0 °C og 1 atm. (normal kubikkmeter) og 15 °C og 1 atm. (standard kubikkmeter). Statoil benytter densiste standarden som benevnes med Sm3.Sm3/sd: Standard kubikkmeter pr. strømningsdøgn.Benyttes f.eks for å markere at et oppgitt utslippbare gjelder for de dager det foregår produksjonSm3 o.e.: Standard kubikkmeter oljeekvivalent. 1Sm3 o.e. = 1 m3 olje = 1000 Sm3 gass = 1 tonn NLG


5

Forslag til program for konsekvensutredning forSvale ble oversendt OED i september 2000. OEDdistribuerte deretter programmet til aktuellehøringsparter ved brev av 14.09.2000. I dettekapittelet gis en oversikt over mottatte høringsut-talelser, samt kommentarer til disse.Høringsuttalelser og operatørens kommentarer tildisse ble diskutert i møte med OED den 19. januar2001.

Endelig utredningsprogram, fastsatt av OED i brevmed ref. OED 00/1968 OG TF av 28. mars 2001,finnes i vedlegg 1.

3 .1 Oppsummering av uttalelser frahøringsrunden

Følgende instanser har avgitt høringsuttalelse tilforslaget til program for konsekvensutredning:

• Fiskeridepartementet• Kommunal- og regionaldepartementet • Statens forurensningstilsyn• Direktoratet for naturforvaltning • Fiskeridirektoratet• Kystverket• Riksantikvaren• Havforskningsinstituttet• Troms fylkeskommune• Nord-Trøndelag fylkeskommune

ved Felles oljepolitisk utvalg for Trøndelag• Aure kommune

Et sammendrag av høringsuttalelsene er gjengitt i detfølgende, sammen med operatørens kommentarer.

3 .1 .1 Fiskeridepartementet

Fiskeridepartementet henviser til uttalelsene fra Kyst-direktoratet, Fiskeridirektoratet og Havforsknings-instituttet, og har ingen ytterligere kommentarer.

3 .1 .2 Kommunal- og regionaldepartementet

Kommunal- og regionaldepartementet har ingenmerknader til saken.

3 .1 .3 Statens forurensingstilsyn

SFT uttaler at det kan være hensiktsmessig å se muligeframtidige utbygginger i samme område under ett, menat det ved innlevering av KU må være klarlagt hvilke feltsom vil bli bygget ut og hvilke utbyggingsløsninger ogutslipp som er aktuelle. SFT peker videre på at det eruvanlig at det utarbeides forslag til utredningsprogramfor prospekter hvor utnyttbare reserver ennå ikke erpåvist.

SFT ser det som uheldig dersom det legges opp til åutarbeide en KU som skal benyttes som del av PUD forflere separate utbygginger. SFT forutsetter at PUD foreventuelle separate satellittutbygginger som følger etterhverandre i tid må inneholde en oppdatert KU utarbeidetfor den aktuelle satellitten.

SFT uttaler at miljøkriterier som er lagt til grunn,miljøvurderinger og begrunnelse for valg av utbyg-gingsløsning må dokumenteres.

Videre hevdes det at det i KU bør framgå hvordan en harvurdert behovet for oppdatering av den regionalekonsekvensutredningen og om noen av de hørings-uttalelsene som ble gitt til RKU Norskehavet er relevantefor Svale.

SFT påpeker at KU bør inneholde en oversikt overeventuelt særlig sårbare miljøressurser som ikke er nevnti RKU og at korallrev i influensområdet for boreutslippog evt. andre skadelige utslipp bør kartlegges.

SFT uttaler at ved utredning av konsekvenser avakuttutslipp må det tas særlig hensyn til den spesielleoljetypen på Svale, som har andre karakteristikker ennNorne-oljen bl.a. mht. opptaksmuligheter.

Kommentarer til uttalelsene : PUD, og dermed ogsåKU-delen av PUD, vil omfatte de utbyggingsløsningersom er aktuelle for Svale og inkludere de andresatellittene som forventes faset inn viaSvale-installasjonene (Stær, Lerke og evt. Svale Nord).Falk, Hauk og evt andre satellitter i området vil bliomhandlet i egen PUD/KU dersom videre undersøkelserviser at disse er drivverdige. KU vil redegjøre nærmerefor gjennomføringen av kartlegging av evt. forekomsterav kaldtvannskoraller i rørledningstraséer og i områderfor oppankring av borerigger og utplassering av

3 Utredningsprogrammet


6

bunnrammer, samt i områder der eventuellekorallforekomster kan bli påvirket av utslipp av borekaksfra boring med vannbasert borevæske. Resultatene avdisse kartleggingene vil ikke foreligge ved innsendelseav KU, men vil bli benyttet ved planlegging oggjennomføring av prosjektet for å unngå skader påkoraller. Det vises videre til kommentarene til uttalelsenfra DN.

Svale-oljen vil i KU bli vurdert mht. oppsamlings- ogforvitringsegenskaper. Vurderingene vil bli gjort dels påtester av olje hentet opp fra Svale, dels på grunnlag averfaringer med lignende oljetyper fra andre felt.

Utredningsprogrammet anses å være dekkende, også forde andre forhold som er tatt opp av SFT.

3 .1 .4 Direktoratet for naturforvaltning

DN foreslår at følgende punkt tas inn iutredningsprogrammet: "Dersom det blir oppdagetkorallrev ved gjennomføring av traséundersøkelser, skaldet utredes hvilke konsekvenser disse blir påført av detplanlagte tiltaket. Det skal i så fall redegjøres forhvordan eventuelle skader kan unngås."

Kommentarer: Det henvises til kommentarene underSFTs uttalelse. Det vil bli gjennomført kartlegginger forå avdekke evt. korallforekomster og unngå skader pådisse. KU vil beskrive disse kartleggingene, og hvordanen vil ta hensyn til eventuelle funn. Dette er omtalt i kap.3 i utredningsprogrammet, men vil bli presisert i kap 5.

3 .1 .5 Fiskeridirektoratet

FD uttaler at KU må redegjøre for arealbeslag ogsikkerhetssoner/begrensningssoner i hhv. utbyggings- ogdriftsperiode. Fiskeridirektoratet peker på at utrednings-programmet preges av usedvanlig stor usikkerhet rundtvalg av utbyggingsløsning, og at det derfor er vanskeligå peke på konkrete moment som må tas inn i program-met.

FD uttaler videre at utslipp av borekaks og produsert vann, samt influensområde for akutte utslipp, måbelyses i KU.

Kommentarer: De forhold som Fiskeridirektoratet eropptatt av vil bli dekket av KU. Når det gjelder omfangetav KU (usikkerhet ang utbyggingsløsning) vises det tilkommentaren til SFT sin uttalelse.

3 .1 .6 Kystverket

Kystverket v/Kystdirektoratet viser til at hele tiltaketligger utenfor havne- og farvannslovens virkeområde, ogen for øvrig heller ikke ser andre forhold som medførerbehov for utredning innen etatens arbeids- ogansvarsområde.

3 .1 .7 Riksantikvaren

RA uttaler at det bør gjennomføres en visuell kartleg-ging av sjøbunnen, som gjennomgås av marinarkeologfor vurdering av eventuelle marinarkeologiske funn. RApeker på at dette innebærer minimale ekstrakostnader fortiltakshaver, samtidig som det kan bidra til store kunn-skapsmessige fordeler for kulturminneforvaltningen.Dersom funn blir gjort, uttaler RA at KU bør beskriveog vurdere disse, og eventuelle konsekvenser/avbøtendetiltak.

Kommentarer: I det aktuelle området antas det ateventuelle kulturminner vil være skipsvrak/rester avskipsvrak. De traséundersøkelser som vil bli gjennomførtfør valg av trase for rørledninger vil gjøre det mulig åoppdage evt forekomster av kulturminner. Datraséundersøkelsene kan gjennomføres først etter at KUer innsendt, vil det ikke la seg gjøre å beskrive eventuellefunn i selve KU-dokumentet.

Undersøkelsene vil likevel, på samme måte som forkorallrev, gjøre det mulig å legge rørledningene på enmåte som ikke skader evt verdifulle kulturminner. Vedevt funn vil Statoil stille seg velvillig til la RA få tilgangtil innsamlet materiale slik at disse undersøkelsene kanbidra til økt kunnskap om kulturminner i området. Vedevt funn vil Statoil ta kontakt med kulturminnemyndig-hetene. Dette vil bli nærmere omtalt i konsekvensutred-ningen.

Det anses ikke nødvendig med en endring i utrednings-programmet.

3 .1 .8 Havforskningsinstituttet

HI kommenterer bruken av benevningen standardkubikkmeter (Sm3) for olje og vann.Havforskningsinstituttet (HI) peker på at metriskemåleenheter i henhold til SI-systemet skal benyttes og at Sm3 ikke finnes i dette systemet.

HI påpeker at utslipp av produsert vann må beskrivesmht. mengde og innhold av oppløste komponenter,


7

videre at KU bør også gi opplysninger om utslippsdypog forventet innlagringsdyp av produsert vann.

HI henviser til at SFTs utslippstillatelse vil komme til åinneholde en paragraf om at HI skal kontaktes førutslipp iverksettes, og anmoder om at denne kontaktenblir tatt i så god tid på forhånd at det er mulig å finnefram til et tidspunkt for slike utslipp som gir minst muligskade i det marine miljø.

Kommentarer: Benevningen Sm3 benyttes innenoljebransjen for olje- og gassvolumer, og henspeiler påat volumene er standardisert for et trykk på 1 atm. og 15ºC. Dette er de samme betingelsene som ligger til grunnfor definisjonen av m3 i det metriske system. Vi er derforenige i at benevningen Sm3 er overflødig ved angivelseav volumer både av vann. og olje. Benevningen erimidlertid svært innarbeidet innen petroleumsmiljøer, ogvil nok fortsatt bli å finne i mange sammenhenger.

Det planlegges å benytte eksisterende anlegg på Nornefor utslipp og injeksjon med en blanding av sjøvann ogprodusert vann. Konsekvensutredningen vil gjørenærmere rede for miljørisikovurderinger omkring evtutslipp av produsert vann. Innholdet i produsert vann,hvilke mengder som kan forventes, og hvilke tiltak somplanlegges iverksatt for å hindre miljøskade vedeventuelle utslipp, vil bli beskrevet. Konsekvenser avutslipp av produsert vann er på generelt grunnlagutredet i RKU Norskehavet, og det vil bli henvist tildenne.

Når det gjelder utslipp i forbindelse med klargjøring avrørledninger vil Statoil forholde seg til de vilkår som blirfastsatt av SFT i utslippstillatelsen, slik som påpekt avHI.

Utredningsprogrammet anses som dekkende i forhold tilkommentarene fra HI.

3 .1 .9 Troms fylkeskommune

Troms fylkeskommune v/plan- og næringsetaten haringen konkrete kommentarer til forslag til programfor konsekvensutredningen.

3 .1 .10 Nord-Trøndelag fylkeskommune ved Fellesoljepolitisk Utvalg for Trøndelag

Felles oljepolitisk utvalg for Trøndelag (FOPUT) uttalerat ringvirkninger for næringslivet i Trøndelag måtallfestes og videre at det må legges vekt på størst muligeringvirkninger både i utbyggings- og driftsfasen for

næringslivet i Trøndelag. FOPUT ber om at dettetallfestes og at det vises hvilke positive effekter drift avdette feltet vil ha for kompetansemiljøene i Trondheimog Stjørdal.

FOPUT mener at høyest mulig verdiskapning ogstørst mulig bidrag til velferd og sysselsetting måvære målsettingen for regionale områdestudier.FOPUT mener ressursene i området bør sees i enstørre regional sammenheng slik Statoil legger opptil. Dette vil være i tråd med de regionalekonsekvensutredningene som er gjennomført. Selv om de totale utslipp ikke overskrider enkelteutslippsstørrelser som er lagt til grunn i denregionale konsekvensutredningen for Haltenbanken/Norskehavet, mener FOPUT at det fortsatt måarbeides med utslippsreduserende tiltak i arbeidetmed de utbyggingskonsepter som nå er tilvurdering.

Kommentarer: KU vil beskrive de samfunnsmessigevirkningene av Svale-utbyggingen ved å estimere desysselsettingsmessige virkninger nasjonalt og regionalt,og ved å estimere forventede leveranser av varer ogtjenester nasjonalt og regionalt. Regionen vil i denforbindelse sannsynligvis bli definert somNord-Trøndelag, Nordland og Troms fylker. Det vil ikkebli gjort særskilte vurderinger på fylkesnivå.

Utredningsprogrammet anses som dekkende for deforhold som tas opp av FOPUT.

3 .1 .11 Aure kommune

Aure kommune slutter seg til Møre og RomsdalsFylkeskommunes høringsuttalelse til Regionalkonsekvensutredning for Haltenbanken og Norskehavet.Aure kommune presiserer viktigheten av forebyggendearbeid mot uhell for å redusere risikoen for akutteutslipp. Aure kommune oppfordrer OED til å værepådriver for snarest mulig å få avklart ansvarsforhold ogpraktisk tilrettelegging for en samlet oljevernberedskapfor regionen. Oljevern vektlegges også ioversendelsesbrevet.

Kommentarer:KU vil utrede sannsynligheten for akutte utslipp knyttettil bore- og driftsfasen, det vil bli gjort vurderinger av oljens oppsamlings- og forvitringsegenskaper, og det vilbli foretatt miljørisikovurderinger.Utredningsprogrammet anses dekkende for de forholdsom påpekes av Aure kommune


8

Miljørisikoberegninger for Svale, Stær, Lerke og Svale NordKonsekvensutredning (EIF-beregninger) Notat 02.07.01

Statoils ForskningssenterMiljørisiko relatert tilprodusert vann

Konsekvensutredning Svale (Vurdering av samfunnsmessige konsekvenser) 15.06.01

Asplan ViakSamfunnsmessigevirkninger

Endring av risiko og beredskap på Norne FPSO. Dok.nr. ST-20116-TN-6 (rev. 01) Juni 2001

CorrOcean Safetec Nordic

Oljedriftsberegninger for Svalefeltet. Rapportnr. 2001-0614 (23.05.01)

DNV

Spredning av olje fra eventuelle undervanns-utblåsninger påSvale-feltet Notat 10.05.01

Sintef Akutt utslipp av olje

Konsekvensutredning for Svale - virkninger for fiskeriene. Notat 09.05.01.

Agenda Utredning &Utvikling AS

Arealbeslag ogkonsekvenser forfiskeri

Tittel / dokumenttype / datoUtførende selskapTemaTabell 3.1 . Underlagsrapporter til KU

3 .2 Underlagsrapporter for KU

Underlagsrapporter som har blitt utarbeidet som del av KU-dokumentasjonen er vist i tabell 3.1.Rapportene kan ettersendes på forespørsel.


9

Svale er et oljefunn 10 km nordøst for Norne.Oljetypene er ulik Norne olje, med lavtgass/oljeforhold og høy viskositet. ProspekteneStær og Lerke ligger mellom Svale og Norne, mensSvale Nord ligger rett nord for Svale. Prospekteneer ikke påvist ennå. Vanndybden i området eromlag 380 m.

4 .1 Rettighetshavere

Den ikke-utforskede delen av lisens PL 128inneholder flere prospekter. Svale, Svale Nord,Lerke og Stær er lokalisert til letedelen av lisensen.Rettighetshaverne er vist i tabell 4.1. Eierandeleneer ulike for Svale inkudert. prospektene og Nornepå grunn av utøvelse av glideskala på Norne.

Tabell 4.1. Rettighetshavere i PL 128, kommersielldel og letedel.

106Enterprise11,56,9Agip

12,58,1NorskHydro

24,5454SDØE40,4525Statoil

Svale, Stær,Lerke, Svale Nord

NorneSelskap

4 .2 Avtalemessige forhold

Det tas sikte på at det ved innlevering av PUD skalvære avtalt en kommersiell modell for hvordanverdiene skal fordeles. Dette vil bli basert på en forenklet tilknytningsavtale. Statoil er operatør forNorne og dermed også operatør for Svale, Stær,Lerke og Svale Nord.

4 .3 Utvinningstillatelsens historie

Svalefunnet ble gjort under boring av letebrønn6608/10-6 i mai 2000. Brønnen påviste olje både iMelke- og Åreformasjonene. Prospektene Stær,Lerke og Svale Nord er ikke påvist ennå. Det er enmulighet for at det kan bli boret enundersøkelsesbrønn på Stær i løpet av 2001. Videre

avgrensing av Lerke og Svale Nord er ikke fastlagtennå.

4 .4 Alternative utbyggingsløsninger somhar vært vurdert

Innenfor området finnes flere andre prospekter somhar fått økt funnsannsynlighet etter påvisningen avolje i Svale-feltet og flere alternative konsept harvært vurdert:

I. Utbygging av Svale som en satellitt til Norne,med sikte på produksjonsstart ved platåslutt påNorne, tidligst i år 2004. Innfasing av Stær,Lerke og Svale Nord senere.

II. Selvstendig utbygging av Svale. Dettealternativet forutsatte at det ble gjort andrestore funn i området, f.eks. på Falk. I så fallkunne en produsere Svale og Falk og eventueltandre funn ved hjelp av et flytendeproduksjonsskip i nord.

III. Utbygging av Svale som en satellitt til Norne,og siden overføring til eventuelt nyinfrastruktur dersom det ble gjort andrebetydelige funn i området.

IV. Sammenkopling av Norne, Svale og eventueltny infrastruktur dersom det ble gjort andrebetydelige funn i området.

En områdestudie tilsier at det vil være merlønnsomt å fase inn Svale til Norne enn innfasingtil en ny installasjon i området. Dette gjelder ogsåfor prospektene Stær, Lerke og Svale Nord. Iutbyggingsløsningen for Svale er det derfor lagt tilrette for innfasing av disse satellittene og alternativI er valgt for videre behandling.

4 .5 Ressurser og produksjonsplaner

Ressursene i prospektene summere seg opp tilomlag 12 millioner Sm3 olje. Egenskapene vil væreen blanding av Norne- og Svaleegenskaper sidenStær er antatt å være lik Norne, og Lerke og SvaleNord er antatt å være mer lik Svale.

4 Beskrivelse av prosjektet


10

Produksjonsperioden for Svale er foreløpigestimert til 14 år, fra 2004 til 2017. Det er antatt åkunne produsere Stær, Lerke og Svale Nordinnenfor tilnærmet samme tidsperiode.

For produksjonen fra Svale er det på Norneproduksjonsskip forutsatt følgende maksimalekapasiteter:

Oljeproduksjon: 9 000 m3/dVannproduksjon: 10 000 m3/dVæskeproduksjon (olje + vann): 12 000 m3/dVanninjeksjon: 13 000 m3/dRate for gassløft: 1,1 mill m3/d

Ved en eventuell innfasing av Lerke, Svale Nordog Stær vil det være behov for kapasitetsøkninger.I første rekke gjelder dette installasjon av nyproduksjonsseparator. Dette er tatt inn iinvesteringskostnader for disse prospektene.

4 .6 Tidsplan for gjennomføring avutbyggingen

Tidsplanen pr. 03.07.01 for utbyggingsprosjektetbasert på oppstart av produksjonen i 2004, er listet itabell 4.2. Den videre planlegging vil avklareendelig tidspunkt for oppstart.

Tabell 4.2. Fremdriftsplan for utbygging av Svale

13.03.04 - 14.07.04Boring/komplettering Svale01.01.04Start produksjon Svale04.09.03 - 17.10.03Riggaktivitet 2, boring Svale01.09.02 - 09.09.02Produksjonsnedstegning Norne30.05.02 - 15.12.02Riggaktivitet 1, boring Svale01.05.02Levering av bunnrammer07.12.01 - 29.10.03Modifikasjoner på Norne FPSO02.12.01 - 01.05.03Levering av undervannsutstyr30.01.02PUD godkjenning03.12.01Innsendelse av PUDDatoAktivitet

4 .7 Reservoarforhold Svale

Svalereservoaret er delt inn i to adskilteformasjoner: Melke og Åre. Det er Åre-formasjonen som er hovedreservoaret og dissevolumene legges til grunn i utbyggingssøknaden,mens Melke-reservoaret vil bli beskrevet somtilleggsreserver. Utvinnbare reserver for Åre erestimert til ca 9,6 millioner m3 olje.

Reservoaregenskapene i de oljeførende lagene iÅre har gode produksjonsegenskaper. Oljen fraSvale er mer viskøs enn Norne-oljen (viskositet på3 centiPoise (cP) mot 0,6 cP på Norne) og harlavere innhold av voks og gass enn Norne.

Drenering ved hjelp av vanninjeksjon er lagt tilgrunn for PUD-arbeidet. Det legges også opp til åha mulighet for alternerende vann og gassinjeksjon(WAG) i brønnene. Det vil være behov for å hagassløft i brønnene på grunn av lavt trykk og tungolje. Det er lavt gassinnhold i Svale-oljen og dettegir små mengder løsningsgass. Her har en antatt atgassen som inngår i gassløft eller blir brukt tilbrensel på Norne.

Resultater fra en avgrensningsbrønn for Svale(boret april-mai 2001) viser et bariumsinnhold iformasjonsvannet som er håndterbart med hensyntil avleiring i brønnene. Det skal videregjennomføres en interferenstest for å se påkommunikasjon over forkastningene. I tillegg skaldet gjennomføres en produksjonstest i Melke-formasjonen for å se om denne er produserbar.Oppdatering av reservoarmodell ogproduksjonsprofiler vil pågå frem til august 2001.Relevante myndigheter vil bli orientert dersommodellene skulle vise betydelige endringer iforhold til det som er lagt til grunn forkonsekvensutredningen.

4 .8 Helse, arbeidsmiljø og sikkerhet

Hensynet til helse, miljø og sikkerhet (HMS) stårsentralt i planleggingen av de tekniske løsningenefor utbyggingen av feltene i Svaleområdet, og alleaktiviteter vil være underlagt Statoils overordnedeHMS-retningslinjer. Det overordnede HMS-måleter at virksomheten ikke skal forårsake ulykker,skade, tap, yrkesrelaterte sykdommer eller negativelangtidseffekter.

Utbyggingen skal møte gjeldende HMS-målset-tinger; i det følgende gjengitt i stikkords form:

Risikonivået skal minimaliseres, og ikkeoverstige en FAR-verdi (Fatal Accident Rate)på 10Utslipp til luft og vann skal ikke overstigeMiljøsoks og Statoils ambisjonsnivå (<52 kgCO2/Sm3 o.e. levert, < 0,12 kg NOx/Sm3 o.e, <1,4 kg nmVOC/Sm3 o.e.)


11

HMS-hensyn skal integreres i all relevantvirksomhet, strategier og planerStatoils målsetting om 0 skadelige utslipp(“0-tankegangen”) skal implementeres Sikre kvalifisert personell og fornuftigressursforvaltning Sikre erfaringsoverføring og tett samarbeid medtilsvarende prosjekter Sikre god kommunikasjon mellom prosjektetog partnere / myndigheter Stille samme krav til våre leverandører som tilStatoils egne ansatte

Alt bore- og brønnutstyr skal være tilpasset for-målet og skal oppfylle Statoils og myndighetenesspesifikasjoner, regulativ og krav. Utstyr ogfasiliteter skal gjennomgå systematisk vedlikehold.Erfaringer fra operasjoner skal journalføres ogbehandles systematisk for å oppnå forbedringer avutstyr og operasjoner med hensyn på sikkerhet ogeffektivitet. Personell involvert i planlegging,implementering og verifisering av bore- ogbrønnoperasjonene skal inneha nødvendigekvalifikasjoner.

Et eget HMS-program er utarbeidet for Svale ogoppdateres ved starten av hver prosjektfase, og forøvrig ved behov (for eksempel ved kontrakts-inngåelser, før spesielle operasjoner, førproduksjonsstart og periodisk i driftsfasen). Det vilbli satt krav til alle kontraktører og leverandørerom å etablere et eget HMS- program.Kontraktørene skal i tillegg kunne dokumentere etHMS-styringsystem.

Ved tildeling av kontrakter skal Statoil legge tilgrunn en vurdering av selskapsresultat, mål ogholdninger vedrørende HMS hos aktuellekontraktører og leverandører.

Det er gjennomført en studie av hvordanmodifikasjoner på Norne vil påvirke personrisiko.Studien gav følgende resultat: Tilknytningen avsatellittene i Svaleområdet vil øke risikonivået påNorne med tilnærmet 3 %. Dette tilsvarer enøkning i FAR-verdi på 0,2. Ny FAR-verdi forNorne er beregnet til 6,2. Risikonivået ligger innenfor gjeldende akseptgrenser.

Miljørisiko relatert til planlagte og akutte utslipp tilsjø har blitt analysert for utbyggingen, ogresultatene er nærmere omtalt i kapittel 7 og 8. Itillegg er det utført studie på teknisk sikkerhet ogarbeidsmiljø som en del av konseptstudien formodifikasjoner på Norne FPSO.

4 .9 Utbyggingsløsning

Det planlegges å fase inn undervannsanleggene forSvale, Stær, Lerke og Svale Nord til Norne FPSO. Svale planlegges bygget ut med en bunnramme forvanninjeksjon og en bunnramme for produksjon.Stær og Lerke planlegges også bygget ut med tobunnrammer h.h.v. for vanninjeksjon ogproduksjon, mens Svale Nord planlegges bygget utmed en bunnramme for både vanninjeksjon ogproduksjon.

Produksjonsbrønnene på Svale vil bli utstyrt forgassløft nede i brønnen. Alle brønnene er planlagtmed sandkontroll. Produsentene planlegges medsandskjerm og gruspakking, mens injektorene fårbare sandskjerm. Lengden på brønnene vil bli fra2250 m til 3000 m, med vinkler fra 30 - 60 grader.

Ved innfasing til Norne FPSO vil en utnytte ledigkapasitet for olje- og gassprosessering når Nornesin egen produksjon går av platå. Tilknytningen vilbestå av to stigerør opp til skipet via tostrømningsrør, samt en forenklet måling avbrønnstrømmen til produksjon- og testmanifold.

Utvinningsmekanismen for Svale er basert påinjeksjon av sjøvann. I første omgang vil det blilagt til rette for injeksjon av ubehandlet sjøvann tilSvale og gassløft til både produksjonsbrønner ogproduksjonsstigerør. Produsert vann fra Svale,Stær, Lerke og Svale Nord vil bli blandet medvannet fra Norne, og eksisterende anlegg forinjeksjon av produsert vann vil også bli benyttet fordet nye vannet. Produsert vann kan ledes viavannkjølere til sugesiden av vanninjeksjons-pumpene. Ved siste oppgradering avvanninjeksjonsystemet med en fjerde pumpe, bledet tatt hensyn til at denne pumpen skal tåle enkombinasjon av produsert vann og sjøvann.


12

Figur 3.2. Skisse av mulig utbyggingsløsning for Svale med tilknytning til Norne-skipet (Fase 1)

Figur 3.3. Skisse av mulig utbyggingsløsning for Svale, Stær, Lerke og Svale Nord med tilknytning til Norne-skipet (Fase 2)


13

For å håndtere og realisere Norne sine mål ominjeksjon av produsert vann har Nornesdriftsorganisasjon satt i gang en gruppe (KF) somkontinuerlig vurderer problemstillinger, tiltak ogforbedringer i forbindelse med injeksjon avprodusert vann. Et system for reinjeksjon er undertesting og utredning pågår. Utredningen inkludererblant annet:

Sand i produsert vannAvleiring i injeksjonsystemetForsuring av reservoaretTemperaturbegrensninger

4 .9 .1 Traséundersøkelser

Ulike faser av de planlagte traséundersøkelsene somvil bli gjennomført i forkant av marine operasjoner,er oppsummert som følger:

Fase 1 - Oversiktskartlegging av korridoren: Gjennomføres i perioden august - oktober 2001Kartlegging av en korridor på 1 kmGrunnundersøkelser bunnrammeplasseringUtgjør grunnlag for rørprosjektering, trasé-vurdering og lokalisering av optimal traséBruk av skrogmontert multistråleekkolodd, tauetsidesøkende sonar og innhenting av lettseismikkEventuelle forekomst av koraller i korridoren vilbli avdekket

Fase 2 - Detaljkartlegging av traséen:Gjennomføres trolig i løpet av andre halvår2002Dekning av en korridor på 80-200 m breddelangs den valgte traséenGrunnlag for detaljprosjektering/optimaliseringav rørledningen i forhold til frie spenn, stein-fyllinger, nedgraving, m.m.Bruk av multistråleekkolodd og høyoppløseligsidesøkende sonar samt bunnpenetrerendeekkolodd festet til enten en kabelstyrt ellerkabelfri undervannsfarkost (ROV)Geoteknisk prøvetaking og trykksonderingerutføres som eget tokt 3-4 uker etterpå

Fase 3 - Leggeundersøkelse:

Dersom et ankerbasert leggefartøy velges, vilaktuell oppankringskorridor (bredde 3-4 km) måtte kartlegges med multistråle ekkolodd ogsidesøkende sonar senest 6 måneder før legging.Denne operasjonen gjøres for at leggekontraktør skal kunne planlegge etoppankringsmønster som ikke kommer ikonflikt med eventuelle korallforekomster. Før legging vil traséen inspiseres med enkabelstyrt undervannsfarkost for å sjekke atingen uidentifiserte forhold/objekter befinnerseg i leggetraséen

4 .9 .2 Bore- og anleggsfasen

Anleggsarbeidene vil omfatte:Utplassering av bunnrammerBoring og komplettering av brønnerLegging av rørledninger

Svale planlegges å bygges ut med seks brønner; tofor injeksjon og fire for produksjon. Brønnene vilbli boret fra mobil borerigg. Stær og Lerkeplanlegges å bygges ut med to oljeprodusenter ogen injeksjonsbrønn hver, og Svale Nord planleggeså bygges ut med en oljeprodusent og eninjeksjonsbrønn. Boreplan er vist i tabell 4.2.

Tabell 4.2. Plan for boring av oljeprodusenter (o) ogvanninjeksjonsbrønner (i)

1 o + 1 i1 o + 1 i2 0051 o2 o + 1 i2 004

2 o2 0032 o + 2 i2 002

Svale NLerkeStærSvaleÅr

Posisjoner for bunnrammene for Svale (G/H), Stærog Lerke (K/J) er gitt i tabell 4.3. Bunnrammen forSvale Nord (I) vil bli plassert like Nord forbunnrammene ved Svale, som vist i figur 3.3.

Tabell 4.3. Posisjoner for havbunnsrammer

463 441 Ø 7 325 807 NInjeksjonsramme "K"463 467 Ø 7 325 834 NProduksjonsramme "J"466 300 Ø 7 328 450 NInjeksjonsramme "H"466 261 Ø 7 328 496 NProduksjonsramme "G"

Posisjon (m)Bunnrammer

PUD for Svale, Stær, Lerke og Svale Nord: Del II Konsekvensutredning Juli 2001

14

Rørledninger vil bli utplassert mellom Svale ogNorne. Ved utbygging av Stær, Lerke og SvaleNord, vil disse bli tilkoblet de utplasserterørledningene. Lengde og dimensjoner forrørledningene mellom Svale og Norne er vist itabell 4.4.

4.4 Oversikt over rørledninger

203,21 x 10Gassinjeksjon/løft3201 x 10Vanninjeksjon2852 x 10Produksjon

Indre diameter(mm)

Lengde (km)Funksjon

4 .9 .3 Transportløsninger

Oljen fra satellittene vil bli transportert til Nornegjennom to strømningsrør og to stigerør.

Transporten av olje fra produksjonsskipet Norne vilskje med skytteltankere. Skytteltankerne har enkapasitet på 135.000 m3. Norne produserer omlag 35 000 m3 olje/døgn som tilsvarer omlag 90laster pr. år. Svale vil til sammenligning kunneprodusere omlag 7-8000 m3 olje/d på platå somutgjør omlag 20 % av produksjonen fra Norne ogtilsvarer omlag 20 laster pr. år. Transporten vil gåsørover til raffinerier i Europa eller til Mongstad.

4 .9 .4 Modifikasjoner på Norne-skipet

Det vil bli behov for mindre modifikasjoner for åøke væske og vannbehandlingskapasiteten påproduksjonsskipet. I tillegg må fakkelsystemetmodifiseres før innfasing av satellittene. Følgendemodifikasjoner vil bli gjennomført påproduksjonsskipet Norne:

Installere to Svale produksjonslinjerInstallere flerfase målesystem på hverproduksjonslinje for Norne og SvaleOppgradere testseparator målesystem forkalibrering av flerfasemålereInstallere to innløpsvarmevekslere for Svale ogoppgradere varmemediumsystemet med en nypumpeInstallere Svale vanninjeksjonslinje fraeksisterende vanninjeksjonsmanifoldInstallere Svale gassløft linjer til produksjons-riser fra eksisterende gassinjeksjon/eksport linjeOppgradere testseparator for bruk under normalproduksjon

Oppgradere sand- og vannbehandlings-kapasiteten med en sand- og hydrosyklonenhetOppgradere produsertvann avgassingstankOppgradere kapasiteten i fakkelsystemet for øktvæskeproduksjonInstallere pumpe for utsirkulering avbrønnstrømsvæske i produksjonslinjer medstabilisert råoljeInstallere kjemikalietanker og pumper forundervannsystemeneOppgradere undervanns hydraulikkenhetBygge et lokalt utstyrsrom på dreieskivenInstallere en metanoltank på skipet for å økelagerkapasitetenInstallere en metanoltank med pumpe pådreieskiven for rask tilgjengelighetOppgradere kontroll- og styringssystemet påskipet.

4 .10 Økonomi

De totale kostnadene for utbygging er pr mai 2001beregnet til cirka 2,9 milliarder 2001-kroner for Svale,og 4,7 milliarder kroner for Svale, Stær, Lerke ogSvale Nord. Utbyggingskostnadene omfatterinvesteringer i anlegg og produksjonsutstyr, boringog brønnvedlikehold fram til produksjonsoppstart.Driftskostnadene etter produksjonsstart er beregnet til210 - 320 millioner kroner årlig inkludert Stær, Lerkeog Svale Nord og omfatter produksjon på feltet ogdriftsbemanning i land.

De samlede inntekter er beregnet å utgjøre 60 mrdkroner i tiden 2005 til 2017. Verdien avsalgsinntektene utgjør om lag 9,7 mrd kronerneddiskontert til 2001 med 7% rente.

4 .11 Avvikling

I tråd med gjeldende bestemmelser vil det i god tidfør avslutning av produksjonen bli lagt fram enavslutningsplan med forslag til disponering avhavbunnsinstallasjoner og rørledninger.

I St.meld. nr. 47 (1999-2000) om disponering avutrangerte rørledninger og kabler på norsk konti-nentalsokkel, har OED vurdert enkelte konkrete

disponeringssaker. Rørledninger som har liggeteksponert, og som utgjør en sikkerhetsmessig risikofor fasthekting av trålutstyr ved fiske, blir anbefalt


15

fjernet. Storparten av øvrige rørledninger og kablersom har vært stabilt nedgravd eller tildekket, bliranbefalt etterlatt på stedet.

Ved avslutning vil det bli lagt vekt på å finnedisponeringsløsninger som er miljømessigakseptable, og som ikke vil skape problemer forutøvelse av fiske på kort eller lang sikt. Alle feltrørog koblingsenheter vil først bli stengt ned og sikret.Brønnene vil deretter bli forseglet med to plugger,før beskyttelsesstrukturer, koblinger ogbrønnrammer bli fjernet ved hjelp av kranfartøy.Det vil ikke bli etterlatt utstyr på havbunnen somkan utgjøre en sikkerhetsmessig risiko for noenvirksomhet. Flere metoder kan anvendes i forbindelse medavvikling. En metode kan være å kutte eksponertedeler av ledningene, fjerne disse, og behandleendene på de etterlatte ledningene slik at de ikkeskaper problemer for utøvelse av fisket. Dette kanoppnås f.eks. ved å kutte ledningene undersjøbunnen, ved å grave rørledningsendene ogeventuelt deler av rørledningene for øvrig ytter-ligere ned i sjøbunnen, ved overdekning med stein,eller ved en kombinasjon av disse metodene. Dettevil bli behandlet i avslutningsplanen.

Havbunnsrammer og ventiltrær vil normalt ha engjenbruksverdi, avhengig av når produksjonen av-sluttes. Det vil også bli vurdert hvorvidt rørledning-ene kan ha en gjenbruksverdi.

I avslutningsplanen vil det bli tatt stilling tilhvordan rørledninger, brønnrammer og andrehavbunnsinastallasjoner skal håndteres. I tabell 4.5er det gitt en oversikt over havbunnsinstallasjonerfor utbyggingen.

Tabell 4.5. Havbunnsinstallasjoner

Endemodul m/piggefasiliteter, 2 (1) stkStatisk kontrollkabel 17 (10) km + 600 (300) meterDynamisk kontrollkabel 1. stk. 700 meterStigerør 4 stk. a 700 meterGassinjeksjonsledning/løft, 10 km CarbonVanninjeksjonsledning, 10 km Carbon m/PE linerBrønnstrømsledning, 20 km (Carbon m/liner)Diverse tilkoblingsenheterBeskyttelssesstruktur over T-kobling brønnstrømsledning

Glassfiber beskyttelses-tunneller over tilkoblingsledningereller lignende

Endestykker for kontrollkabel, 10 (6) stk

5 (2) stk brønnrammer m/brønnhoder, ventiltrær ogbeskyttelsesstrukturer

*Tall uten parentes angir totalt antall installasjoner for Svale,Stær, Lerke og svale Nord. Tall i parentes angir kun for Svale


16

Naturressurser og miljøforhold er utførlig beskreveti RKU Norskehavet (kap. 5), og det henvises tildenne. Se internettadresse under kap. 2.2.

5 .1 Forhold utredet i Regional konsekvens-utredning for Norskehavet

RKU Norskehavet omfatter, på tilsvarende måtesom feltspesifikke konsekvensutredninger, bådemiljø- og samfunnsmessige konsekvenser.Innholdet i RKU Norskehavet er i korte trekk:

Innledning Merknader til utredningsprogrammet Oversikt over felt/rørledninger i området Oversikt over produksjon og utslipp Naturressurser i influensområdet Miljømessige konsekvenser fra utslipp til luft

CO2 og klimaRegionale problemstillinger (forsuring,overgjødsling, luftkvalitet/bakkenærtozon)Utslippsreduserende tiltak (områderettedeog feltspesifikke)

Miljømessige konsekvenser av utslipp til sjøProdusert vannBallastvann/drenasjevann/kjølevannSlam/kaks fra boringAkutt giftighet og langtidsvirkninger fraoljeinnhold, kjemikalier og andrekomponenterVurderes både utfra generell kunnskaps-status og feltspesifikke og regionalemodellberegningerUtslippsreduserende tiltak

Akutte utslipp til sjøUhellshendelser og sannsynligheter foruhellVurdering av influensområder ogvirkninger av uhellsutslippOljevernberedskap

Konsekvenser for fiskerinæringenFiskeriaktiviteten i berørte områder Konsekvenser av arealbeslag, rørledningerog akutte utslipp

Samfunnsmessige virkninger

Samfunnsøkonomisk lønnsomhetVare- og tjenesteleveranser Nasjonale sysselsettingsvirkninger

MiljøundersøkelserOvervåking av bunn og vannsøyleNasjonale terrestriske overvåkings-program

5 .2 Forurensingssituasjonen

Havbunnen ved Norne har vært overvåket forkjemisk og biologisk påvirkning siden 1995.Oppfølgende regionale undersøkelser har værtutført under utbyggingen av Norne-feltet (1997) ogunder driftsfasen (2001). Svale-området vil inngå iden regionale overvåkingen som neste gang vil bliutført i 2004. En grunnlagsundersøkelse vil bligjennomført før boringen, sommeren 2002.

Hovedkonklusjonen fra de regionaleundersøkelsene er at Haltenbanken er liteforurenset. Leire og siltholdig sediment dominerer,og bløtbunnsamfunnet blir karakterisert som sunt ihele regionen. Det er ikke funnet forurensing avtung- metaller, og hydrokarboninnholdet isedimentene er lavt. De fleste stasjonenekarakteriseres som "ikke forurenset".Konsentrasjonen av barium, som stammer fraborevæsker, har stort sett økt siden de tidligereundersøkelsene. Høyest konsentrasjon er funnet påde eldste feltene.

De regionale stasjonene som ligger nærmest Svale(Regional 1) har posisjonen 465959 Øst og 7320299Nord (UTM-koordinater), og havdybden er 391meter. Sedimentet er karakterisert som silt. Det blefunnet lave naturlige verdier for hydrokarboner,barium og tungmetaller. Diversitetsindeksene visteat forholdene i bunnfaunasamfunnet er gode.

Ved Norne er 4 av de 20 prøvetakingsstasjonenefunnet å være biologisk og kjemisk påvirket.Stasjonene ligger nær bunnrammene og påvirkingenskyldes sannsynligvis et høyere totalthydrokarbonnivå som følge av akutt utslipp avoljebasert boreslam.

5 Naturressurser og miljøforhold i influensområdet


17

Figur 5.1. Regional SMO for torskeegg (April)

Figur 5.2. Nasjonale SMO for sjøfugl (januar)

5 .3 Spesielt miljøfølsomme områder

SFT har på oppdrag av MD identifisert spesieltmiljøfølsomme områder i relasjon tilpetroleumsvirksomhet (SMO). SMO-arbeidet blepublisert i 1999 og er ikke dekket gjennom RKUNorskehavet. SMO omtales derfor nærmere her.

SMO for Norskehavsregionen er beskrevet som selog sjøfugl langs kysten, og gytefelt for torsk vedLofoten (mars-april), se figur 5.1 - 5.4.

Figur 5.3 Nasjonal SMO for sjøpattedyr (Juli)

Figur 5.4. Nasjonale (rødt) og regionale (gult) SMOfor Sjøfugl (juli)

5 .4 Koraller

Korallrev er ikke beskrevet i RKU Norskehavet, ogomtales derfor nærmere her. Et korallrev medsteinkoraller (Lophelia) utgjør et meget varierthabitat. Den komplekse strukturen gjør revene egnetsom leveområde for et stort antall fastsittende ogfrittlevende dyr. Den totale høyden på de størstekorallrevene kan bli opp til 25-30 m, og lengdenkan være flere hundre meter.


18

I forbindelse med planleggingen av Haltenpipe bleden 200 km lange traséen kartlagt i en bredde på 3km. Innenfor dette området ble det funnet 57 storekorallrev på vanndybder mellom 250 og 300 m.Datering av rev ved Haltenpipe-traséen viser at destørste revene i området er noe over 8000 år gamle.Den endelige traséen for røret ble valgt slik at ingendel av rørledningen kom nærmere noen av dissekorallrevene enn 50 m.

Svaleutbyggingen innebærer legging av rørledning-er mellom satellittene og Norne. Det er ikke kjentforekomster av Lophelia-rev i dette området somvist i figur 5.5, og det forventes ikke at utbyggingenvil medføre konflikt med sårbare forekomster avkorallrev. Planlagte traseundersøkelser vil ginærmere opplysninger om hvorvidt slikeforekomster finnes langs de aktuelle traséene.Størrelse og tetthet kan da bestemmes ut fraundersøkelser med sidesøkende sonar og inspeksjonmed ROV.

5 .5 Fisk og fiskerier

Midtnorsk sokkel er et høyproduktivt havområdemed betydelige planktonforekomster og storebestander av blant annet torsk, hyse, sei, uer og sild,som er svært viktige i fiskerisammenheng (se figur5.6). Forekomst av fisk og fiskerier i Norskehaveter nærmere beskrevet i RKU. Beskrivelsen avfiskeriaktiviteten i områder som berøres avprosjektet er basert på Aaserød (2001).

Utbyggingsprosjektet ligger innenforfiskeristatistikkens lokasjon 0624, med Norneplassert i det sørvestre hjørnet av lokasjonen somvist i figur 5.7. Det er registrert tråling etter vassild ide sørlige deler av lokasjonen, som utgjørnordvestlig avgrensning av vassildfeltet i Sklinna-djupet. De fiskerikartlegginger som er gjennomførtviser en nordvestlig avgrensning av trålfeltet påSklinnadjupet på omlag 65o 55' N og 8o Ø.

Figur 5.5. Korallforekomster registrert i MRDB (Kilde: Fosså et al., 2000)


19

Figur 5.3.: Det norske fisket i fiskeristatistikk-områder utenfor Midt-Norge fordelt på de viktigstefiskeslag (Kilde: Fiskeridirektoratet)

Det mest interessante området er, i følge aktivefiskere, områdene med større dyp enn 400 meter,d.v.s. områder som ligger dypere ennutbyggingsprosjektet. Det er også registrert mindretrålfangst, hovedsakelig av uer, i lokasjonen enkelteår. De fiskerikartlegginger som er gjennomført viserimidlertid at bunnforholdene ved Norne, Lerke,Stær, Svale og Svale Nord ikke er egnet fortrålfiske.

I følge fiskerikartleggingene er det registrert et lite,men viktig linefelt i den nordvestre del avlokasjonen. Det er videre registrert et større ogsammenhengende meget viktig linefelt i den østligehalvdel av lokasjon 0624. Begge feltene ligger

utenfor utbyggingsområdet og benyttes primært i 1.kvartal (spesielt februar- mars). Det er bare regi-strert et sporadisk linefiske i nærområdet til Norneog Svale. Det drives heller ikke garnfiske av betyd-ning i nærområdet. Fiskeriaktiviteten i lokasjon0624 er sammenstilt i tabell 5.1.

Tabell 5. 1: Oversikt over fiskerier innenforfiskeristatistikklokasjon 0624

Lite viktig *)Trålfiske: sporadisk

Lite viktigGarnfiske: ikke registrert noe ifiskerikartleggingene

Meget viktig

Viktig

Linefiske i østre halvdel av lokasjonen:

Linefiske i nordvestre del av lokasjonen:

De mest fangstintensive periodene erfebruar – mars. Feltene benyttes også i 2.og 3. kvartal.

ViktighetFiskerier i Lokasjon 0624

* Vurderingen av viktighet for trålfiske er basert påFiskeridirektoratets fangststatistikk.

RKU beskriver registrerte gytefelt i Norskehavet.Utbyggingen av Svale-området vil ikke berøreviktige gytefelt. Det samme gjelder senereutbygging av feltene Lerke, Stær og Svale Nord.For en nærmere beskrivelse av fiskeressurser ogfiskeriaktivitet i området vises det til RKUNorskehavet, kapitlene 5.1.3, 5.1.4, 5.1.10 og 9.

5 .6 Kulturminner

Langs rørledningstraseene og på lokalitetene forplassering av bunnsrammer vil det kunneforekomme skipsvrak. Synlige vrak vil bli oppdagetved de planlagte traséndersøkelsene. Ved eventuellefunn vil det bli gitt informasjon til kulturminne-myndighetene, og det vil være en målsetting åunngå at planlagte inngrep kommer i konflikt medregistrerte funn.


20

Figur 5.7. Viktige fiskefelt i områdene rundt Norne


21

Utbygging av Svale, Stær, Lerke og Svale Nord vilføre til økte utslipp til luft som følge av:

Boring og brønnoperasjonerMarine operasjoner (legging av rør m.m.)Drift/prosesseringReinjeksjon av gassTransport av olje (lagring på Norne-skipet,lasting av skytteltankere, transport medskytteltankere)Økt transportaktivitet (forsyningsbåter)

Til boring og komplettering vil det bli benyttet enhalvt nedsenkbar borerigg, og utslipp til luft vil skjefra denne. I driftsfasen vil det kunne være aktuelt åbenytte borerigg eller boreskip forbrønnintervensjoner eller brønnvedlikehold, og detvil fra disse bli utslipp til luft. For øvrig vil alleutslipp til luft i driftsfasen skje fra Norne-skipet, ogfra oppankrede tankskip under lasting av olje.Tiltak for å redusere skadelige utslipp til luft eromtalt i kapittel 6.7.

6 .1 Utslipp knyttet til boring

Boreriggen planlegges å være fullt utstyrt forboring, komplettering og brønntesting. Total tid forbore- og brønnoperasjoner (boring ogkomplettering) vil være omtrent som vist i tabell6.1.

Tabell 6.1. Estimert tid for boring og kompletteringav en brønn på Svale

512524

Totalt antalldager

Kompletteringantall dager

Boringantall dager

Borestart er tidligst 2. kvartal 2002 og i henhold tilforeløpig boreplan vil det pågå bore- ogkompletteringsarbeid i årene 2002 - 2005 som vist itabell 4.2.

Utslipp til luft i borefasen på Svale, Stær og Lerkevil i hovedsak bestå av:

Avgasser i forbindelse med kraftgenerering påboreriggenAvgasser ved brønnopprensking/brønntesting

6 .1 .1 Utslipp ved kraftgenerering

I borefasen vil dieselmotorer på boreriggen benyttestil kraftgenerering. Forventet dieselforbruk er ca. 15m3/døgn. Dette medfører et totalt forbruk av dieselpå 650 tonn ved boring og komplettering av enbrønn. Totale utslipp til luft for hele borefasen erangitt i tabell 6.2.

Tabell 6.2. Beregnet utslipp til luft i borefasen

5 10 135624022951532005 7 13 180 8320 30602042004 47 90 4160 15301022003 7 13 180 8320 30602042002

Tonn Tonn Tonn Tonn m3 SO2 VOC NOx CO2 Diesel Dager År

Utslippsfaktorer: CO2: 3,2 tonn/tonn, NOX : 70x10 -3

tonn/tonn, nmVOC: 5x10 -3 tonn/tonn, SO2: 2,8x10 -3

tonn/tonn. Egenvekt diesel : 0,85 tonn/m3

6 .1 .2 Utslipp ved brønnopprensking/brønntesting

Brønnene vil bli rensket opp, testet og klargjortmens boreriggen ligger på feltet. Tid tilbrønnopprenskingen og riggens utslipp forkraftgenerering er inkludert i estimatene gitt i tabell6.2.

Det planlegges ingen langvarig brønntest for åevaluere brønnens produksjonskapasitet. Noe gassog diesel vil imidlertid bli brent i opprensknings-fasen. På Norne ble tre brønner renset opp ved brukav brennerbommmen på Transocean Prospect i2000. Totalt ble det for disse 3 brønnene rapportertforbruk av 374 tonn diesel og 34 860 Sm3 gassi forbindelse med opprenskningsarbeidet. Beregnetutslippet til luft fra disse brønnene er vist i tabell6.3.

Tabell 6.3. Utslipp til luft ved brønnopprenskning

112 12793 stk i 2000 Tonn Tonn Tonn Tonn SO2 VOC NOx CO2 Brønn-

opprenskning Norne

I tillegg ble det rapportert utslipp på 8 mg PCB, 49mg PAH og 0,0004 mg Dioksin fra de tre brønnenetotalt.

6 Planlagte utslipp til luft


22

Brønnene på Svale er ikke planlagt i detalj ennå,men de vil bli kortere enn Norne-brønnene som deter referert til her. Forbruket av gass og diesel ogdermed utslippene forventes derfor å bli mindre enntilsvarende operasjon på Norne-brønner.Brønnbanene for Lerke, Stær og Svale Nord er ikkebestemt ennå.

6 .2 Utslipp til luft knyttet til driftsfasen

Brønnstrømmen fra Svale, Stær, Lerke og SvaleNord vil gå til separatorene på Norne for utskillingav gass, olje og vann. Stabilisert olje vil bli overførttil lastetankene på Norneskipet og gassen fraseparatorene vil bli komprimert i flere trinn før denblir reinjisert i reservoaret eller går til salgsgass.Slik de foreløpige planene er, vil både Svale, Stær,Lerke og Svale Nord i perioder være avhengig avgassleveranser fra Norne.

Prosessering og lagring av gass og olje kreverenergi som igjen vil medføre utslipp til luft av CO2,NOx, CO, CH4, nmVOC og N2O. Av disse er detCO2 , NOx, nmVOC og CH4 som avmengdemessige årsaker har størst miljømessigbetydning. Utslippene av disse gassene kommer frafølgende kilder på Norne-skipet:

2 stk dual fuel gassturbiner for generering avkraft til prosessanlegg og skip2 stk gassturbiner for drift avgassinjeksjonskompressorer (lav-NOx)Dieselmotor (essential generator) forkraftproduksjonDieselmotor for drift av brannpumper ognødstrømsaggregatDiffuse utslipp fra prosessanleggetUtslipp fra lagring og lasting av oljeUtslipp knyttet til transport av olje medskytteltankere

Energibehovet og dermed utslippene er først ogfremst knyttet til komprimering og injeksjon avgass. På Norneskipet stod gassinjeksjon for 62 % avenergibruken i 2000 som vist i figur 6.1.

Energiforbruk i % på Norne

2 %

25 %

62 %

4 %7 %

Oljeprosess

Vanninjeksjon

Gassinjeksjon

Basisdrif t

Fakkel

Figur 6.1. Energiforbruk for Norne

Gass- og vanninjeksjon vil også for Svale, Stær,Lerke og Svale Nord utgjøre de største andelene avenergiforbruket. Men siden både prosesseringen ogkraftgenereringen er integrert med Norne, er ikkefordelingen mellom de ulike prosessene tallfestet påhver av prosjektene slik som den er vist ovenfor forNorne. Med dagens kapasitet for kraftgenerering påNorne er det mulig å fase inn de nye prosjekteneuten nye turbiner for kraftgenerering. Turbinene vilimidlertid få en større belastning når de nyeprosjektene fases inn.

Utslippslippsmessig er det klimagassen CO2 somdominerer. Fig 6.2 gir en oversikt over planlagteCO2-utslipp fram til 2020 for Norne, Svale, Stær,Lerke og Svale Nord.

NOx-utslippene på Norne var høyest i de førsteårene da man ikke hadde lav-NOx gass turbinersamtidig som boringen pågikk på den separateflyteriggen. Det er dieselforbruket på boreriggensom i årene 2002 til 2005 vil utgjøre det størstebidraget fra satelittfeltene til NOx-utslippene, sefigur 6.3

6 .3 Utslipp fra lagring og lasting av råolje

All olje som prosesseres på Norneskipet går tilskipets lagertanker før den lastes ombord i en avskytteltankerne. Dette medfører avdamping avlettflyktige hydrokarboner (VOC) til luft.


23

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

0

100

200

300

400

SLSNSvaleNorne

Utslipp av CO2 i 1000 tonn

Figur 6.2. Beregnet utslipp av CO2 fra h.h.v. Norne,Svale og Stær/Lerke/Svale Nord (SLSN)

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

0

0,5

1

1,5

2

SLSNSvaleNorne

Utslipp av NOx i 1000 tonn

Figur 6.3. Beregnet utslipp av NOx fra h.h.v. Norne,Svale og Stær/Lerke/Svale Nord (SLSN)

Mengdemessig er utslippene omtrent det samme fradisse to kildene :

Fra lagring av olje (ca 0,13 % av lagret mengde)Fra lasting av olje på skytteltankere (ca 0,11 %av lastet mengde)

De oppgitte vektprosentene for avdampet VOC erde samme for Svale, Lerke, Stær og Svale Nordsom for Norne siden oljene vil bli blandet sammenunder prosesseringen og Norneoljen vil domineremengdemessig.

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

0

5

10

15

20

25

SLSNSvaleNorne

Utslipp av nmVOC i 1000 tonn

Figur 6.4 Beregnet utslipp av nmVOC fra h.h.v.Norne, Svale og Stær/Lerke/Svale Nord (SLSN)

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1,4

SLSNSvaleNorne

Utslipp av metan i 1000 tonn

Figur 6.5. Beregnet utslipp av metan fra h.h.v. Norne,Svale og Stær/Lerke/Svale Nord (SLSN)

De lette hydrokarbonene reagerer noe forskjellig iatmosfæren. I internasjonale avtaler ombegrensning av VOC, er det først og fremst deflyktige hydrokarbonene med unntak av metan(nmVOC) som det er fokus på. I figur 6.4. erutslippene fra Svale, Stær, Lerke og Svale Nord vistog sammenholdt med de planlagte utslippene fraNorne.

Utslipp av metan ved lagring og lasting på Norneutgjør omlag 6 % av den totale mengden flyktigehydrokarboner. Figur 6.5 viser metanutslippene fraSvale, Stær, Lerke og Svale Nord sammen med deplanlagte utslippene fra Norne.


24

6 .4 Utslipp fra transportaktivitet

Oljeproduksjonen fra Svale, Stær, Lerke og SvaleNord vil i en kort periode (2006/2007) utgjøreomlag 20 laster med skytteltankere pr. år.Produksjonen avtar imidlertid raskt slik atoljeproduksjonen fra 2011 og utover vil væremindre enn 5 laster pr. år. Utslippene knyttet tildenne transporten er beregnet til i størrelsesorden12000 tonn CO2, 300 tonn NOX og 20 tonn nmVOCpr. år (gjelder utslipp i Haltenbanken-området). Itillegg vil det bli en marginal økning av utslippknyttet til økt trafikk av forsyningsfartøyer,midlertidige mobile borerigger og helikoptertrafikk.

6 .5 Sammenligning med utslippsprognoserog utslippsmålsettinger

Den regionale konsekvensutredningen forNorskehavet omfattet området fra 63 °N til 68 °Nog inkluderte følgende aktiviteter :

Utbygde og planlagte felt: Heidrun, Draugen,Norne, Njord, Åsgard, Tyrihans, Kristin,Lavrans og Trestakk. All transportaktivitet med skip og helikopterRørledninger på og mellom feltene samtHaltenpipe, Åsgard Transport og gasseksport fraNorne, Heidrun, Tyrihans og Kristin medtilhørende effekter for landanlegg (Kårstø). Selskapenes planlagte leteboringer på aktuelleletelisenser nord for 63 °N. Fra år 2000 er detantatt samlet 10 letebrønner pr. år. Fiktive felt (FF) med utbyggingsløsninger somNorne for å belyse tilleggseffektene av en muligøkt aktivitet i fremtiden. Felt FF1 ligger påVøring, FF2 på Nordland øst og FF3 på Møre.FF1 og FF3 er gitt en produksjon 2 x Norne,mens FF2 er gitt er produksjon på 1 x Norne.

RKU Norskehavet la til grunn utslippsprognoserinnrapportert til OD/OED i forbindelse med revidertnasjonalbudsjett for 1998. OD´s prognoser for alleutslipp som på det tidspunktet kunne relateres tilfelt er inkludert, dvs. ressursklasse 1- 4 . Svale, Stærog Lerke var på det tidspunktet ikke inkludert idisse ressursklassene.

Produksjonen fra Svale og de andre satellittene vilbli faset inn etterhvert som platåproduksjonen påNorne avtar. Dette medfører at

maksimalproduksjonen på Norne-skipet ikke vil økevesentlig, men at produksjonsperioden forlenges.Utslippene fra den planlagte utbyggingen iSvaleområdet vil derfor ligge innenfor demaksimalverdiene som er benyttet for Norne iforbindelse med konsekvensvurderingene i RKU,når det gjelder CO2 og NOX.

Det samlede utslippet av NOX fra Norne, inkl.utslippene fra Svale, Stær, Lerke og Svale Nord, vilutgjøre i underkant av 1000 tonn/år, mens det iRKU var lagt til grunn et maksimalt utslipp fraNorne på i overkant av 3000 tonn/år (se figur 6.6).Grunnen til dette avviket er i første rekke at en i deførste prognosene (RKU) ikke har tatt hensyn tilinnfasingen av lav-NOX-teknologi.

2 00

0

2 00

2

2 00

4

2 00

6

2 00

8

2 01

0

2 01

2

2 01

4

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

Norne RKU

Norne + SSLSN

NOx-utslipp i 1000 tonn

Figur 6.6. Estimerte utslipp av NOx for Norne medog uten tillegget av satelittene (SSLSN).

Samlede utslipp av CO2 fra Norne, inkl. utslippenefra Svale, Stær, Lerke og Svale Nord, er beregnet tilå ligge i størrelsesorden 300.000 tonn pr. år somvist i figur 6.7. Dette er noe i underkant av det somble lagt til grunn for Norne i RKU.


25

2 00

0

2 00

2

2 00

4

2 00

6

2 00

8

2 01

0

2 01

2

2 01

40

100

200

300

400

500

Norne RKU

Norne + SSLSN

CO2-utslipp i millioner tonn

Figur 6.7. Estimerte utslipp av CO2 for Norne medtillegg av satelittene (SSLSN).

I henhold til foreløpige estimater vil de maksimaleutslippene av nmVOC fra Norne utgjøre ca 20.000tonn/år. Dette er omlag det dobbelte av det som varlagt til grunn for Norne i RKU. Avviket skyldessannsynligvis at det ikke var tatt tilstrekkelig høydefor utslippene fra lagringen på Norneskipet

Når gjenvinningsanlegget for VOC på lagertankenestår ferdig i løpet av 2002, vil nmVOC-utslippenehalveres. Maksimalutslippene fra Svale, Stær, Lerkeog Svale Nord er for perioden 2004- 2005 beregnetå kunne bli 3400 tonn nmVOC for så å synke tilunder 800 tonn i 2010 (se figur 6.8).

2 00

0

2 00

2

2 00

4

2 00

6

2 00

8

2 01

0

2 01

2

2 01

4

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

Norne RKU

Norne + SSLSN

nmVOC-utslipp i 1000 tonn

Figur 6.8. Estimerte utslipp av nmVOC fra Nornemed tillegg av satelittene (SSLSN).

I figur 6.6 - 6.8 er vist foreløpige prognoser forutslipp av hhv. CO2, nmVOC og NOX fra Norneetter tilknytning av Svale, Stær, Lerke og SvaleNord. Utslippene er sammenlignet med

prognosene som er lagt til grunn i h.h.v. RKUNorskehavet. Konsekvensanalyser for de enkeltekonsekvenstemaene i RKU er gjort for basisåret2000. For å teste hvordan en videre utbygging avregionen vil påvirke konklusjonene basert påbasisåret, er det i RKU utført analyser for år 2006som også inkluderer tre fiktive felt.

Det understrekes at de utslippsstørrelser som er lagttil grunn for konsekvensvurderingene i RKU ikkeoppfattes som noe "godkjent" øvre utslippsnivå.Det vil alltid være et mål å redusere utslippene. Sålenge de totale utslippene ligger innenfor deverdiene som er benyttet i RKU, vil imidlertid ikkeen ny utbygging i seg selv gjøre det nødvendig mednye konsekvensvurderinger av utslipp til luft.

Tabell 6.4 Prognoser for utslipp til luft frapetroleumsvirksomheten i Norskehavet år 2006.

9024 100NOx, tonn96 000 4 710 000CO2, tonn

Svale, Stær, Lerke ogSvale Nord (2006)

år 2006 (totalt)Utslipps-komponent

De samlede norske utslippene av de sammeutslippskomponentene, samt utslippene fra olje- oggassvirksomheten, var i 1998 slik som vist i tabell6.5.

Tabell 6.5 Samlede utslipp til luft år 1998.

41 500230 000NOx, tonn9 600 00042 000 000CO2, tonn

Norsk sokkel, 1998Totale norskeutslipp, 1998

Utslippskomponent

Den absolutt dominerende kilden til CO2-utslipp erturbiner som benyttes for kraftproduksjon. Dette vilogså være tilfelle ved produksjon fra Svale-feltet ogandre satellitter til Norne. Andre kilder avbetydning er fakling, dieselmotorer, skytteltankereog forsyningsfartøy.

Turbiner og fakling bidrar også i stor grad til utslippav NOx, samtidig som skytteltankere,forsyningsfartøy og dieselmotorer bidrar med envesentlig større andel enn hva som er tilfelle forCO2. For VOC kommer hovedtyngden av utslippenefra bøyelasting av olje (nær 90 %).


26

6 .5 .1 Forholdet til den regionalekonsekvensutredningen

De totale utslippene til luft fra områdetHaltenbanken/Norskehavet, inkludert felter som ertil behandling, ligger fortsatt godt innenfor derammene som lå til grunn for den regionalekonsekvensutredningen. Konsekvensene for klima,forsuring, overgjødsling og luftkvalitet anseesderfor som utredet og det vil ikke bli gjennomførtseparate utredninger av disse temaene i denfeltspesifikke konsekvensutredningen.

6 .6 Utslipp pr oljeekvivalent

I sitt avslutningsarbeid utarbeidet Miljøsokkonkrete utslippsmålsetninger for felt på norsksokkel. Utslippsmålsetningene er gitt som utslipppr. oljeekvivalent og er ment å være etambisjonsnivå som feltene kan måles opp mot. Itabellen nedenfor er utslipp pr. oljeekvivalentsammenlignet med gjeldende Miljøsokambisjonsnivå.

Tabell 6.6 Utslipp pr. oljeekvivalent

1,40,80,8VOC ( kg NMVOC/Sm3 olje lastet)

0,120,040,05NOX ( kg NOx/Sm3

o.e. produsert)

5234,542,7CO2 *( kg CO2/Sm3

o.e. produsert)

MiljøsokStær, Lerke,Svale Nord

Svale

* Med CO2 menes CO2-ekvivalenter

Som det framgår av tabellen, vil utslippene pr.oljeekvivalent holde seg innenfor Miljøsoksambisjonsnivå. Dette er også forventet sidenmesteparten av den generelle basisdriften avNorneskipet er knyttet til Norneutslippene og ikkefordelt på de ulike satellittfelt.

6 .7 Konsekvenser av utslipp til luft

Utslipp av NOx og VOC vil kunne ha regionalemiljømessige konsekvenser i form av:

Forsuring av jordsmonn og ferskvannGjødslingseffekt på vegetasjon Endret luftkvalitet gjennom dannelse avbakkenært ozon eller endringer ikonsentrasjonsnivået av N2O.

De analysene som ble foretatt i forbindelse medRKU Norskehavet konkluderte med følgende ang.regionale konsekvenser: "Vurderinger avutslippsprognosene viser at utslippene vil kunneføre til en svak økning av nitrogenavsetningen iområdet, samt utgjøre et bidrag til episoder medhøye korttidskonsentrasjoner av ozon. Det erimidlertid lite sannsynlig at nitrogenavsetningen vilha målbar innvirkning på forsuringstilstanden ioverflatevann i det berørte området. Påvirkningenpå vegetasjon vil være liten, og vil ikke væremerkbar på fauna."

"Bidrag til økt dannelse av ozon vil, i prognosenefor år 2000, kunne forårsake en merbelastning iforhold til tålegrenser og føre til et økt potensialefor negativ påvirkning på planter og dyr. Detsamme gjelder for prognosen for år 2006.Skytteltrafikken til og fra de nye, fiktive felteneutgjør den viktigste utslippskilden. Dersom enbetrakter skytteltankerutslippene som en linjekilde(og ikke som et punktutslipp), slik som det er gjort ide tidligere modelleringene, vil utslippene fordeleslangs norskekysten og videre til Shetland. Dennespredningen av utslippene vil føre til redusert farefor høye ozonepisoder."

Dannelse av bakkenært ozon skjer i troposfæren vedreaksjoner mellom nitrogenoksider,karbonforbindelser (CH4, CO, VOC) og luftensoksygen under påvirkning av sollys. Haltenbankenbefinner seg langt fra de store europeiskeutslippene, i et område der konsentrasjonene avluftforurensinger er lave. For slike områder er detvanlig å anta at nitrogenoksidutslippene er denbegrensende faktoren for ozondannelse (RKUNorskehavet). Selv om nyere prognoser viser noehøyere verdier for utslipp av nmVOC for Norne enndet som var lagt til grunn i RKU, er det derfor ikkegrunn til å forvente økte problemer knyttet tilbakkenært ozon.

Effektene av CO2-utslippene er av global karakter iform av klimapåvirkning (drivhuseffekt). Utslipp avCO, CH4, N2O og SO2 vil bidra til de sammemiljøeffekter som nevnt ovenfor, men spillermengdemessig en mindre rolle.


27

Tabell 6.7 viser en oversikt over noen avklimagassenes globale oppvarmingspotensiale,sammenlignet med CO2. (GWP = Global WarmingPotential).

Tabell 6.7. Klimagassenes GWP-verdi

310Lystgass (N2O)21Metan (CH4)1Karbondioksid (CO2)

GWP-verdiGass

6 .8 Tiltak for å redusere utslipp til luft

Alle utslipp til luft i driftsfasen vil skje fraNorneskipet der det arbeides systematisk for åredusere energiforbruk og utslipp til luft.

På Norne er de to turbinene for gassinjeksjons-kompressorene utstyrt med lav-NOX brenner mensde to turbinene for kraftgenerering harvarmegjenvinningsenhet.

Bortsett fra i oppstart- og nedkjøringsfasen av denye satellittene er det ikke forventet at faklingen påNorneskipet vil øke. Det pågår et prosjekt for åslukke fakkelen.

6 .8 .1 Tiltak for å redusere VOC-utslipp

I løpet av 2002 er det planlagt å installere etgjenvinningsanlegg for avdamping av VOCtilknyttet lagringen på Norneskipet. I praksis vil detbety at VOC-utslippene fra avdampingen underlagring blir redusert til null. Effekten av dettegjenvinningsanlegget er tatt med i utslipps-prognosen (figur 6.4).

SFT gav Statoil høsten 2000 tillatelse til utslipp avnmVOC i forbindelse med lagring og lasting avråolje på Norne. Tillatelsen ble gitt med vilkår om åredusere utslippene ved å installeregjenvinningsteknologi for avdampet nmVOC.Kravet var at det skal benyttes best tilgjengeligteknologi og at valgt løsning skal ha en designfaktor for reduksjon av nmVOC på minimum 78%som gjennomsnitt ved både lagring og lasting.Regulariteten skal være minimum 95%. Det bleogså stilt krav til andel av olje som lagres og lastesmed nmVOC- reduserende teknologi for årene2001-2005.

Det opprinnelige kravet til gjenvinning av avdampetnmVOC er at gjenvinningsteknologi skal benyttesfor følgende andeler av lagret og lastet olje:

30 % ved utgangen av 200170 % ved utgangen av 200395 % ved utgangen av 2005

Tilsvarende reduksjonskrav er gitt til alle operatørermed bøyelastepunkter og alle har klaget både påinnfasingstakt og begrensning i teknologivalg. Pr.dags dato er klagene til behandling iMiljøverndepartementet.

Kravet til innfasing for Norne kan også oppfyllesgjennom samarbeid med andre om raskere innfasingav teknologi ved andre produksjon-og/ellerlagerskip eller andre lastepunkter offshore, dersomdet kan dokumenteres at dette vil gi tilsvarende ellerytterligere reduksjoner av nmVOC-utslipp på norsksokkel. Statoil ønsker først og fremst å igangsettetiltak der reduksjonen pr investert krone gir størstgevinst. Eksempelvis vil installasjon av etgjenvinningsanlegg på en skytteltanker som går iTampenområdet, gi vesentlig større reduksjoner inmVOC-utslipp enn tilsvarende anlegg på enskytteltanker til Norne. Prognosene for utslipp avnmVOC ved lasting fra Norneskipet inkludererikke framtidige tiltak da disse utslippene vil bli setti sammenheng med tilsvarende utslipp fraStatoilopererte felt på norsk sokkel.

.


28

I boreperioden vil det bli benyttet en halvtnedsenkbar borerigg, og utslipp til sjø vil skje fradenne. I driftsfasen vil alle prosessutslipp til sjøskje fra Norneskipet og bare hydraulikkvæske iforbindelse med drift av brønnhodeventiler erplanlagt sluppet ut ved bunnrammene. De regulæreutslippene til sjø vil normalt bestå av :

Avfall fra boring (borekaks og vannbasertborevæske)Kjemikalier knyttet til klargjøring avrørledninger Produsert vann med rester avproduksjonskjemikalierKjølevannDrenasjevannSanitæravløpsvann

Utbyggingen av Svale, Stær, Lerke og Svale Nordvil ikke føre til noen vesentlig økning i utslippeneav drenasjevann, sanitæravløpsvann eller kjølevannfra Norneskipet. Denne type utslipp omtales derforikke nærmere.

7 .1 Utslipp til sjø fra boring og komplettering av brønner

I boreperioden fra 2002 til 2005 når riggen er aktivpå Svale, Stær og Lerke vil det bli utslipp avvannbasert borekaks (utboret bergmasse),vannbasert borevæske og vannbasertkompletteringsvæske. I tillegg kommer forurensetdrenasjevann og sanitæravløpsvann.

7 .1 .1 Utslipp fra boreoperasjonene

Alle brønner planlegges boret med vannbaserteborevæsker. Dette gjelder alle brønnseksjonerinklusiv boring i reservoaret. En gjenbruksordningfor borevæske vil minimalisere forbruk og utslipp.Dersom operasjonelle forhold krever at de nedersteseksjoner blir boret med oljebasert borevæske, vilbrukt borevæske og kaks bli ilandført forbehandling. Ved bruk av vannbasert borevæskeplanlegges all borekaks sluppet ut i sjøen. Vedboring av 36'' og 26'' seksjonene av brønnene vilkaks bli sluppet ut ved sjøbunnen og avleire seg inærområdet til brønnen. Ved boring av de andre

seksjonene vil kaks bli sluppet ut ved havoverflaten.

Det er i forbindelse med utarbeidelsen av RKUNorskehavet gjort beregninger av spredning ogavsetning av boreslam og borekaks (Johnsen ogFrost, 1997). Ved utslipp til sjø fra borerigg vil detmeste av borekakset synke og avsettes på bunnen inærheten av utslippskilden, mens mindre partikler(kaks, barytt, bentonitt) vil spres i vannmassene ogavsettes på bunnen i større avstander frautslippspunktet. Spredningsavstandene avhenger avbl.a havdyp og strømforhold. Under selveboreprosessen vil en stor del av partiklene foreliggei selve vannsøylen. Anslag over synkehastigheterviser at ca. 50 vektprosent av partiklene iboreslammet har en synkehastighet på under 2m/dag; 50 vektprosent av partiklene i borekaksenhar en synkehastighet på over 100 m pr. dag (OLF,1996).

Erfaringene fra miljøundersøkelser rundtbunnrammene på Norne og de andre feltene påHaltenbanken viser at kaksmengdene fra 1-4brønner knapt er synlige på bunnprøver som er tatt500m fra utslippskilden. Innenfor 500m -sonen kandet oppstå mindre kaksansamlinger avhengig avbrukt slamtype og lokale strømforhold. Utslipp avkaks ved bruk av vannbasert boreslam gir minstsammenklogging og best spredning avkakspartiklene.

I tabell 7.1. er det gitt en oversikt over viktigekomponenter som inngår i en typisk vannbasertborevæske for de nederste brønnseksjonene. Utslippav borekaks er beregnet for en typiskSvaleprodusent og Svaleinjektor og vist i tabell 7.2.Totalt er det 9 produsenter og 5 injektorer somplanlegges på Svale, Stær, Lerke og Svale Nord.Tabell 7.2 kan derfor benyttes til å gi et grovtestimat over totalt kaksvolum som vil bli generert.Men usikkerheten i et slikt estimat er svært stortsiden brønnbanene ikke er planlagt på de nåværendetidspunkt.

7 Planlagte utslipp til sjø


29

Drenasjevann fra bore- og prosessområder kan væreforurenset med olje. Fra boreområdene kandrenasjevannet dessuten inneholde boreslam, noesom gjør at vannet blir vanskelig å rense. Dersomdrenasjevann fra riggen ikke tilfredsstiller gjeldendekrav til rensing (maks oljeinnhold 40 mg/l), kandette samles opp og behandles på land.

7 .1 .2 Utslipp til sjø knyttet til sementering,komplettering og gruspakking

I forbindelse med sementering forventes mindreutslipp til sjø av sement og tilsetningsstoffer. Dissestoffene er:

Stoffer som påskynder eller forsinker størkningStoffer som forhindrer væsketapDispergeringsmidlerSkillevæsker

I forbindelse med komplettering og gruspakkingbrukes en rekke kjemikalier. Hovedkomponentene ikompletteringsvæske som slippes ut er NaCl ogKCl.

7 .1 .3 Konsekvenser av utslipp fra boring

Vannbasert borevæske, vil i stor grad bli gjenbrukt.Utslippene blir på den måten minimalisert.Hovedingrediensene i vannbasert borevæske,bentonittleire og barytt, regnes ikke som giftige,men kan ha negativ innvirkning påbunndyrsamfunnene ved at de begraver fastsittende organismer og gjør bunnsubstratet uegnet for flerearter. Denne effekten vil være avhengig avtykkelsen på det sedimenterte laget.

Som det framgår ovenfor kan det ikke forventesnoen omfattende avsetninger avborekaks/borevæske ved boring av brønnene påSvale, Stær og Lerke. Det vises til RKUNorskehavet, kapittel 7, for en nærmere beskrivelseav konsekvenser av utslipp knyttet til boring.

En usikkerhet knytter seg til utslipp avborekaks/boreslam og virkning på eventuell koraller som måtte befinne seg innenforsedimentasjonsområdet. Til nå er det imidlertid ikke observert koraller i Norneområdet og dersomdet oppdages koraller vil avbøtende tiltakigangsettes.

Tabell 7.1. Oversikt over de viktigste komponentene i vannbasert borevæske (KCL / Polymer / Glycol)

PlonorFiltertap / viskositetCarboxymethyl celluloseAquapac

PlonorVektstoffer og uorganiskekjemikalier

LeireBentonittPlonorpH kontrollNatriumkarbonatNatriumbikarbonatPlonorpH-reguleringCa(OH)2LimePlonorFiltertap/ViskositetPolyanisk celluloseAntisol FL 10PlonorViskositetXanthan GumXC polymerPlonorLeireinhibitorKaliumkloridKCLPlonorVektmaterialeIlmenittIllmenittPlonorVektmaterialeBariumsulfatBarytt

MiljøvurderingFunksjonHovedkomponentHandelsnavn

Tabell 7.2 Estimerte volum på borekaks fra en typisk Svaleprodusent og Svaleinjektor

605299Kaksvolum pr brønn11300133508,5"27350106140012,25"

2641700****17,5"26076013740026" *4365436536" *

Kaksvolum (m3)Lengde (m)Kaksvolum (m3)Lengde (m)SvaleinjektorSvaleprodusentSeksjon

* De 2 øverste seksjonene bores uten stigerør med utslipp ved havbunnen.** Denne seksjonen benyttes ikke slik boreplanen er nå.


30

Ved eventuell bruk av oljebasert borevæske vilbrukt borevæske og oljeforurenset borekaks blitransportert til land for behandling.

7 .2 Utslipp fra klargjøring av rørledninger

I forbindelse med trykktesting og driftsklargjøringav brønnstrøms-rørledningene vil disse bli fylt medrent sjøvann. Det vurderes som sannsynlig atledningene vil bli liggende med sjøvann i mer enn60 dager, og det vil derfor bli nødvendig å tilsettekjemikalier for å unngå begroing og korrosjon(biosid og/eller oksygenfjerner). Mengden avkjemikalier vil avhenge av rørledningsvolumet.

I forbindelse med tømming av rørledningene føroppstart vil det bli tilsatt glykol (MEG) gjennomglykolinjeksjonsledningen. Blandingen av sjøvannog glykol vil bli sluppet ut til sjø, eller ledet tilbaketil mottaksplattformen for regenerering av glykol.

Kjemikaliet som benyttes til biosid i forbindelsemed klargjøring er karakterisert ved relativt høygiftighet, men det har også høy biodegraderbarhetog lavt potensiale for bioakkumulering. Mengdenesom slippes ut i forbindelse med klargjøring avrøret er relativt små, og fortynningen vil medføre atgiftvirkningen avtar raskt.

7 .3 Produsert vann

7 .3 .1 Sammensetning av produsert vann

Det produserte vannet fra Svale, Stær, Lerke ogSvale Nord vil sammen med resten avbrønnstrømmen gå til produksjonsskipet for viderebehandling i det samme prosesstoget som behandlerbrønnstrømmen fra Norne. Det betyr atsammensetningen av det produserte vannet fraNorne vil variere i takt med vannproduksjonen frasatelittfeltene.

Siden Svale, Stær, Lerke og Svale Nord er oljefeltvil det produserte vannet i første fase bestå avformasjonsvann. Formasjonsvannet er fritt vann frareservoaret som er i likevekt med oljefasen ved detrykk- og temperaturbetingelser som er ireservoaret. For Svale er det gjort analyser avformasjonsvannet, som vist i tabell 7.5. For de

andre prospektene er det antatt at formasjonsvannetfor Svale nord og Lerke har den sammesammensetning som Svale, og at Stær har densamme sammensetning som for Norne.

Det er forventet at sjøvannsgjennombrudd vil skjetidlig i feltenes levetid og at dette vannet etterhvertvil utgjøre omtrent 80% av mengden av detproduserte vannet. Det er ikke forventet atsammensetningen av hydrokarboner i den totalestrømmen av det produserte vannet vil endre segetter at man får sjøvannsgjennombrudd ireservoaret. Det er imidlertid forventet atkonsentrasjonen av metaller i det produserte vannetvil gå ned.

Estimerte mengder av produsert vann for Svale,Stær, Lerke og Svale Nord er gitt i tabell 7.3.

Tabell 7.3. Oversikt over prognoser for utslipp avprodusert vann fra Norne, Svale, Stær, Lerke ogSvale Nord

4 20010 00025 50720165 8009 95027 67120157 8009 55027 94520149 2009 65029 04120138 2509 10029 31520127 2009 10029 86320115 5508 45028 21920104 0008 15027 94520091 9007 15027 3702008

106 15024 5212007-4 20025 0412006-1 50019 2332005-5012 2742004

Stær, Lerke ogSvale Nord

(tonn/d)

Svale(tonn/d)

Norne(tonn/d)

ÅrstallMengder av produsert vann

Tabell 7.4 viser en oversikt over totalt utslipp avprodusert vann fra alle felt samlet på Haltenbankensammenlignet med forventet bidrag fra Svale, Stær,Lerke og Svale Nord.


31

Antatt som Norne0,020,02Emulsjonsbryter30Flokkulant

Oppgitt fra prosjekt6010,07Avleiringshemmer31,31TEG

Beregnet fra tank kapasitet36509Metanol1

0,1630,160,163Bly2,670,082,67Zink

0,000160,0020,00016C7+ Fenoler0,0230,5560,023C4-C6 Fenoler0,16118,60,161C0-C3 Fenoler

0,00030,0030,00034+ ring PAH0,0120,230,0122-3 ring PAH

Fra analysene avformasjonsvann fra Svale

0,04952,70,0495Naftalener23,6323,63BTEX

Antatt som Norne39,7639,76Dispergert olje

KommentarAntatt konsentrasjoni utslippsvann fraSvale (mg/l)

Produsert vannNorne (mg/l)1

(2000)

FormasjonsvannSvale (mg/l)

Komponenter

1Metanol innholdet i Norne produsert vann varierer fra år til år

Tabell 7.5. Oversikt over konsentrasjon målt i formasjonsvann fra Svale og Norne, samt antatt konsentrasjoni utslippsvann fra Svale. Den antatte konsentrasjonen er brukt i beregningene.

Tabell 7.4. Forventet utslipp av produsert vannkomponenter (år 2005)

17040Bly22 750650Sink2

1350C7+ Fenoler15013 200C4-C6 Fenoler

4 240169 000C0-C3 Fenoler51304+ ring PAH

605 9002-3 ring PAH64039 900Naftalener

29 300238 450BTEX49 400652 750Dispergert olje

Svale, Stær,Lerke, Svale N

kg/år

Statoil opererte feltpå Haltenbanken1

kg/år

Komponentgruppe

1 Inkluderer utslipp fra Norne, Heidrun, Åsgard A og B2 Mengden av metaller fra Svale, Stær, Lerke og Svale Norder sannsynligvis overpredikert, da konsentrasjonen i detproduserte vannet vil reduseres ved sjøvannsgjennombrudd

7 .3 .2 Metode for vurdering av miljørisiko

Environmental Impact Factor (EIF) er enmiljøindeks som kvantifiserer risikoen formiljøskade ved utslipp av produsert vann offshore.

EIF kan benyttes som et hjelpemiddel for åbestemme miljøgevinsten fra ett eller flereprosesstiltak for et spesifikt utslipp.

Ved å bestemme EIF akkumulert over hele feltetslevetid kan operatøren rangere ulike utslipps-reduserende tiltak ut fra en kostnytte betraktning.Det er også mulig å sammenligne utslipp fraforskjellige felt dersom samme metode forberegning av EIF blir benyttet. En nærmerebeskrivelse av EIF og detaljene i metodikken forberegning av EIF er beskrevet i Johnsen et al(2000).

Miljørisiko uttrykt ved EIF er basert på ensammenlikning mellom forventet virkeligkonsentrasjon i et aktuelt utlippsområde (PEC = Predicted Environmental Concentration) og denteoretisk bestemte konsentrasjonen somrepresenterer nedre effektgrense (PNEC = PredictedNo Effect Concentration) for et representativtutvalg av komponenter i produsertvannet, et såkalt PEC/PNEC forhold. Når konsentrasjonen i detaktuelle utslippsområdet (PEC) overskrider dennedre effektgrensen (PNEC) for en enkeltkomponent eller summen av komponentene somrepresenterer utslippet, dvs. PEC/PNEC > 1, overskrides den akseptable grensen for miljørisiko.Dette er i henhold til EUs retningslinjer beskrevet iTechnical Guidance Document (TGD). EIFbeskriver det vannvolum som overskriderPEC/PNEC = 1, det vil si det vannvolum med enmiljørisiko utover den akseptable grensen.


32

Environmental Impact Factor (EIF) for Norne

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015

Produksjonsår

EIF

Norne

Norne inkl Svale, Stær ogLerke80% reinjeksjon

Rensing til 30 ppm olje ivann

Figur 7.1 EIF for Norne, Svale (inkl. Svale Nord), Stær og Lerke for fire ulike scenarier

Det er her valgt å vise miljørisikovurderinger(EIF-beregninger) for tre ulike scenarier :

Utslipp av produsert vann til sjø fra Norne, Svale (inkl. Svale Nord), Stær og LerkeReinjeksjon av produsert vann fra Norne, Svale(inkl. Svale Nord), Stær og Lerke Det er antatten kapasitet på 80 % og en regularitet på 90%) Utslipp av produsert vann fra Norne, Svale(inkl. Svale Nord), Stær og Lerke som er rensettil 30 mg/l olje i vann (alifater).

7 .3 .3 Resultater av miljørisikoberegningen

EIF beregnet over feltets levetid er basert på denantatte kjemiske sammensetning av naturligekomponenter og tilsatte kjemikalier gitt i tabell 7.5,samt summen av mengdene produsert vann.Oppløsningen til simuleringsmodellen er på 0,0001km3, dvs et rutenett på omtrent 100m x 100m x10m. Svale har en antatt levetid fra 2004 til 2017,mens Norne som er i drift i dag har en forventetlevetid frem til 2016.

Figur 7.1 viser hvordan EIF for Norne med bidragav utslippsvann fra Svale, Svale Nord, Stær ogLerke vil kunne variere over feltets levetid. Denrøde kurven viser EIF for utslipp fra Norne alene.

Beregningene av miljørisiko (PEC/PNEC) forNorne, Svale, Svale Nord, Stær og Lerke samlet i2008 viser at forventet konsentrasjon i vannmassene(PEC) overskrider nedre effektgrense (PNEC) i etområde begrenset til 10 km fra utslippspunktet ogved en dybde på mellom 10 til 20 meter. Det betyrat det er knyttet en risiko for miljøeffekter til detteområdet.

Beregningene viser at EIF for Norneproduksjonsskip vil kunne øke med omlag 14 % vedinnfasing av satelittene uten tiltak utover denplanlagte rensingen av olje i vann. Ved forbedretrensing av olje i vann til 30 mg/l alifater reduseresEIF over feltenes levetid til omlag 6 %. Med 80 %reinjeksjon av produsert vann vil risikoen formiljøeffekter reduseres tilsvarende.


33

Gjennom simuleringer med miljørisikomodellenDREAM 1.7 er bidraget til den totale miljørisikoenfra hver enkelt komponentgruppe i det produsertevannet beregnet. Dette er illustrert i figur 7.2 forNorne, Svale, Svale Nord, Stær og Lerke samlet i år2008. For dette tilfellet er det de letteste fenolene(C0-C3 fenoler) som bidrar mest til miljørisiko medomlag 40 %. Deretter følger alifatene med omlag 30%, og 2-3 ringe PAH med 16 % av bidraget tilmiljørisikoen. De komponentgruppene som bidrarmed mindre enn 0,1% er ikke vist.

Norne med Svale, Svale nord, Stær og Lerke2008

2-3 ring PAH15,8 %

4-ring+ PAH0,9 %

Fenol C0-C339,9 %

Alifater27,7 %

Metaller II (Hg, Cd, Pb)

1,2 %

Naftalener5,4 %Metaller I (Zn, Ni, Cu)

2,8 %

Gasstørker1,0 %

Fenol C7+1,3 %

Fenol C4-C60,2 %

Metanol0,3 % BTEX

3,4 %

Figur 7.2. Bidrag til miljørisiko for enkeltekomponenter i produsert vann fra Norne, Svale,Svale Nord, Stær og Lerke samlet i 2008

Som vist i figur 7.2 utgjør lette fenoler omlag 40 %av miljørisikoen relatert til utslipp av produsertvann. Basert på formasjonsvannsprøver fra Svale vilkonsentrasjonen av de lette fenolene være betydeliglavere enn for Norne (se tabell 7.5), og vannet fraSvale, Lerke og Svale Nord vil dermed utgjøre enlavere miljørisiko enn vannet fra Norne og Stær.

For å illustrere milijørisikoen nærmere erEIF-verdien for Norne, Svale, Svale nord, Stær ogLerke samlet sammenlignet med EIF-verdierberegnet for øvrige Statoil opererte felt. Tabell 7.6.viser EIF slik de ble rapportert inn til SFT iforbindelse med nullutslippsrapporten 01.03.2000.

Feltene med høye EIF-verdier har også høyevannmengder. Ved undersøkelser av vannsøylenrundt disse plattformene er det funnet forhøyedeverdier av enkelte komponenter i produsert vannnoen hundre meter ut fra plattformene istrømretningen i forhold til bakgrunnsnivået langt

fra plattformene. I samme område er det også funnetforhøyet biologisk aktivitet, som skyldes atmikroorganismer bryter ned det organiskematerialet. Det har ikke vært mulig å påvisenegative effekter på f.eks fisk rundt installasjonene.

Tabell 7.6. EIF akkumulert over feltenes levetid1

0Troll A280Åsgard B366Åsgard A

1 310Gullfaks B2 820Sleipner A8 460Veslefrikk8 490Sleipner T

13 507Norne215 394Norne, Svale, Stær, Lerke2

16 700Statfjord B27 500Statfjord A39 250Heidrun60 950Statfjord C88 660Gullfaks A

162 730Gullfaks CEIFFelt

1. EIF for Statoil opererte felt, basert pånullutslippsrapporten og kjemisk sammensetning somrapportert i årsrapport fra19992. Tallene for Norne, Svale (inkl. Svale Nord), Stær og Lerkeer oppdaterte verdier beregnet i juni 2001.

Metoden for å kvantifisere miljørisiko ved hjelp avEIF er forholdsvis ny. Den ble tatt i bruk avoljeindustrien første gang ved innrapportering tilmyndighetene 01.03.2000. Metoden er godt egnettil å se på det relative bidraget fra et utslippsammenlignet med andre. Det er foreløpig ikke sattnoen nedre grense for hvilken EIF verdi somtilfredstiller målet om null skadelige utslipp,hverken på lokalt eller regionalt nivå. Enarbeidsgruppe i OLF vurderer i samarbeid med SFTvidere anvendelse av metoden.

7 .3 .4 Antakelser og usikkerheter

For å gjennomføre miljørisikovurderingene er detgjort en rekke antakelser. Nedenfor er noen av deviktigste usikkerhetene listet:

Mengde og sammensetning av produsert vannForbruk og utslipp av kjemikalierProduksjonsprofilene for produsert vann


34

Forlenget oppholdstid av komponenter fraprodusert vann i vannmassene som følge avvirveldannelse Giftighetsdata for C4-C6 fenoler

Det er antatt samme utslippskonsentrasjoner somfor Norne for emulsjonsbryter. Det planlegges brukav avleiringshemmer i noen høyere konsentrasjonerenn for Norne. I tillegg vil det doseres flokkulant,som ikke er i bruk på Norne i dag.

Det er antatt et kontinuerlig forbruk av metanol,som er satt til maksimal lagringskapasitet i nymetanoltank som vil installeres på Norneproduksjonsskip i forbindelse med innfasing avSvale. Dette er sannsynligvis konservativt da detkun er planlagt å benytte metanol i oppstart ognedstengingsperioder.

De strømningsdataene som er benyttet er ettodimensjonalt stasjonært strømfelt, med sammestrøm i alle dyp. Dette medfører at det ikke taeshensyn til forlenget oppholdstid på grunn avvirveldannelse. På bakgrunn av dette kan EIF værenoe underestimert da lengre oppholdstid vilmedføre lavere fortynning. Det pågår et prosjekt forå kartlegge mulighetene for å etablere et tredimensjonalt strømfelt for Haltenbanken somivaretar hensynet til virveldannelse.

7 .4 Utslipp av hydraulikkvæske

I driftsfasen vil det foruten ustlipp av produsertvannfra Norneskipet, bli mindre utslipp avhydraulikkvæske ved bunnrammene når ventiler påbrønnstrømmen skal opereres. Forventet utslipp tilsjø av hydraulikkvæske er 0,7 - 1 m3 / år pr. brønn.Hydraulikkvæsken som har vært benyttet på Nornetil nå er Oceanic HW 540. Denne blir nå erstattetmed Oceanic HW443 som inneholder mermiljøakseptable komponenter i tillegg tilhovedkomponentene vann og monoetylenglykol.

Når alle de planlagte brønnene er i drift, kanutslippene av hydraulikvæske fra operasjon av 14brønner bli 10 - 14 m3 pr. år fordelt på de 5bunnrammene som er planlagt installert på Svale,Stær, Lerke og Svale Nord.

7 .5 Tiltak for å redusere skadelige utslipp

Følgende tiltak er planlagt gjennomført iforbindelse med utbyggingen :

Ved boring vil det bli benyttet vannbasertborevæske i de øverste seksjonene, og gjenbrukvil bli benyttet for å redusere utslippsmengdene.Oljebasert borevæske vil bli benyttet i denederste seksjonene dersom dette viser segnødvendig av operasjonelle årsaker.Oljeforurenset kaks og slam vil bli fraktet tilland for videre behandling.Minst mulig bruk av kjemikalier som ikke stårpå PlonorlistenUtslipp av sementeringskjemikalier vil bliminimalisert ved hjelp av doseringsutstyr.Brønntesting vil bli gjort på en slik måte at detikke slippes ut uforbrente hydrokarboner til sjø.Nytt utstyr installeres for rensing til 30 mg/mlolje i vannFokus på gjenvinning av vannbasert borevæskefor å redusere kjemikalieforbruk og -utslippNorne har gjennomført forsøk med bruk avillmenitt istedenfor barytt somvektmateriale.Disse forsøkene vil bli videreførtved boring på Svale, Stær, Lerke og Svale Nord.

8 Avfallshåndtering

En innretningsspesifikk avfallsplan vil bli utarbeidetfor boreaktivitet. For øvrig vil eksisterende plan forNorne bli benyttet for avfallsbehandling idriftsfasen.

Bransjens (OLFs) veiledning for avfallsstyring vilbli benyttet i forbindelse med kontrakter forleveranser til Svale, Stær, Lerke og Svale Nord.Tiltak for å redusere avfallsmengder vil bliprioritert, i tillegg til tiltak som øker gjenbruk oggjenvinning av næringsavfall og spesialavfall fravirksomheten.


35

Svale, Stær, Lerke og Svale Nord vil bli faset innetterhvert som produksjonen fra Norne går av platåog de nye satellittene forventes i liten grad å påvirkerisikonivået knyttet til akutt forurensning somtidligere er beregnet for Norne. Akutte oljeutslippfra nye rørledninger og bore- og brønnaktiviteterhar blitt utredet og beskrives nærmere i dettekapittelet.

Miljørisikoanalysen for Norne vil bli oppdatert medrisikobidraget fra utbygging av satellittene førproduksjonen fra Svale starter opp.

9 .1 Sannsynlighet for oljeutslipp

Sannsynligheten for oljeutslipp (pr. år) har tidligereblitt beregnet for Norne i perioden 1998-2000 (inkl.boreaktiviteter) og 2001-2017 (kun drift). Nyeberegninger som inkluderer utbygging avsatellittene viser at sannsynligheten for enoljeutblåsning totalt sett vil være lavere enn detårlige frekvensnivået som tidligere er beregnet forh.h.v. borefasen og driftsfasen ved Norne.

Innfasing av Svale vil imidlertid doble den årligelekkasjefrekvensen for utslipp fra oljeførenderørledninger i driftsfasen. Årsaken til dette er atrørledningene fra Svale er betydelig lengre enn desom allerede er koblet opp mot Norne.

Årlige frekvenser for lekkasjer fra prosessanlegget,kollisjoner, andre hendelser og totalhavari forventeså forbli uendret i forhold til årlige frekvenserberegnet for Norne.

9 .2 Oljedriftsberegninger

Oljen og reservoarbetingelser for Stær regnes somsammenlignbare med Norne, og oljedrifts-beregninger utført for Norne regnes derfor somdekkende for Stær. Svale, Lerke og Svale Nord harandre reservoarbetingelser og det er derforgjennomført egne beregninger for spredning avakutt forurensning fra disse satellittene.

De statistiske oljedriftsberegninger er utført medoljedriftsmodellen OILTRAJ for én posisjon påSvalefeltet. Det er generert statistikk på bakgrunnav 300 simuleringer for en høst/vinter-sesong og envår/sommer-sesong basert på månedsviseklimatologiske strømfelt og historiske tidsserier forvind (1955-1994) hentet fra Det NorskeMeterologiske Institutt.

Utslippsscenariene har en varighet på fire døgn ogmed en rate på 1850 m3 olje per døgn. Det erbenyttet data for Svale-oljen, men på grunn avbegrenset tilgang på oljeprøver har det ikke værtmulig å fremskaffe forvitringsdata for denne oljen.For de forvitringsdata som modellen krever er detderfor valgt å vise til Balder-oljen som ersammenlignbar med oljen fra Svale, se tabell 9.1

Tabell 9.1. Sammenstilling av oljetyper

15-30< - 38Stivnepunkt (C)8,42,12,8Voks (wt %)

864916915Tetthet (kg/m3)NorneBalderSvale

OljetyperEgenskaper

En utblåsning fra Svale vil ha kortere varighet oglavere rate enn en utblåsning fra Norne. En skullederfor forvente et mindre influensområde for Svale.Oljedriftsberegninger viser imidlertid et størreinfluensområde for Svale som skyldes at oljen fraSvale tar opp mer vann og kan derfor gjenfinnes påoverflaten over lengre tid enn for Norneoljen somtar opp lite vann og som raskere vil blandes ned ivannmassene og forsvinne fra overflaten.Sannsynligheten for stranding er lav både for Norneog Svale. Spesielt gjelder dette undervannsutslippsom vil gi tynnere oljefilmer med raskerefordampning og nedblanding i vannmassene.

9 Akutte utslipp og beredskap


36

Figur 9.1. Treffsannsynlighet av olje fra enoverflateutblåsning fra Svale

Utslippspunktet vil variere avhengig av typeoperasjon som utføres. Under bore- ogoverhalingsoperasjoner kan en utblåsning kommeenten fra boredekket eller fra havbunnen. Underproduksjon vil en utblåsning derimot kun kommefra havbunnen, og under komplettering ogkabeloperasjoner vil en utblåsning kun komme frafra boredekket.

9 .2 .1 Overflateutblåsning

Sannsynligheten for stranding etter enoverflateutblåsning er størst i høst/vinter-sesongen,men ligger selv da godt under 20 %. Røst-områdetytterst i Lofoten har størst sannsynlighet forstranding. Ved å inkludere effekt avoljevernberedskap vil sannsynligheten bli betydeligredusert. Sannsynlighet for treff av olje er vist ifigur 9.1.

Figur 9.2. treffsannsynlighet av olje fra enundervannsutblåsning fra Svale

9 .2 .2 Undervannsutblåsning

Sannsynligheten for stranding fra en undervanns-utblåsning er lavere enn 5 % både for Svale ogNorne, se figur 9.2.

Spredning av olje fra en undervannsutblåsning bleberegnet for Norne i april 1999. Feltforsøk medkontrollerte utslipp fra 800 meters dyp utført i 2000,har fremskaffet ny kunnskap om spredningsforløpet,og det har derfor blitt utført nye beregninger forNorne. Et utslipp med rate på 9000 m3/døgn og engass/oljefordeling (GOR) på 111 var tidligere antattå føre til innlagring som følge av hydratdannelse ogpåfølgende redusert oppdrift. Nye beregninger medden oppgraderte DeepBlow- modellen viserimidlertid at denne type utslipp ikke vil giinnlagring av oljedråper, men at dråpene vil stige tiloverflaten iløpet av ca. 10 minutter.

Spredningsberegninger utført for Svale viser etannet spredningsforløp enn for Norne. I sesonger med homogene vannmasser (våren) er det beregneten sannsynlighet på 35 % for innlagring, menssannsynligheten om høsten med lagdelte


37

vannmasser er beregnet til 65 %. Resultatene forSvale er vist i tabell 9.2.

Tabell 9.2. Resultater fra DeepBlow-modellen.

- 70 - 250**- 640 +/- 104

- 70 - 250**- 196 +/-140

Filmtykkelse:- Innlagring- Oppstigning

70 +/- 18 m52 +/- 11 mRadius av innlagretoljeplume

27 ppm19 ppmOljekonsentrasjonved innlagring

3 timer4 timerStigetid124 +/- 26152 +/- 58 maInnlagringsdyp

Høst*Vår*Sesong

* Tall bak +/- angir standardavvik i forhold til middelverdi.Når standardavvik ikke er gitt er variasjonen rundtmiddelverdien betraktet som ubetydelig* *høy vindstyrke gir minst filmtykkelse

Influensområdet for undervannsplumen forventes åvariere mellom 5 - 25 km2. Organismer som kanvære sårbare for oljeforurensning er plankton ogtidlige utviklingsstadier av fisk. Disse organismeneopptrer i hovedsak om våren. Sårbarheten erspesielt relatert til lette aromatiske forbindelser sombenzen, toluen og xylen (BTX), som i hovedsak vilfinnes i den vannløste fraksjonen som er antatt åkunne utgjøre 1-2 % av råoljen. Det er ikkeregistrert viktige gytefelt i dette influensområdetrundt Svale, Stær, Lerke og Svale Nord ogeventuelle effekter i vannsøylen antas derfor å blikortvarige.

9 .3 Miljøskader

Selv om den beregnede årlige frekvensen foroljeutslipp endres som følge av utbyggingen,forventes konsekvensene av oljeforurensningen åkunne bli som tidligere beskrevet i den regionalekonsekvensutredningen og miljørisikoanalysen forNorne. Sannsynligheten for skader langs kysten erlav, og de største skadene vil være knyttet til sjøfuglsom oppholder seg på havet. Sannsynligheten for atet akutt utslipp av olje fra området som kan fåbetydelige negative virkninger for utøvelsen avfiskeriene, vurderes som svært lav.

9 .4 Beredskap mot akutt forurensning

Beredskap mot akutt forurensning fra utbygging ogdrift av Svale, Stær, Lerke og Svale Nord, vil bli

dekket gjennom den beredskapen som er etablert forNorne.

Oljen fra Norne er voksrik og har høyt stivnepunkt.Dette gjør at oljen kan tenkes å stivne vinterstid slikat den tradisjonelle overløpsskimmeren ikke virker.Med bakgrunn i dette har Statoil fått utviklet en nytype skimmer ("HiWax") som håndterer oljer meddårlige tilflytsegenskaper.

Oljen fra Svale er ulik oljen fra Norne, men ersammelignbar med olje fra Balder-feltet.Karakteristisk for disse oljene er at de har høytetthet, høy viskositet, og lavt stivnepunkt. Oljen fraSvale vil ikke stivne på sjøen og kan dermedhåndteres både av tradisjonell overløpsskimmer ogHiWax-skimmer. Norne har pr. våren 2001 et egetberedskapsfartøy med oljevernutstyr, inkludertHiWax-skimmer, med 1 times responstid.

Operatørene i Halten/Nordland-områdetsamarbeider nå om effektivisering av total-beredskapen i området. For oljevernberedskapeninnebærer områdeberedskapen bl. a. et forbedretoljevernfartøy plassert ved Heidrun med størremekanisk oppsamlingsutstyr som øker værvinduetfor oljevernaksjoner. I tillegg vil et helikopter blistasjonert på Heidrun og gir dermed kort responstidfor overvåking av forurensningen og med mulighetfor kjemisk dispergering.

For Norne er det planlagt å opprettholde egetoljevernfartøy i tillegg til den nye område-beredskapen. En overgang til områdeberedskap vildermed styrke oljevernberedskapen for Norne vedat responstiden for b.l.a. overvåking fra helikopterog supplerende bekjempelsesutstyr reduseres.

Samtidig med områdeberedskapen, er det nyligavsluttet et prosjekt gjennom OLF og NOFO ometablering av regionale beredskapsplaner mot akuttforurensning. Arbeidet som i stor grad er rettet motaksjoner i kyst- og strandsonen ble ferdigstilt01.07.01. NOFOs beredskapsplan for region fire vilbl.a. dekke Norne, Svale, Stær, Lerke og SvaleNord og inkluderer bl.a. avtaler om bistand fraInterkommunale utvalg mot akutt forurensning(IUA).


38

Konsekvensene for fiskerivirksomheten av eksi-sterende petroleumsvirksomhet i Haltenbanken-området er i hovedsak knyttet til arealbeslag frafaste installasjoner, og til eventuelle problemer iforbindelse med tråling over rørledninger til/fra ogmellom installasjoner. Omfang av steindumping ogfrie spenn har i så måte sentral betydning. I RKUNorskehavet (kapittel 9) er det gitt en generellomtale av slike konsekvenser.

Konsekvenser i forbindelse med ny utbyggings-aktivitet vil i tillegg kunne være knyttet tilmidlertidige arealbegrensninger ved boring ogmarine operasjoner, og til ujevnheter på sjøbunnenforårsaket av oppankring av rørleggingsfartøy o.a.

I tillegg til RKU har det vært gjennomført flereutredninger av virkninger for fiskeriene av felt-utbygging eller rørtransport i det aktuelle området.Det vises her til bl.a. konsekvensutredning forNorne (1994) og konsekvensutredning for NorneGasseksport (1997).

10 .1 Aktivitetsbeskrivelse

Installasjon av bunnrammer og første runde medproduksjonsboring planlegges gjennomført med enflyttbar rigg i perioden fra mai til september 2002.Ytterligere riggaktiviteter planlegges gjennomført iperioden fra april til desember 2003. Leggingen avrørledninger og kabler mellom Svale og Norneplanlegges gjennomført i mai - juni 2003.

Havbunnen mellom Norne og Svale er svært ujevnmed store, dype groper og mange pløyemerker etterisfjell. Rørledninger som installeres på havbunnenvil søke å minimalisere kryssinger av disse, men detvil likevel ikke være til å unngå at rørledningene fårflere lange spenn som må utbedres før de settes idrift. Stabilisering av rørledningene vil skje ved enkombinasjon av grøfting/nedspyling på skuldre avfrie spenn, og steindumping for understøttelse ispennet.

Over produksjonsrørledningene vil det i tilleggkunne være behov for stedvis å låse røret motbevegelse for å kontrollere termisk ekspansjon og

utknekking på grunn av oppvarming (rørslyng) nårrøret er i drift. Dette er basert på tidligere erfaringerfra Åsgard og Gullfaks.

Havbunnspreparering er også nødvendig forbeskyttelse mot trållaster. Kontrolledningerplanlegges grøftet i hele sin lengde. Forrørledningene vil beskyttelse mot skader fraovertråling bli gjort gjennom en kombinasjon avgrøfting og steindumping. Ved passering avforsenkninger i sjøbunnen vil grøfting på skuldreneav forsenkningen bli benyttet for å senke røret ogdermed redusere behovet for steindumping iforsenkningen. Der tilstrekkelig nedgraving ikke eroppnådd, må steindumping benyttes for å beskytterørene. Det blir dermed dumpet fyllinger i friespenn som er høyere enn tillatt avstand mellom rørog sjøbunn.

Forventet behov for havbunnspreparering er vurdertslik det framgår av tabell 10.1. Behovet er basert påforeløpige vurderinger ut fra kunnskap ombunntopografi og bunnbeskaffenhet. Foreløpigevurderinger tilsier at ca. 30% av rørlednings-traséene blir grøftet, i tillegg til at det benyttessteindumping for stedvis overdekning ogunderstøttelse. Utforming av steinfyllinger og valgav stein vil bli drøftet med Fiskeridirektoratet.

Tabell 10.1. Forventet behov for steindumping forSvale-utbyggingen

ca. 100 00025Feltinterne rørledninger(brønnstrømsrør, kontrollkabler)

Steinvolum(m3)

Grøfting(km)Rørledning

Steinen som vil bli brukt har en diameter påmaksimalt 10 - 15 cm. Fartøyene som benyttes vilvære utstyrt med nedføringsrør og kamera.Nøyaktigheten ved plassering av stein er +/- 2meter. Forhåndsutlegging av stein for understøttelseav rørledningen før legging søkes minimalisertsiden installasjonstoleranser for rørledningen førertil at steinmengden øker. Ved store frie spenn kanlikevel slik forhåndsutlegging bli nødvendig for åsikre røret mot uakseptable tøyninger i tom ellervannfylt tilstand. Understøttelse før rørleggingplanlegges ved rørkryssinger, for å sikre avstand

10 Arealbeslag og fysiske inngrep


39

mellom de kryssende rørledningene, og ved endenav rørledninger for å sikre understøttelse foroppkobling til stigerørsfundamenter, m.m. Detendelige omfanget av frie spenn og behov forhavbunnspreparering vil bli bestemt underdetaljprosjekteringen.

10 .2 Konsekvenser for fiskerier

I anleggsfasen vil fiske med alle redskapstyperkunne bli forstyrret i en begrenset periode. Ved å tahensyn til ankerbeltet omkring boreriggene tilsvarerarealbeslaget en sirkel med diameter på omlag tokilometer. Det er foreløpig ikke bestemt omrørleggingsarbeidet skal gjennomføres av etkonvensjonelt leggefartøy som trekker seg frametter ankre eller med dynamisk posisjonert legge-fartøy. Dersom det benyttes tradisjonelt leggefartøysom trekker seg fram etter ankre vil arealbeslagetbli ca. 10 km2 som forflytter seg med rørlegg-ingsarbeidet med en hastighet på om lag trekilometer pr dag. Det framgår imidlertid av kap.5.1.5 at det ikke foregår fiske av noe betydning,hverken med konvensjonelle redskaper eller trål iområdet som berøres av installasjonene elleranleggsaktivitetene. Konsekvenser for fiskeflåtenvurderes derfor som ubetydelige.

Etter at rørledningene og bunnrammene er installertvil de ikke medføre ulemper for fiske med konven-sjonelle redskaper som garn og line. Eventuelleulemper vil dermed være avgrenset til fiske medbunnredskaper som trål. Bunnrammene ogrørledningene vil bli overtrålbare og konsekvensenefor trålefisket ansees derfor som ubetydelige.

Det er i RKU Norskehavet ikke registrert viktigegytefelt nær utbyggingsområdet og konsekvenser avde fysiske aktivitetene for fiskebestandene vurderesogså som ubetydelige.

10 .3 Konsekvenser for koraller

Korallrev representerer en sjelden og verdifullnaturtype som er sårbar overfor fysiske inngrep, sekap. 5.1.3. Direkte skader kan oppstå ved plasseringog trekking av ankere for borerigg og rørleggings-fartøy, og ved legging av rørledning på havbunnen.Under leggeoperasjonen kan tiltak som stein-dumping og nedspyling/grøfting av rørledningen

påvirke korallene negativt. I tillegg kan plasseringav brønnrammer og nødvendige tiltak på bunnen,samt utslipp fra boreoperasjonene, komme i konfliktmed korallforekomster. Det er hittil ikke registrertkorallforekomster i utbyggingsområdet.

10 .4 Avbøtende tiltak

Gjennomføre traséundersøkelser for kart-legging av bunntopografiske forhold ogeventuelle korallforekomster (se 4.8).Hensikten er å oppnå så god avstand tileventuelle korallforekomster at skadeligpåvirkning unngås. Dersom større korallforekomster identifiseres,vil plassering av undervannsinstallasjoner blidiskutert med Havforskningsinstituttet. Sålangt det er teknisk/økonomisk mulig vil enta hensyn til viktige forekomster også vedgrøfting, nedspyling og steindumping.Dersom det skulle bli avdekketkorallforekomster i nærheten avborevirksomheten vil det bli igangsatt merdetaljerte vurderinger. Dette kan innebære modellberegninger av spredning av boreslamog/eller igangsetting av særskilteovervåkingsprogram. Det vil i så fall værenaturlig å vurdere en eventuell overvåkingsom en del av de oppfølgendemiljøundersøkelsene.Minimalisere omfanget av frie spenn ogsteinfyllinger så langt som mulig innenforteknisk og økonomisk forsvarlige rammer


40

11 .1 Innledning

Analysene av samfunnsmessige konsekvenser avutbyggingen er basert på investeringstall slik deforelå i mai 2001. Estimerte inntekter og utgifter vilkunne bli endret etter dette tidspunktet. Oppdateringav reservoarmodell og produksjonsprofiler vil pågåfrem til august 2001. Relevante myndigheter vil bliorientert dersom modellene skulle vise betydeligeendringer i forhold til det som er lagt til grunn forkonsekvensutredningen.

Investeringsfasen for Svale-feltet strekker seg fra2001 til 2003, med forlengelse til 2005 med tillegg avStær, Lerke og Svale Nord. Produksjonen ventes åstarte opp i 2004. Driftskostnadene øker gradvis fra2001 til 2003 og vedvarer fram til 2017. De samledeinvesteringskostnader for Svale er beregnet til 2,9 mrd og til 4,7 mrd kroner for Svale med tillegg avStær og Lerke. Investeringskostnadene omfatterinvesteringer i anlegg og produksjonsutstyr, boringog brønnvedlikehold fram til produksjonsoppstart.Borekostnader etter produksjonsstart inngår ikke iinvesteringskostnadene.

11 .2 Samfunnsmessig lønnsomhet

Den samfunnsmessige lønnsomhet ved prosjektetframkommer ved å neddiskontere samtlige inntektertil ett år - 2001 og trekke fra samtligeneddiskonterte kostnader til samme år. Veddiskonteringen nyttes 7 % rente p.a. Inntektenebaserer seg på en dollarkurs på 8,20 og en oljeprispå 16,7 USD per fat.

Ved beregning av samfunnsmessig lønnsomhet tasbare med de marginale kostnader, mens tariffer forbruk av eksisterende infrastruktur og prosessanleggkun inngår ved bedriftsøkonomisklønnsomhetsberegning.

Utbyggingskostnadene (2,9 mrd for Svale og 4,7med tillegg av Stær og Lerke) omfatter alle kostnaderfram til oppstart, med unntak av følgende:

· Finanskostnader· Generell prisstigning· Skatter og avgifter· Tariffer· Vesentlige endringer i design eller reservoar-forhold· Valutakursendringer

Driftskostnadene som er lagt til grunn for beregningav samfunnsmessig lønnsomhet inkludererfølgende:· Produksjons- og vedlikeholdskostnader offshore· Forsyningstjenester · Driftsbemanning på land· Mindre modifikasjoner og uforutsette kostnader· Forsikring· Tap av inntekter som følge av redusert oljepris(Norne)

Etter produksjonsstart utgjør disse driftskostnadeneom lag 210-320 millioner kroner årlig, som vist ifigur 11.1. I perioden 2005-2017 vil drifts-kostnadene for Stær, Lerke og Svale Nord kunneutgjøre omlag 30-180 millioner kroner årlig. Detteer de marginale samfunnsmessige kostnader somikke omfatter tariffer for bruk av eksisterendeinfrastruktur, men inkluderer forsikring.

Driftskostnader Svale og Stær og Lerke

50

100

150

200

250

300

350

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Mill

ione

r kro

ner å

rlig

Stær ogLerke

Svale

Figur 11.1. Marginale (samfunnsmessige)driftskostnader over feltets levetid for h.h.v. Svale ogtillegget av Stær, Lerke og Svale Nord ( ekskl.avvikling)

11 Samfunnsmessige konsekvenser


41

Forventede salgsinntekter i faste priser

500

1 000

1 500

2 000

2 500

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Mill

ione

r kro

ner

Stær og LerkeSvale

Figur 11.3. Forventede inntekter fordelt for h.h.v.Svale og tillegget av Stær, Lerke og Svale Nord

Inntektene kommer fra salg av olje fra Svale, Stær,Lerke og Svale Nord. Med produksjon fram til 2017forventes salget å ha en profil som vist i figur 11.3.De samlede inntekter er beregnet å utgjøre 60 mrdkroner i tiden 2005 til 2017. Verdien av salgs-inntektene utgjør om lag 9,7 mrd kronerneddiskontert til 2001 med 7% rente.

Figur 11.4 viser kontantstrømmen i feltets levetid. Iden første fasen er kontantstrømmen negativ(investeringsfasen), i de siste årene er kontant-strømmen positiv.

Netto kontantstrøm etter skatter

(1 500)

(1 000)

(500)

500

1 000

1 500

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Svale

Svale med Stær og Lerke

Figur 11.4. Netto kontantstrøm etter skatt, millionerkroner (samfunnsmessig lønnsomhet) for h.h.v. Svalealene og Svale med tillegget av Stær, Lerke og SvaleNord

Den samlede samfunnsmessige netto kontantstrømer beregnet til 7,4 mrd kroner, neddiskontert med7% renter p.a. kan netto kontantstrøm beregnes til3,7 mrd kroner. Det er en samfunnsmessig høyavkastning.

.

Fordeling av netto nåverdi - fordelt på alternativer

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

Svale Stær og Lerke Svale med Stær og Lerke

Netto kontantstrøm etterskatter

Skatter

Figur 11.5. Fordeling av netto kontantstrøm påaktører (bedriftsøkonomisk lønnsomhet) for h.h.v.Svale, prospektene: Stær, Lerke og Svale Nord, ogSvale med tillegget av Stær, Lerke og Svale Nord

Den bedriftsøkonomiske netto kontantstrøm førskatt er beregnet til 3,656 mrd kroner med 7%diskonteringssats, som vist i figur 11.5.

11 .3 Innvirkning på investeringsnivået pånorsk sokkel

De samlede investeringene i år 2000 til olje- oggassvirksomheten inkludert rørtransport var på 53,6milliarder kroner ifølge tall fra SSB. Dette er 4,1milliarder over anslagene for år 2000. Fra 1999 til2000 var det en nedgang på hele 15,5 milliarderkroner i investeringene.

Investeringene til feltutbygging i 2000 var på 22,8milliarder kroner, noe som er en nedgang på 12,4milliarder sammenlignet med 1999. Nedgangenskyldes at mange av de store utbyggingsfeltene fra1999 er sluttført. Oseberg Sør og Åsgard B var storeprosjekter som ble ferdigstilt i 2000. Snorre Bventes å være i produksjon i august 2001.

Mens investeringene til feltutbygging visernedgang, øker investeringene til felt i drift. I 2000ble det investert hele 23,5 milliarder kroner til felt idrift. Dette har sammenheng med installering avutstyr for å øke utvinningskapasiteten i feltene, samtat en rekke felt ble ferdigstilt og satt i produksjon i1999 og 2000. Investeringene på 23,5 milliarderkroner er de høyeste investeringene til felt i drift.Investeringene var størst på Troll Olje, Heidrun ogSnorre.


42

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

2001 2002 2003 2004 2005

Mill

.NO

K ProsjektkostnaderBoringModifikasjon NorneRørsystemer

Figur 11.6. Utbyggingskostnader for Svale(2001-2003) og Stær/Lerke/Svale Nord (2004-2005)

Investeringen til utbygging av Svalefeltet er om lag2,9 milliarder kroner og fordeler seg som vist ifigur 11.6. Svale utbyggingen er planlagt fra år2001 til 2003. Utbyggingskostnadene for felteneLerke, Stær og Svale Nord er beregnet til 1,9 milliard kroner, og kan komme i årene 2004 og2005.

11 .4 Forventet utvikling i investeringsnivåetpå norsk kontinentalsokkel

Prognosene for investeringer for feltutbygging ogdrift, er av OED/ OD anslått for år 2001 til å bliomtrent som for år 2000 med om lag 50 milliarderkroner som vist i figur 11.7. Det er så prognostiserten nedgang i år 2002 til 40 milliarder kroner.Videre er det ventet ytterligere nedgang i årene2003, 2004 og 2005 til nesten 20 milliarder kroner.

Erfaringsmessig er det stor usikkerhet i disseprognosene og de er ofte underestimerte. Menprognosene viser at utbyggingen av Svale kommer ien nedgangsperiode hvor det vil være sterkt ønskeom å opprettholde aktiviteten innenoljevirksomheten. Det vil da være mulig å beholdepetroleumsrettede arbeidsplasser og stimulerekompetanseutvikling.

I årene 2002 til 2003, når Svale skal bygges, er detforventet at det vil det være god kapasitet innenforpetroleumsbasert industri og ingeniørfirma. Medandre ord vil Svale og senere Lerke, Stær og SvaleNord bidra med et positivt bidrag til aktiviteten inorsk offshorerettet virksomhet i en tid det kanforventes nedgang.

0

10

20

30

40

50

60

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Mill

iard

er N

OK

LERKE, STÆRSVALEVURDERINGUTBYGGING

Figur 11.7. Forventede investeringer på norsk sokkel(Faktahefte 2001 - OED)

11 .5 Vare- og tjenesteleveranser

Hovedkomponenter som inngår i utbyggingen avSvale, Lerke , Stær og Svale Nord omfatterundervannsinstallasjoner, rørledninger,modifikasjoner på Norne, boringer ogprosjektkostnader. Ved beregning av vare- ogtjenesteleveranser er disse hovedkomponenterinndelt i undergrupper, og tall for kostnader erfremskaffet for disse undergruppene.

På basis av erfaringstall og kjennskap tilleverandørindustrien, er det gjort anslag på hvilkeleveranser som kan bli utenlandske, norske ogregionale. Dette har dannet grunnlag for å vurderehvor stor de norske og regionale leveranser kan bli. Det hefter vesentlig usikkerhet ved disse data, mendette gir en antydning om hva denne utbyggingenkan bety for norsk næringsliv.

Dataene er bearbeidet videre for å beskrive i hvilkenæringer de ulike komponentene vil gisysselsettingsvirkninger. Dette danner grunnlag forsysselsettingsberegningene (kap. 11.6).

11 .5 .1 Leveranser til utbyggingen

Kontraktstildeling vil foregå etter anbud og dennasjonale andelen vil være avhengig av hvorkonkurransedyktig den norske industrien viser seg åvære. Prosjektet er delt opp i hovedkomponenter ogdet er gjort vurderinger av mulige norske / regionaleandeler. Det må understrekes at slike anslag ersvært usikre og de sier noe om mulige norskeleveranser.


43

Mulighetene for norske leveranser er vurdert basertpå kunnskap om leverandørmarkedet, erfaringer frautbygginger på norsk sokkel generelt og Statoilstidligere utbygginger. Slike prosjekter er imidlertidsjelden direkte overførbare, og teknologi ogkostnader i offshoreindustrien er under endring.

Tabell. 11.7. Anslag over nasjonale og regionaleandeler av total leverans

20/1080/65Sum (% andeler)60100Prosjektledelse590-100Boring

1560-70Modifikasjoner

5-1030-35Rørledninger2 ogkabler

20-2570-80Rørledninger1 ogkabler

3-560-70Undervannsprod.Regionalt (%)Norsk (%)Komponenter

Svale, Stær, Lerke og Svale N

1 Ved valg av separate rør2 Ved valg av rørbunt

En antar at om lag 80 % av verdiskapningen iforbindelse med utbyggingen av Svale kan skje iNorge dersom en velger tradisjonelle separate rør.Om en velger rørbunt synker imidlertid den antattenorske andelen til om lag 65%. Den regionaleandelen kan av samme årsak anslås til mellom 20og 10 % avhengig av valg av rørløsning. Denregionale andelen er relativ høy til å være enutbygging i Norskehavet og dette skyldes delvis atregionen er ganske stor; begge Trøndelagsfylkene,Nordland og Troms.

Denne vurderingen av norske og regionale andelerer i utgangspunktet basert på Svale, menutbyggingen av Lerke, Stær og Svale Nord vil væreanaloge.

11 .5 .2 Leveranser til driften

De årlige regionale leveransene til drift er vurdert åkunne utgjøre om lag 50% av de totale leveranseneover tid. Drift av landorganisasjonen er anslått åkoste om lag 7 millioner kroner i året. Dette erlønnskostnader til de ansatte og kontorkostnader.Disse vil i all hovedsak være regionale anslagsvis90 %. Ellers utgjøres resten av brønnvedlikehold ogmindre modifikasjoner. Den regionale andelenanslås til å kunne bli 30 - 40 %. Disse talleneomfatter Svale. Ved drift av Lerke, Stær og Svale

Nord forventes en økning på 50 % slik at desamlede driftskostnadene vil være om lag 36millioner kroner årlig pluss avgifter og forsikringer.Over tid kan det oppnås omkring 50-60 % regionaleleveranser når en inkluderer driftsorganisasjon.Dette vil være avhengig av selskapets innkjøps-ordninger og at det utvikles konkurransedyktigeleverandører. I tillegg til disse driftskostnaderplanlegger en brønnvedlikehold som er anslått til 50mill. kr. hvert år for både Svale, Lerke, Stær ogSvale Nord. Disse vil i liten grad være regionale.

11 .6 Sysselsettingsvirkninger

På grunnlag av leveransene kan sysselsettings-virkningen beregnes. Beregningene viser hvilkensysselsettingseffekt utbygging og drift avSvale-feltet pluss Stær, Lerke og Svale Nord kan ginasjonalt og regionalt. De regionale sysselsettings-virkninger er beregnet for regionen, dvs fylkeneTroms, Nordland, Sør- og Nord-Trøndelag.

11 .6 .1 Metode

Analysen av sysselsettingsvirkningenegjennomføres på h.h.v. nasjonalt og regionalt nivå.De nasjonale sysselsettingsvirkninger er beregnetved hjelp av en nasjonal kryssløpsmodell. Deregionale virkninger er beregnet ved hjelp avmodellsystemet Panda. Modellsystemet tarutgangspunkt i den eksisterende sysselsettingen iregionen. For virkningene i driftsperioden ervirkningene i et tilnærmet "normal-år" etterproduksjonsstart lagt til grunn ved beregningene

11 .6 .2 Virkninger:

Ved bruk av modellene beregnes følgendesysselsettingsmessige ringvirkninger av en øktaktivitet i økonomien.:1. Direkte virkninger Sysselsetting hos tiltakshaver (=operatør) og hos kontraktorer2. Indirekte virkninger Sysselsetting hos

leverandører og underleverandører. Disse 2 utgjør produksjonsvirkningene.

3. Konsumvirkninger Sysselsettings- virkninger som skapes ved at ansatte hos tiltakshaver og leverandører får økt forbruk.


44

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

2001 2002 2003 2004 2005

Års

verk Konsumvirkninger

Produksjonsvirkninger indirekteProduksjonsvirkninger direkte

Figur 11.9. Samlede nasjonale sysselsettingsvirkninger - produksjons og konsumvirkninger

De samlede virkningene blir derved summen avdirekte leveranser, indirekte leveranser og avledetvirksomhet gjennom økt privat konsum.

11 .6 .3 Nasjonale sysselsettingsvirkning

Som et resultat av modellberegningene får en dermed direkte sysselsettingsvirkninger hosleverandørbedriftene, og indirektesysselsettingsvirkninger hos bedriftenesunderleverandører. Til sammen gir dette prosjektetsproduksjonsvirkninger, som vist i figur 11.9.

Det understrekes at dette er beregnede tall, sominneholder en del usikkerhet. En usikkerhet iberegningsresultatene på 20-30 % bør en i alle fallregne med.

Sysselsettingsvirkningene på nasjonalt nivåavhenger av hvor de største kontrakter blir plassert.Foran er drøftet mulige norske leveranser og hvasom legges til grunn ved vurdering av fordelingenmellom norske og utenlandske leveranser.

De samlede nasjonale sysselsettingsvirkninger erberegnet til om lag 11 500 årsverk, inklusivkonsumvirkninger med omtrent 3 800 årsverkProduksjonsvirkningene vil kunne utgjøre om lag

7 700 årsverk derav over 4 700 årsverk innenmekanisk/ industri og 1 000 årsverk innenforretningsmessige tjeneste (hovedsakeligingeniørtjeneste). På det meste kan det forventes1000 årsverk per år innen industri i 2002 - 2005.Innen forretningsmessig tjenesteyting vil virkningenvære omtrent 200 årsverk i årene 2001 til 2005.

11 .6 .4 Regionale sysselsettingsvirkninger iutbyggingsfasen

Av de samlede investeringer forventes leveranserfor om lag 0,4 til 0,8 mrd. kroner å kunne tilfallebedrifter i regionen, mest innen transport ogmaritime tjenester og forretningsmessigtjenesteyting, men også noe i industri.

Regionale sysselsettingsvirkninger har blittberegnet for 2 ulike valg av rørledninger: Alternativ1 gjelder valg av separate rør og alternativ 2 gjeldervalg av rørbunt. Det er forutsatt sammetotalkostnader for de to alternativene, men uliknasjonal/regional leveranse av de to rørsystemene.


45

Regionale sysselsettingsvirkninger i investeringsfasen

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

2001 2002 2003 2004 2005 2006

Forretningsmessig tjenesteyting,finansPrivat, off. personlig tjenesteyting

Transport, post, lager, telekom.

Handel, hotell, restaurant

Industriproduksjon

Bygge- og anleggsvirksomhet

Oljevirksomhet inkl boring

Figur 11.10. Regionale sysselsettingsvirkninger fordelt på de viktigste næringene over tid (Alt.1)

Regionale sysselsettingsvirkninger i investeringsfasen - Svale 2

0

50

100

150

200

250

300

2000 2001 2002 2003 2004

Forretningsmessig tjenesteyting, finansPrivat, off. personlig tjenesteytingTransport, post, lager, telekom.Handel, hotell, restaurantIndustriproduksjonBygge- og anleggsvirksomhetOljevirksomhet inkl boring

Figur 11.11 Regionale sysselsettingsvirkninger fordelt på de viktigste næringene over tid (Alt.2)


46

Sysselsettingsvirkninger for alt. 1 (separate rør)Beregnede sysselsettingsvirkninger iutbyggingsfasen for alternativ 1 med valg avseparate rør er vist i figur 11.10. I alt kan detforventes om lag 1000 årsverk som regionalesysselsettingsvirkninger av investeringer for denneløsningen i perioden fram til år 2003. Virkningenefra år 2004 vil komme fra Stær og Lerke. Inklusivvirkningene av Stær, Lerke og Svale Nord vilinvesteringene kunne føre til ensysselsettingsvirkning på ca 1300 årsverk iregionen. Virkningen vil være størst i 2002 og 2003da en kan forvente omlag 400 årsverk.

Sysselsettingsvirkninger for alt. 2 (rørbunt)Det er forutsatt en lavere norsk og dermed ogsålavere regional andel for denneutbyggingsløsningen. Sysselsettingsvirkningen fordenne løsning (ekskl. Stær, Lerke og Svale Nord) ervist i figur 11.11. I alt kan det forventes 550 til 600årsverk som regionale sysselsettingsvirkninger avinvesteringer i utbyggingsfasen. Virkningen vilvære størst i 2003 med 250 til 300 årsverk. det vil siat denne utbyggingsløsningen vil kunne gi mindrevirkninger enn løsningen med separate rør(alternativ 1).

11 .6 .5 Regionale sysselsettingsvirkninger idriftsfasen

Ved beregning av regionale sysselsettingsvirkningeri driftsfasen er det forutsatt at driftsaktiviteteneintegreres i allerede etablerte driftsmiljøer forNorne. Det vi si at prosjektet styres fra Harstad, aten benytter forsyningsbasen i Sandnessjøen oghelikopterbasen i Brønnøysund.

Bemanningen er forventet å bli 4 årsverk ilandorganisasjonen i Harstad.

De regionale virkninger i driftsfasen vil værebegrenset. Det anslås at de regionale leveransenekan bli 10 - 15 millioner kroner årlig når en ser bortfra de ansatte i driftsorganisasjon. Dette kanmedføre en sysselsettingsvirksomhet(produksjonsvirkninger pluss konsum) på om lag 30- 40 årsverk innenfor mekanisk industri,oljevirksomhet, forretningsmessig tjenesteyting oghandel/ restaurant


47

12 Sammenstilling av konsekvenser, avbøtende tiltak, oppfølgende undersøkelserog overvåking

12 .1 Sammenstilling av konsekvenser

Nedenfor er det gitt en skjematisk oversikt over forventede konsekvenser av utbyggingen av Svale. Det erikke identifisert konsekvenser som hver for seg eller i sum representerer uakseptable miljøvirkninger

Tabell 12.1 Oversikt over konsekvenser av utslipp til luft

Sannsynligheten for skader langs kysten er lav, og de største skadene vil væreknyttet til sjøfugl som oppholder seg på havet. Sannsynligheten for at et akuttutslipp av olje fra området som kan få betydelige negative virkninger forutøvelsen av fiskeriene, vurderes som svært lav.

Akutte oljeutslipp

Beregningene av miljørisiko (PEC/PNEC) for Norne, Svale, Svale Nord, Stær ogLerke samlet i 2008 viser at forventet konsentrasjon i vannmassene (PEC)overskrider nedre effektgrense (PNEC) i et område begrenset til 10 km frautslippspunktet og ved en dybde på mellom 10 til 20 meter. Det betyr at det erknyttet en risiko for miljøeffekter til dette området.

Med den kunnskap en i dag har om virkninger av utslipp av produsert vann,vurderes utslippene å ha relativt små negative miljøkonsekvenser.Doseberegninger har vist at hverken sildelarver eller zooplankton vil bli utsatt fordoser av olje som kan gi skader på bestandnivå.

Produsert vann vil bli reinjisert ellerrenset og sluppet ut til sjø. Størstutslippsmengde er beregnet til ca. 10.000tonn/døgn det siste året av produksjonenfra Svale og ca. 9000 tonn/døgn samletfor Stær, Lerke og Svale Nord i 2013.

Ved klargjøring av ledninger vil det bliutslipp av vann som planlegges tilsattglykol og biocid for å unngå begroing ogkorrosjon.

Ved komplettering av brønner vil det blimindre utslipp til sjø avkompletteringsvæsker og tilsattekjemikalier, samt av sement.

Avfall fra boring med vannbasert borevæske regnes ikke som giftig, men kan haen negativ virkning på bunndyrsamfunn ved at de begraver fastsittendeorganismer og gjør bunnsubstratet uegnet for flere arter. Som følge av storthavdyp og havstrømmer forventes det ikke noen omfattende avsetning avborekaks på havbunnen ved brønnene. I tillegg vil barytt- og bentonitt-partiklerspredt i vannsøylen kunne ha effekter på filtrerende organismer. Eventuellekorallforekomster i umiddelbar nærhet av utslipp av borekaks vil kunne blinegativt påvirket.

Kjemikaliet som benyttes til biosid i forbindelse med klargjøring er karakterisertved relativt høy giftighet, men det har også høy biodegraderbarhet og lavtpotensiale for bioakkumulering. Mengdene som slippes ut i forbindelse medklargjøring av røret er relativt små, og fortynningen vil medføre at giftvirkningenavtar raskt. Eventuelle effekter vil dermed bli kortvarige og begrenset tilnærområdet ved utslippspunktet.

Ved boring vil det bli utslipp avborekaks og vannbasert borevæske. Vedboring med oljebasert borevæske vilbåde borekaks og borevæske bli samletopp og fraktet til land for behandling.Mindre uhellsutslipp av oljebasertborekaks/-væske kan erfaringsmessigikke utelukkes

Utslipp til sjø

I driftsperioden frem til 2017 er årligeutslipp for Norne med tillegget av Svale,Stær og Lerke beregnet til i underkantav 1000 tonn NOX, 300.000 tonn CO2 og 3400 tonn VOC

Utslipp av CO2, CH4 og nmVOC bidrar til drivhuseffekten, og gir effekter avglobal karakter. Utslippene av CO2 fra Svale, Stær og Lerke (2004) utgjør istørrelsesorden 0,4 % av de samlede CO2-utslippene fra norsk sokkel (1998).

Utslippene av NOX og SO2 vil generelt kunne bidra til forsuring av jordsmonn ogferskvann, gi gjødslingseffekt på vegetasjonen. I det berørte området forventesdet imidlertid ikke målbare effekter på forsuringssituasjonen. Påvirkningen påvegetasjon vil være liten, og det forventes ingen merkbar effekt på fauna.

Utslipp av NOX i kombinasjon med VOC vil sammen med andre utslipp kunnebidra til episoder med høye korttidskonsentrasjoner av ozon. Økt dannelse avozon vil kunne forårsake en merbelastning i forhold til tålegrenser og føre til øktpotensiale for negativ påvirkning på planter og dyr.

I bore- og installasjonsfasen er årligeutslipp på det meste beregnet til ca. 8300tonn CO2, 200 tonn NOX , 13 tonn VOCog 7 tonn SO2.

Utslipp til luft

Antatte konsekvenserVirkning


48

De totale kostnadene for utbygging er pr mai 2001 beregnet til cirka 2,9milliarder 2001-kroner for Svale, og 4,7 milliarder kroner for Svale med tilleggav Stær og Lerke, og Svale Nord. I utbyggingsfasen anslås det at de nasjonaleleveransene av varer og tjenester vil kunne utgjøre 65-80 %, og at de regionaleleveransene vil kunne utgjøre 10-20 %. De samlede nasjonalesysselsettingsvirkningene av utbyggingen er anslått til 11-12.000 årsverk. Denregionale sysselsettingsvirkningen er anslått til 1000-1300 årsverk iutbyggingsfasen, og i driftsperioden 30-40 årsverk.

Utbyggingen av Svale, Stær, Lerke ogSvale Nord genererer økonomiskeringvirkninger både i utbyggingsfasenog i driftsperioden

Samfunnsmessige forhold

I anleggsfasen vil fiske med alle redskapstyper kunne bli forstyrret i en begrensetperiode. Etter at rørledningene og bunnrammene er installert vil de ikke medføreulemper for fiske med konvensjonelle redskaper som garn, line m v. Eventuelleulemper vil dermed være avgrenset til fiske med bunnredskaper som trål.Bunnrammene og rørledningene vil bli overtrålbare. Det er ikke registrert viktigefiske- eller gyteområder ved utbyggingsområdet. Konsekvenser for fiskeflåten ogfor fiskebestandene vurderes derfor som ubetydelige.

Marine operasjoner i forbindelse medboring, rørlegging og installasjoner

Arealbeslag og fysiske inngrep

12 .2 Sammenstilling av tiltak

Tiltak beskrevet i konsekvensutredningen er oppsummert i tabell 12.2.

Tabell 12.2 Oppsummering av tiltak

5.2.1Svale-området vil inngå i den regionale overvåkingen som neste gang vil bliutført i 2004.

Havbunn9Oppdatere miljørisikoanalysen for Norne. Miljørisiko

7.4Nytt utstyr forbedres for rensing til 30 mg/ml olje i vannProdusert vann

7.4Minst mulig bruk av kjemikalier som ikke står på Plonorlisten. For å reduserebruken av korrosjonshemmer vil en i første del av produksjonsfasen (fram tilvanngjennombrudd) bare benytte pHjusterende kjemikalier (karbonat).

Kjemikaliebruk

6.7Tiltakene for å redusere luftutslipp vil bli gjennomført på produksjonsskipet oginngår i HMS-programmet til Norne.

Luftutslipp

3.1.7Tiltak i forbindelse med klargjøring av rørledninger vil i god tid føroperasjonene bli diskutert med Havforskningsinstituttet .

Klargjøring avrørledning

10.1Valg av stein for steindumping av rørledninger, samt understøttelses-design skaldrøftes med Fiskeridirektoratet

SteindumpingOppstart ogdrift

5.2.1En miljøundersøkelse vil bli gjennomført før boringen, sommeren 2002.Havbunn

4.9.1Det skal gjennomføres havbunnsundersøkelser for optimalisering av rørtraséerog plassering av havbunnsrammer

Rørledning-strasè

7.4Det vil kun bli benyttet vannbasert borevæske som vil bli gjenbrukt for åredusere utslipps-mengdene. Oljebasert borevæske vil kun bli benyttet dersomdette viser seg nødvendig av operasjonelle årsaker. Utslipp avsementerings-kjemikalier vil bli minimalisert ved hjelp av doseringsutstyr.Brønntesting vil bli gjort på en slik måte at det ikke skjer utslipp til vann avuforbrente hydrokarboner.

Kjemikaliebruk7.5En innretningsspesifikk avfallsplan vil bli utarbeidet for boreaktivitet.Avfall

5.1.6Dersom det påvises kulturminner i forbindelse med traséundersøkelser eller påannen måte, skal dette rapporteres til Riksantikvaren

Kulturminner

10.3Plassering av havbunnsinstallasjoner skal drøftes med Havforskningsinstituttetdersom koraller påvises under traseundersøkelsene

KorallerBoring oginstallasjon

4.8Det vil bli satt krav til alle kontraktører og leverandører om å etablere et egetHMS- program. Kontraktørene skal i tillegg kunne dokumentere etHMS-styringsystem. Ved tildeling av kontrakter skal Statoil legge til grunn envurdering av selskapsresultat, mål og holdninger vedrørende HMS hos aktuellekontraktører og leverandører.

HMSKontrakt

Ref.AktiviteterTemaProsjektfase


49

13 Litteratur

Se grunnlagsdokumenter listet i tabell 3.1. Øvrigeviktige referanser er listet under:

DNV, 2001. Miljøundersøkelse 2000 HaltenbankenRegion VI. Rapportnr. 2001-0376 (rev. 01)

Fosså, J.H., Mortensen, P.B. & Furevik, D.M.,(2000). Lophelia-korallrev langs Norskekysten.Forekomst og tilstand. Fisken og Havet 2-2000 (refnr 149 i MRDB)

Hovland, M. og Mortensen, P. B. 1999: Norskekorallrev og prosesser på havbunnen. John Griegforlag.

Johnsen, S., Frost, T. K., Hjelsvold, M., Utvik, T. I.R. 2000: The environmental Impact Factor - aproposed tool for produced water impact reduction,management and regulation, SPE-paper 61178,presentert i SPE konferansen, Stavanger, Juni,2000.

Moe et. al. (1999) Spesielt miljøfølsomme områderi relasjon til petroleumsvirksomhet (SMO)(digitaltweb-atlas). Figur 5.1-5.4 er kopiert fra NOFOsregionale planverk.

MRDB (Marin Ressurs databasen) (2001)

NOFO (Norsk oljevernforening foroperatørselskap), (2001) Regionalt planverk,www.nofo.no

OLF (1996): Miljøeffekter av bore- ogbrønnkjemikalier. Rapport utarbeidet av IKU,Allforsk, Niva og Novatech, desember 1996.

Statoil (2001) Utslipp fra Nornefeltet. Årsrapport2000. Arkivnr. 01A05*0058

Statoil m. fl. (1999) Regional konsekvensutredningfor Haltenbanken/Norskehavet. RKU-vedlegg.Oppsummering av høringsuttalelser medkommentarer fra selskapene.

Statoil m.fl. (1998) Regional konsekvensutredningfor Haltenbanken/Norskehavet.

Statoil (1998) Norne Miljørisiko- ogberedskapsanalyse, Felt-hav-kyst-strand.HMS/T98039

4.11I god tid før avvikling skal det legges fram en avviklingsplan og enkonsekvensutredning

AvviklingsplanAvvikling


50

Det legges opp til å gjennomføre en feltspesifikkkonsekvensutredning der en drar nytte av detutredningsarbeidet som er gjennomført i denregionale konsekvensutredningen for Norskehavet(RKU). Det betyr at det ikke vil bli gjennomførtnye studier for tema som allerede er dekket, men istedet benyttet henvisninger til RKU. Det blir i detfølgende gjort rede for hvilke tema dette gjelder.

Konsekvensutredningen vil inneholde en omtale avalternative utbyggingsløsninger som har værtvurdert, og en mer detaljert beskrivelse av denutbyggingsløsningen som er valgt. Det vil bli gjortrede for relevante vurderinger som er lagt til grunnmht. teknisk gjennomførbarhet, sikkerhet, økonomiog miljøvirkninger.

Konsekvensutredningen vil redegjøre nærmere forutslippsreduserende tiltak utfra selskapetsnull-skade-filosofi og myndighetensmiljøpolitikk/styringsignaler.

14 .1 Utredningsaktiviteter

14 .1 .1 Beskrivelse av naturressurser ogressursutnyttelse i influensområdet

Det vil i konsekvensutredningen bli beskrevethvilke undersøkelser som vil bli gjennomført for åavdekke eventuelle korallforekomster, og hvordanen vil ta hensyn til eventuelle funn.

Følgende punkt anses for dekket av den regionalekonsekvensutredningen:

Generell beskrivelse av naturressurser ogutnyttelse av disse innenfor influensområdet(kapittel 5 i RKU).

Det vil bli innhentet tilleggsopplysninger om"spesielt miljøfølsomme områder" (SMO).

14 .1 .2 Utslipp til luft

Utbyggingen vil medføre utslipp til luft knyttet til:BoringMarine operasjoner BrønntestingDrift/prosesseringReinjeksjon av gassTransport av olje (lagring på Norne-skipet,lasting av skytteltankere, transport medskytteltankere)

KU vil kvantifisere økningen i energibehov ogutslippene til luft mht. parametrene CO2, NOx,SO2, CH4 og nmVOC. Det vil bli gjort rede forbehovet for modifikasjoner på mottaks-installasjonen, og hvilke tiltak som vil bligjennomført for å redusere utslipp til luft, se kap. 2.KU vil synliggjøre selskapenes null-utslipps-tankegang, og hvordan denne tenkes implementert idette prosjektet. Både planlagte og vurderte tiltakvil bli beskrevet.

Utslippene knyttet til utbyggingen i Svaleområdetsammenlignes med utslipp fra:

Norne før tilknytning av Svale og andresatelitterHaltenbanken/Norskehavet Samlede utslipp fra norsk sokkel

Følgende punkt anses dekket av den regionalekonsekvensutredningen:

Miljømessige konsekvenser av utslipp til luft(kapittel 6.1, 6.2 og 6.3 i RKU)

14 .1 .3 Utslipp til sjø

Utslipp og avbøtende tiltak (vurderte og planlagte)vil bli beskrevet, herunder også mengder avprodusert vann og stoffmengder/oppløstekomponenter i dette vannet. KU vil synliggjøreselskapenes nullutslipps- tankegang, og hvordandenne planlegges implementert i dette prosjektet. Iden forbindelse fokuseres det på:

Bruk av borevæske/ disponering av borekaks

14 Vedlegg 1: Program for konsekvensutredning - Svale-området


51

BrønntestingKjemikaliebruken ved klargjøring og drift avrørledning og i prosessen.Utslipp av formasjonsvann.

Utslippene til sjø som følge av utbyggingen vil blirelatert til utslipp fra:

Utslipp fra Norne-skipet før tilknytning avSvale og andre satelitterHaltenbanken/Norskehavet

Pga. planer om reinjisering vil ikke konsekvenserav utslipp til sjø fra produsert vann bli nærmereomtalt i KU. Forøvrig vises det til kap. 7 i RKUNorskehavet.

14 .1 .4 Akutt forurensing.

KU vil utrede sannsynligheten for akutte utslippknyttet til borefasen og til driftsfasen (fraundervannsinstallasjon og rørledninger), samthvordan utbyggingen påvirker risikoen for akutteutslipp fra Norne-skipet.

Basert på nærmere kunnskap om oljens egenskaper,sannsynligheter for utblåsning og varigheter, vil detbli gjennomført nye drivbaneberegninger.Konsekvensene vil bli beskrevet, med utgangspunkti drivbaneberegningene, RKU Norskehavet ogellers resultater fra Norsk Dypvannsprogram.

Miljørisikobidraget fra Svale og andre satelitter vilbli estimert og behov for oppdatering avmiljørisikoanalysen for Norne vil bli nærmerevurdert basert på disse resultatene.

Følgende punkt anses dekket av den regionalekonsekvensutredningen:

Beskrivelse av eksisterende oljevernberedskap iområdet (kapittel 8.8 i RKU, vedlegg 4 iRKU-vedlegg).

14 .1 .5 Konsekvenser for fiskerier og akvakultur

Konsekvensutredningen vil beskrive: Aktuelle havbunnsinstallasjoner ogrørledninger, herunder rørledningstraseer.Det vil bli gjort rede for behovet for beskyttelseav rørledninger , herunder en foreløpigvurdering av omfanget av steindumping og/eller

nedgraving og forekomst av frie spenn. Endeligvurdering av disse forholdene for både Svale ogframtidige satelitter kan skje ettergjennomføring av trasekartleggingen som vil bliutført på et senere tidspunkt og vil bli nærmeretatt opp med de aktuelle myndighetene da.

Følgende punkt anses dekket av den regionalekonsekvensutredningen og den feltspesifikkekonsekvensutredningen for Norne:

Beskrivelse av fiskeressursene iinfluensområdet (kapittel 5.1.3, 5.1.4, 5.1.10 iRKU)Beskrivelse av fiskeriaktivitet i området ogomtale av konsekvenser av arealbeslag,rørledninger og akuttutslipp (kapittel 9 i RKU)

14 .1 .6 Samfunnsmessige konsekvenser

Konsekvensutredningen vil inneholde beregningerog analyser av:

Forventede leveranser, med hovedvekt påutbyggingsfasen, fordelt på nasjonale ogregionale leveransemuligheter.Arbeidskraftbehov og sysselsettingseffekter forutbyggings- og driftsfasenSamfunnsmessig lønnsomhet, herunderinntekter til stat som følge av skatter og avgifterUtbyggingens betydning for investeringsnivåetpå norsk sokkel og aktiviteten i norsk offshorerettet næringsliv.

14 .1 .7 Oppfølgende tiltak og undersøkelser

Før produksjonsboringen starter vil det bligjennomført en grunnlagsundersøkelse avhavbunnen på feltet for å kartlegge miljøtilstanden.Undersøkelsen forventes planlagt i første kvartal2001 og gjennomført i andre kvartal 2001.

Miljøovervåkingen vil deretter fases inn i denregionale overvåkingen i området.Konsekvensutredningen vil inneholde en nærmerebeskrivelse av den miljøovervåking som i dagforegår, samt i hvilken grad det er behov forspesifikke undersøkelser og overvåking som følgeav utbyggingen. I konsekvensutredningen vil det bligjengitt resultater fra regionale og lokalemiljøundersøkelser som er gjennomført ved Norne.


52

For å motvirke miljøproblemer knyttet til olje- ogenergisektoren legger regjeringen opp til enenergipolitikk som underbygger miljøpolitikken. Idet følgende er referert sentrale punkter fra styrendedokumenter som inneholder statusbeskrivelser,målsettinger, tiltak og virkemidler i arbeidet med åredusere miljøulemper:

St. meld. nr. 58 (1996-97) Miljøvernpolitikk foren bærekraftig utvikling

Stortingsmeldingen gir klare føringer for utslipp tilsjø fra petroleumssektoren:

For nye funn med selvstendigeutbyggingsløsninger skal det som hovedregelikke tillates miljøfarlige utslippFor eksisterende felt skal det gjennomføres engrundig gjennomgang av utslippene til sjø, medsikte på å etablere løsninger som ikke medførerutslipp til sjø av olje og miljøfarlige kjemikalier.For satelittutbygginger vil løsningen forhovedfeltet ofte bli avgjørende for hvilkeutslippsreduksjoner som kan oppnås.For letevirksomhet og forboringer vilhovedregelen om forbud mot utslipp av muligemiljøfarlige kjemikalier antakelig ikke kunnelegges til grunn.

CO2-avgiften vil fortsatt være hovedvirkemiddeletfor å redusere utslipp av CO2, og det blir også pektpå at det kan være aktuelt å iverksette virkemidlerfor å redusere utslipp av CO2 fra deler av sokkelensom ikke er ilagt CO2-avgift. For NOX erhovedstrategien innføring av turbiner med lav-NOX

brennere. For VOC blir det vist til pågående arbeid,og avtaler mellom myndigheter og industri blirvurdert som et virkemiddel for å oppnåutslippsreduksjoner.

St. meld. nr. 8 (1999-2000) Regjeringensmiljøvernpolitikk og rikets miljøtilstand

Meldingen presenterer utviklingen i miljøet oghovedpunktene i regjeringens miljøpolitikk. Forresultatområdet "Oljeforurensing og akuttforurensing" er følgende målsetting formulert:

"Operasjonelle utslipp av olje skal ikke medføreuakseptabel helse- eller miljøskade. Risikoen formiljøskade og andre ulemper som følge av akuttforurensing skal ligge på et akseptabelt nivå."

Nasjonale utslipp av NOX skal reduseres tilmaksimalt 156.000 tonn i år 2010 (28% reduksjon iforhold til 1990). Nasjonale utslipp av VOC (frahele fastlandet og norsk økonomisk sone sør for 62°N) skal reduseres til maksimalt 195.000 tonn i år2010 (37 % reduksjon i forhold til 1990).

Det legges til grunn at det skal benyttes lav-NOX

brennere ved installering av nye gassturbiner. Derslik teknologi ikke er tilgjengelig, skal dettilrettelegges slik at en evt. ettermontering blirmindre kostbar. Sammen med tre andre vurdertetiltak vil en kunne oppnå 11 % reduksjon av denasjonale utslipp, i forhold til nivået i 1990.

For VOC fokuseres det på utprøving av teknologisom skal redusere utslipp ved bøyelasting avtankskip, og ved lagring av råolje på flytendeinnretninger. Innføring av slik teknologi ventes åredusere VOC-utslippene med opptil 100.000 tonnårlig.

Meldingen fastsetter resultatmål for redusertpåvirkning av helse- og miljøfarlige kjemikalier,med angitte tidspunkter for stans eller vesentligreduksjon av navngitte kjemikalier. Utslipp og brukav kjemikalier som utgjør en alvorlig trussel mothelse og miljø skal kontinuerlig reduseres i denhensikt å stanse utslippene innen en generasjon(dvs. innen 2020). Risiko for at utslipp og bruk avkjemikalier forårsaker skade på helse eller miljøskal reduseres vesentlig.

Olje- og energidepartementet: Miljøhandlings-plan for olje- og energisektoren 1999

Handlingsplanen tar utgangspunkt i St. meld. 58 ogSt. meld. 8 (se ovenfor), og fastsetter sektormål forolje- og energisektoren innenfor hvert enkelt av de8 resultatområdene i St. meld. 58.

15 Vedlegg 2: Myndighetenes styringssignaler for miljøarbeid


53

For resultatområdet "Overgjødsling ogoljeforurensing" er det fastsatt sektormål sominnebærer at:

Nye felt skal som hovedregel ha løsninger sominnebærer 0-utslipp. Eksisterende felt skal innen2005 ha løsninger for 0-utslipp eller minimaleoperasjonelle utslipp av miljøskadeligeforbindelser.Innholdet av olje i produsert vann skal ikkeoverstige 40 mg olje pr. liter.


54

Plan for utbygging og drift av Svale, Stær, Lerke og Svale ... · Plan for utbygging og drift av...

Documents

Transcript of Plan for utbygging og drift av Svale, Stær, Lerke og Svale ... · Plan for utbygging og drift av...