REGIONAL KONSEKVENSUTREDNING, NORDSJØEN

Save this PDF as:
 WORD  PNG  TXT  JPG

Størrelse: px
Begynne med side:

Download "REGIONAL KONSEKVENSUTREDNING, NORDSJØEN"

Transkript

1 TAMPEN-OMRÅDET REGIONAL KONSEKVENSUTREDNING, NORDSJØEN Temarapport 1c: Infrastruktur, utslipp, overvåkingsundersøkelser og miljøtiltak i Osebergområdet 62 Snorre Statfjord Visund TROLL-OMRÅDET FLORØ St.Fergus 61 Statpipe Gullfaks Huldra Veslefrikk OSEBERG-OMRÅDET 60 Oseberg Frostpipe Brage Troll MONGSTAD STURE KOLLSNES BERGEN Heimdal Frigg St.Fergus 59 Balder Sleipner FRIGG-HEIMDAL-OMRÅDET Grane Zeepipe II A Zeepipe II B Statpipe Sleipner kondensat HAUGESUND KÅRSTØ STAVANGER 58 Varg SLEIPNER-OMRÅDET NorFra Zeepipe I 57 Cod Statpipe Europipe I Ula Gyda Yme EKOFISK-OMRÅDET Europipe II (Åpnes 1999 Teeside Norpipe Ekofisk Valhall Norpipe HK GT a

2 Innholdsfortegnelse Forord Innledning Organisering av utredningsarbeidet. Rapportstruktur Formålet med konsekvensutredningen Forholdet til feltspesifikke konsekvensutredninger Oppdatering Geografisk avgrensning av Osebergområdet Oversikt over felt og rørledninger og forventninger til framtidige funn i Osebergområdet Oversikt over lisenser og funn Felt i Produksjon Oseberg Feltsenter (OSF) og Oseberg C (OSC) Bragefeltet Oseberg Vest Troll-Oseberg gassinjeksjon (TOGI) Ressurser med godkjent utbyggingsplan Oseberg Øst Oseberg Sør Oseberg Gasstransport (D) Ressurser i sen planleggingsfase Tune 30/ Kappa og Delta Økt utvinningsgrad / utvidelse av dreneringsområde Ressurser i tidlig planleggingsfase Hild Alfa Cook Oversikt over ressursene i Osebergområdet fordelt på ressursklasser Status for området Rørledninger Eksportrørledinger Eksisterende rørledninger i Osebergområdet Planlagte rørledninger i Osebergområdet Planlagte miljøtiltak i Osebergområdet Feltspesifikke tiltak for å redusere utslipp til luft og sjø, eksisterende felt Oseberg Feltsenter Oseberg C Brage Feltspesifikke tiltak for å redusere utslipp til luft og sjø, framtidige installasjoner Oseberg Øst og Oseberg Sør Oseberg Gass (D) Oppsummering av miljøtiltak for Osebergområdet CO2 ved fakling CO2 ved kraftproduksjon NOx Brønntesting Diffuse utslipp Produsert vann Sand og borekaks... 40

3 3.3.8 Produksjonskjemikalier Avfall Utslippsprognoser for Osebergområdet ( ) Prognoser for utslipp til luft Prognoser for utslipp til vann Miljøundersøkelser og overvåkingsprogrammer Overvåking av sedimenter Generelt Oseberg og Brage Oseberg Feltsenter Oseberg C Brage Overvåking av vannsøylen Oljeselskapenes anvendelse av overvåkingsresultatene... 47

4 Forord Denne rapporten inngår som en del av Regional konsekvensutredning for petroleumsvirksomheten i Nordsjøen (RKU-Nordsjøen). Rapporten er utarbeidet av Norsk Hydro. RKU-Nordsjøen består av en rekke temarapporter som dokumenterer konsekvensene av den samlede nåværende og framtidige petroleumsaktiviteten på norsk sokkel sør for 62. breddegrad. En nærmere oversikt over temarapportene er gitt i innledningskapitlet. De enkelte temarapportene kan leses uavhengig av hverandre, og de vil kunne oppdateres hver for seg etter behov. Utarbeidelsen av dokumentasjonen ble igangsatt på henstilling fra Olje- og Energidepartementet (OED) samt etter eget ønske fra de deltakende selskapenes side. De deltakende selskaper har vært: Amoco, BP, Conoco, Esso, Norsk Hydro, Mobil, Phillips, Saga, Shell og Statoil. Utredningsarbeidet har vært organisert med en ressursgruppe bestående av alle de deltakende selskapene og flere arbeidsgrupper innenfor ulike deler av utredningsarbeidet. I samsvar med de generelle bestemmelsene om konsekvensutredninger i Petroleumsloven, er det utarbeidet et utredningsprogram forut for utredningsarbeidet (Statoil 1998). Olje- og Energidepartementet sendte utredningsprogrammet for RKU-Nordsjøen på høring 15. juli Frist for å komme med merknader ble satt til 1. oktober. Mottatte høringsuttalelser er tatt hensyn til i de ulike temarapportene. En oversikt over høringsuttalelsene er tatt inn som vedlegg til temarapport Ia og Ie. Hensikten med regionale konsekvensutredninger er primært å gi en bedre oversikt over konsekvensene av petroleumsaktiviteten på sokkelen enn det enkeltstående feltvise konsekvensutredninger gir. Den regionale konsekvensutredningen vil tjene som referansedokument for framtidige feltspesifikke konsekvensutredninger. Dette forventes å bety en forenkling og forbedring av utredningsarbeidet. I forbindelse med RKU-arbeidet er Nordsjøen delt inn i 6 delområder. Disse delområdene er: Tampenområdet Trollområdet Osebergområdet Frigg-Heimdalområdet Sleipnerområdet Ekofiskområdet 3

5 Sammendrag Generelt Osebergområdet omfatter hovedsakelig Osebergfeltet med blokkene: 30/6, 30/8, 30/9 og Bragefeltet med blokkene 30/6, 31/4, 31/7. De første funnene på Oseberg ble påvist i 1979 og oljeproduksjon startet fra Oseberg Feltsenter i Osebergfeltet ligger ca 130 km nordvest for Bergen hvor det er 100 til 160 meter havdyp. Osebergfeltet Osebergfeltet er et olje- og gassfelt. Feltet er bygget ut trinnvis og designet for en tofaset utvinning av olje og gassresurssene i området. I første fase utvinnes oljen med injeksjon av prosessert egenprodusert og importert gass for trykkvedlikehold i reservoaret. I andre fase produseres, prosesseres og eksporteres gassen. Oseberg er et modent område. Over halvparten av de påviste oljereservene i området er produsert. Oljeproduksjonen fra de store feltene er fallende, og det er ledig kapasitet for innfasing av olje på de fleste etablerte plattformene. Prioriterte aktiviteter i Osebergområdet vil derfor være optimalisering av produksjonen fra feltene i drift, samt innfasing av utbyggingsprosjektene; Oseberg Øst, Oseberg Sør, Tune og Kappa-Delta. Oseberg vil fra år 2000 gradvis gå fra produksjon, prosessering og eksport av olje over mot produksjon, prosessering og eksport av gass. Feltsenteret vil oppgraderes og etableres som et gassknutepunkt for prosessering og eksport av gassreservene i området. Gassen vil eksporteres til Heimdal gjennom OGT. Gassproduksjon er forventet å øke betydelig i de neste 10 år, og vil utgjøre 50% av den samlede produksjonen fra Osebergområdet i år Osebergfeltet er til nå bygget ut med fire plattformer. I første utbyggingstrinn ble Oseberg Feltsenter (OSF), som består av Oseberg A- og Oseberg B-plattformen bygget. Senere er Oseberg C plattformen (OSC, oppstart 1991) og Oseberg Øst plattformen (OSØ, oppstart april 1999) bygget og koplet opp mot feltsenteret via feltinterne rørledninger. Foruten produksjon og prosessering av olje og gass, er feltsenteret også et knutepunkt for transport av olje til Stureterminalen gjennom Oseberg Transport System (OTS). Fra nord kommer olje fra Veslefrikk og OSC, i fra sør kommer olje fra Frøy og Lille-Frigg og fra øst Bragefeltet og OSØ. Vest i Osebergfeltet er det bygget undervannsinstallasjoner, Gamma Nord, som produserer olje til OSF og gass for injeksjon til OSC. Feltsenteret importerer gass via Troll Oseberg Gass Injeksjon (TOGI). Gassen fra TOGI benyttes til injeksjon og trykkvedlikehold i reservoaret. Bragefeltet er bygget ut med en plattform som ligger 13 km øst for OSF. Brageplattformen startet oljeproduksjon i Oljen eksporteres via OSF til Sture via OTS. Gass fra Bragefeltet eksporteres via Statpipe til Tyskland. Osebergfeltet vil bli bygget ut med ytterligere to plattformer og en undervannsinstallasjon de nærmeste årene. Oseberg Sør (OSS) plattformen har planlagt oppstart av oljeproduksjon i oktober i år Plattformen koples til feltsenteret for prosessering og eksport av olje til Sture. Oseberg Gasstransport (Oseberg D plattformen, OSD), har planlagt oppstart av gasseksport oktober år Videre er det besluttet å bygge ut blokk 30/8 (Tune) med en undervannsinstallasjon 5

6 med oppstart i Det arbeides med planer om en samordnet undervannsutbygging av Statfjord Kappa og Delta. Dette er imidlertid i tidlig planfase. Ved oppstart av Oseberg D starter utvinningsfase II av Oseberg feltet. Gass fra Osebergfeltet vil prosesseres og eksporteres via Oseberg D plattformen og gjennom Oseberg Gass Transport (OGT) til Heimdal. Heimdal plattformen bygges om til et knutepunkt for gassproduksjon, prosessering, tredjepartsprosessering og gasseksport. Fra Heimdal kan gassen eksporteres til kontinentet via Statpipe eller Storbritannia via Vesterled. Rørledninger Oseberg Feltsenter (OSF) er et knutepunkt for eksport av olje til Sture via Oseberg Transport System (OTS). Rørledningen går mellom OSF til Stureterminalen i Øygarden kommune. Installasjonene i Osebergfeltet er knyttet opp til OSF med feltinterne rørledninger for eksport av olje til Sture via OTS. Frostpiperørledningen knytter Friggfeltet opp mot OSF for eksport av kondensat til Sture. I år 2000 starter Oseberg D-plattformen med gasseksport til Heimdalplattformen via rørledningen Oseberg Gass Transport (OGT). Dette muliggjør eksport av gass i Osebergområdet til Heimdal og videre til Storbritannia og kontinentet. Utslippsprognoser Utslippene til luft (CO 2, NOx og nmvoc) og vann (produsert vann) i Osebergområdet er generelt økende til Denne utviklingen i utslipp til luft kan forklares med oppstart av tre nye felt OSØ, OSS og Tune, samt behov for energi til gassproduksjon og kompresjon av gass til eksport. Utslippene av nmvoc er imidlertid svært lave i Osebergregionen i forhold til enkelte andre felt. Dette er fordi det ikke forekommer bøyelasting på Osebergfeltet Økende utslipp av produsertvann er knyttet til stigende vannproduksjon fra oljebrønnene i området. Oseberg Feltsenter og Oseberg C-plattformen bidrar til de største utslippsøkningene. Brageplattformen, OSØ og OSS vil normalt reinjisere produsertvann, og derfor bidra marginalt til utviklingen i området. Det vil fortsatt være utslipp av vannbasert boreslam i forbindelse med videre utforskning av tilleggsresurser og en eventuell utbygging av reservene i Osebergregionen. Ved produksjon i Osebergområdet vil de årlige CO 2 - og NOx-utslippene i år 2003 utgjøre ca. 11% (hhv. 1,03 Mtonn/år og 5,8 Ktonn/år) av de totale utslippene av disse gassene fra petroleumsindustrien i Nordsjøen. VOC-utslippene vil utgjøre omlag 0,2% (2700 tonn/år) av totalen, og produsertvannutslippene vil utgjøre drøyt 7% (8538 Ktonn/år) av de totale utslippsmengdene. 6

7 Miljøskadereduserende tiltak Oseberg Feltsenter og Oseberg C er bygget etter relativt "moderne" konsepter og utslippene pr. produsert enhet er generelt lave. Produsertvannutslippene fra OSF og OSC er likevel relativt høye og vil være naturlig å fokusere på disse i forbindelse med vurdering og gjennomføring av utslippsreduserende tiltak. Foreløpig er det besluttet å utvide vannbehandlingskapasiteten ved OSF og OSC, for å møte den stigende vannproduksjonen. Nye installasjoner som settes i drift reinjiserer produsert vann. Totalt sett kommer Osebergområdet bra ut i forhold til de fleste feltene i Nordsjøen. Av andre viktige miljøtiltak i området installeres det dampkraftverk på OSF i forbindelse med oppstart av Oseberg D-plattformen. Oseberg Øst og Oseberg Sør er utstyrt med turbiner som er klargjort for lav-nox-brennere. Miljøovervåking i Oseberg området Miljøovervåking av sediment gjennomføres etter SFTs gjeldende retningslinjer. Overvåkingsrapport er under utarbeidelse av Akvaplan NIVA og vil oversendes myndighetene Det eneste som er tilgjengelig materiale fra denne overvåkingsrapporten i skrivende stund, er enkelte overordnede konklusjoner. Som tidligere viser 1998 sedimentundersøkelsene en gradient fra tydelig påvirket fauna i nærheten av installasjonene til lett faunapåvirkning ut til 1500 meter langs hovedstrømretningen (SØ-retning). Det er funnet en økning i konsentrasjon av de fleste kjemiske parameterene ved prøvestasjonene nærmest installasjonene. Prøvestasjoner utenom hovedstrømretningen fra ulike installasjoner viser imidlertid ingen endring i forhold til tidligere undersøkelser. Noen felt viser også en forbedring av bunnfaunaen i forhold til tidligere undersøkelser. 7

8 1 Innledning Petroleumsloven krever at det blir utarbeidet en selvstendig feltspesifikk konsekvensutredning for hvert nytt felt/funn som bygges ut, som et vedlegg til Plan for utbygging og drift (PUD). Fra myndighetenes side har det lenge vært et uttalt ønske om å komme bort fra bit for bit betraktninger. En har ønsket at nye utbygginger blir vurdert i en større sammenheng, slik at det kommer klarere fram hvordan de totale konsekvensene av petroleumsvirksomheten endres. Det har også vært et ønske om å få til en mer effektiv og mindre ressurskrevende utredningsprosess. Dette var bakgrunnen for at den første regionale konsekvensutredningen ble utarbeidet for Tampenområdet i 1995 (Norsk Hydro 1995). Utredningen for Tampen har vært benyttet som grunnlag for flere forenklede feltspesifikke konsekvensutredninger, bl.a. for Statoils prosjekter Gullfaks Satellitter, Huldra og Sagas Snorre 2 (Snorre B). I tiden som har gått siden den første RKU ble laget, har nye opplysninger og kunnskaper kommet til. Gjennom bruk av den eksisterende utredningen fra 1995 og utarbeidelse av regionale konsekvensutredninger for andre områder, har en gjort seg nyttige erfaringer. Innhold og form har vært gjenstand for diskusjon mellom oljeselskapene og myndighetene, og disse har ledet fram til den omleggingen av utredningsarbeidet som er gjort rede for i kapittel Organisering av utredningsarbeidet. Rapportstruktur. Den første RKU for Osebergområdet bestod av en enkelt rapport, som hovedsakelig fokuserte på aktiviteten innenfor Osebergområdet, uten i særlig grad å se denne i sammenheng med aktiviteten i tilgrensende områder. Det vesentligste nye ved RKU- Nordsjøen er: Det fokuseres på de samlede konsekvensene av petroleumsaktiviteten i hele Nordsjøen. Samtidig beskrives bidragene fra hvert delområde til det totale konsekvensbildet. Utredningen er splittet opp i flere separate temarapporter, som kan oppdateres hver for seg etter behov. På denne måten håper en at det i større grad enn før skal bli mulig å bruke den regionale utredningen til å vurdere konsekvensene av nye enkeltprosjekter i et riktig perspektiv. I RKU - Nordsjøen er Nordsjøen delt inn i 6 delområder, hovedsakelig med utgangspunkt i infrastruktur og operatøransvar. Aktiviteten innen et delområde vil i de fleste tilfeller kunne medføre konsekvenser utover delområdets grenser. Influensområdene vil altså til en viss grad overlappe hverandre. Graden av overlapping vil variere med hvilket tema som fokuseres. Eksempelvis vil utslipp til luft kunne ha et influensområde som strekker seg over størsteparten av Nordsjøen, og i tillegg inn over fastlandet. For regulære utslipp til sjø derimot (produsertvann), vil influensområdet hovedsakelig omfatte det delområdet hvor aktiviteten finner sted, samt deler av naboområdene. 9

9 Dette, sammen med at de temavise rapportene kan oppdateres uavhengig av hverandre, danner bakgrunnen for at en har valgt å la den regionale konsekvensutredningen bestå av et sett av temavise rapporter. Følgende rapporter vil inngå i den regionale konsekvensutredningen for Nordsjøen: Temarapport 1a: Temarapport 1b: Temarapport 1c: Temarapport 1d: Temarapport 1e: Temarapport 1f: Temarapport 2: Temarapport 3: Temarapport 4: Temarapport 5: Temarapport 6: Temarapport 7: Temarapport 8a: Temarapport 8b: Infrastruktur, utslipp, overvåkningsundersøkelser og miljøtiltak i Tampenområdet Infrastruktur, utslipp, overvåkningsundersøkelser og miljøtiltak i Trollområdet. Infrastruktur, utslipp, overvåkningsundersøkelser og miljøtiltak i Osebergområdet. Infrastruktur, utslipp, overvåkningsundersøkelser og miljøtiltak i Frigg-Heimdal området. Infrastruktur, utslipp, overvåkningsundersøkelser og miljøtiltak i Sleipnerområdet. Infrastruktur, utslipp, overvåkningsundersøkelser og miljøtiltak i Ekofiskområdet. (Denne rapporten vil foreligge på et senere tidspunkt) Utslipp til luft og sjø - Prognoser Beskrivelse av influensområdet til havs og på land Uhellsutslipp - sannsynlighet, miljørisiko og konsekvenser Regulære utslipp til luft - konsekvenser Regulære utslipp til sjø - konsekvenser Fiskerier og akvakultur - konsekvenser området 58 o N- 62 o N Samfunnsøkonomiske konsekvenser Tampenområdet Samfunnsøkonomiske konsekvenser Sleipnerområdet 1.2 Formålet med konsekvensutredningen Hovedmålet med å utarbeide regionale konsekvensutredninger er å legge et best mulig grunnlag for å vurdere hvordan petroleumsaktiviteten (eksisterende og planlagte aktiviteter) vil påvirke miljø- og samfunnsinteresser (herunder naturressurser, næringsmessige interesser fiskerier og andre brukerinteresser) samt å beskrive de muligheter som finnes for å redusere eller unngå negative effekter. Videre skal RKU bidra til en forenklet og rasjonell konsekvensutredningsprosess for enkeltprosjekter. Det er meningen at konsekvensutredningsarbeidet skal inngå som en integrert del av planleggingen av utviklingen i de forskjellige utbyggingsområdene, og således være med på å legge premisser for utbyggings- og driftskonsepter. 10

10 For å få dette til er følgende punkter særlig viktige: RKU må inneholde oppdatert grunnlagsinformasjon om influensområdets fysiske miljø, biologiske ressurser, økologiske sammenhenger, næringsinteresser og rekreasjonsmessige interesser. Der det er mulig skal informasjonen presenteres på en slik måte at den kan danne grunnlag for overvåking av miljøtilstanden for å kunne avdekke eventuelle endringer som følge av drift av feltene. RKU skal identifisere og dokumentere mulige tiltak for å redusere eller unngå negative effekter av utslipp til luft og sjø, og av fysiske inngrep. Dette omfatter også tiltak for å avbøte negative effekter som likevel oppstår. RKU må jevnlig oppdateres både mht til utbyggingsplaner og utslippsprognoser, informasjon om influensområdet og generell kunnskapsstatus. 1.3 Forholdet til feltspesifikke konsekvensutredninger Den regionale konsekvensutredningen skal sammen med de feltspesifikke utredningene dekke de krav som lovverket setter til konsekvensutredninger ved utbygginger på kontinentalsokkelen. Dette betyr at man ved utarbeidelse av framtidige feltvise konsekvensutredninger i stor grad vil basere seg på konklusjoner og dokumentasjon fra den regionale utredningen. De feltspesifikke konsekvensutredningene forutsettes å være mer konkrete og detaljerte mht. utbyggingsløsninger og teknologiske løsninger. Når det gjelder miljømessige konsekvenser utenfor nærsonen til installasjonen vil det bli henvist til den regionale konsekvensutredningen, såfremt utbyggingen skjer innenfor de rammer for utslipp mv. som den regionale konsekvensutredningen er basert på. I enkelte tilfeller vil den regionale utredningen helt kunne erstatte en feltspesifikk utredning. 1.4 Oppdatering Det legges ikke opp til at den regionale konsekvensutredningen skal oppdateres hver gang den benyttes som bakgrunn for en feltspesifikk utredning. Derimot vil det være naturlig at den oppdateres dersom forutsetningene for utredningen blir vesentlig endret. Dette kan være tilfelle dersom det skal gjennomføres nye store utbygginger som det ikke er tatt høyde for i utredningene, eller dersom det innføres nye krav til hva som skal utredes ved nye utbygginger. Oppsplittingen i temarapporter vil gjøre oppdateringen enklere, sammenlignet med tidligere da alle tema ble behandlet i en og samme rapport. Oppdateringsfrekvensen vil kunne bli ulik for de ulike temarapportene. 11

11 1.5 Geografisk avgrensning av Osebergområdet Osebergområdet er avgrenset av engelsk sektor i vest, ' øst, og breddegradene 60 45' i nord og 60 0 i sør med unntak av Nordøst Frigg og Odin som er inkludert i Frigg-Heimdalområdet. Osebergområdet omfatter blant annet feltene Oseberg og Brage. Osebergfeltet ligger innenfor blokkene: 30/6, 30/8, 30/9 og Bragefeltet innenfor blokkene 30/6, 31/4, 31/7. Feltene ligger henholdsvis ca. 130 og 120 km nordvest for Bergen. Omlag km øst for Osebergfeltet ligger Trollområdet med feltene Troll og Sogn og ca. 100 km nordvest for Osebergfeltet ligger Tampenområdet med bl.a. oljeinstallasjoner på feltene Statfjord, Gullfaks, Snorre og Visund. Feltene Frigg og Heimdal ligger henholdsvis 70 og100 km sør for Oseberg Feltsenter. Frigg- og Heimdal feltene går mot avvikling. Heimdalplattformen bygges imidlertid om fra produksjon og eksport av kondensat til knutepunkt for produksjon, prosessering og eksport av gass. Den foreliggende rapporten beskriver infrastruktur, utslippsprognoser, miljøtiltak og overvåkings- resultater i Osebergområdet. Hovedvekten er lagt på å beskrive det som er særegent og spesifikt for Osebergområdet. Det henvises til Miljøsok-rapporten Oljeindustrien tar ansvar og RKU-Nordsjøen, temarapport 1a for en generell omtale av politiske føringer, mulige miljøtiltak og forskningsprogrammer. Høringsuttalelsene til utredningsprogrammet for RKU-Nordsjøen finnes også vedlagt temarapport 1a. 12

12 2 Oversikt over felt og rørledninger og forventninger til framtidige funn i Osebergområdet. I dette kapitlet gis en oversikt over den eksisterende og mulige framtidige petroleumsvirksomhet i Osebergområdet. Figur 2.1 gir en oversikt over eksisterende og nært kommende installasjoner og rørledninger i Osebergområdet. Innledningsvis (Kap. 2.1) gis det en områdebeskrivelse og kart- og tabellmessig presentasjon av lisenser, funn og produksjon. Deretter gjennomgås felt i produksjon (Kap. 2.2), ressurser med godkjent utbyggingsplan (Kap. 2.3), ressurser i sen planleggingsfase (Kap. 2.4) og ressurser i tidelig planleggingsfase (kapittel 2.5). Oppsummeringsvis gis det en oversikt over ressursene i området fordelt på ressursklasser (Kap. 2.6) og en oversikt over eksisterende og planlagte rørledninger i området (Kap. 2.7). Figur 2.1 Oversikt installasjoner og rørledninger i Osebergområdet 13

13 2.1 Oversikt over lisenser og funn Norsk Hydro har operatørskap over installasjonene som omfattes av foreliggende rapport. Tabell 2.1. gir en oversikt over lisenser gitt i Osebergområdet. Tabell 2.1 Lisenser og funn i Osebergområdet (Faktahefte (OED 1998) og Norsk Hydro) Feltnavn Blokk Lisens Operatør Planlagt prod. periode Alfa Cook Hild Hild Oseberg Oseberg Øst Oseberg Sør Brage 30/6 29/7 30/7 29/6 30/4 30/9 30/9 30/12 30/6 30/6 31/4 31/7 PL 054 PL 040 PL 043 PL 079 PL 104 PL 171 PL 053 PL 053 PL 055 PL 185 Norsk Hydro Produksjon a.s Norsk Hydro Produksjon a.s TOTAL Norge a.s Norsk Hydro Produksjon a.s Norsk Hydro Produksjon a.s Norsk Hydro Produksjon a.s Ingen konkrete planer Ingen konkrete planer Ingen konkrete planer Tune 30/8 PL 190 Norsk Hydro Produksjon a.s Ressursmessig domineres området av Osebergfeltet som er et oljefelt med gasskappe. Osebergfeltet rangeres som det tredje største oljefunnet (basert på opprinnelig tilstedeværende olje) på norsk sokkel. Feltet vil i hovedsak utvinnes i to faser. I fase I produseres olje med injeksjon av gass og vann (OSC) som trykkstøtte. I fase II vil gassen produseres, prosesseres og eksporteres. Osebergfeltet er bygget ut i flere trinn. Første byggetrinn omfattet plattformene Oseberg A- og Oseberg B på feltets sørlige del. Plattformene er koplet sammen og utgjør Oseberg Feltsenter. Feltsenteret startet sin oljeproduksjon I byggetrinn to ble Oseberg C-plattformen bygget på feltets nordlige del, med oppstart av oljeproduksjon i Oseberg C-plattformen er knyttet til OSF med feltinterne rørledninger og eksporterer olje og multifase til OSF samt importerer vann for injeksjon fra OSF. Olje fra Osebergfeltet eksporteres gjennom Oseberg Transportsystem (OTS) med rørledning fra Oseberg Feltsenter til terminalen på Sture. Gassen i Osebergområdet produseres, prosesseres og injiseres for trykkstøtte i reservoaret. I tillegg importeres det gass fra Troll Oseberg Gassinjeksjon (TOGI) til injeksjon i reservoaret for trykkvedlikehold under den oljeproduserende perioden. Oseberg Feltsenter produserer og prosesserer i fase I olje, og er også et knutepunkt for eksport av olje fra nærliggende installasjoner gjennom OTS til Sture. Etter etablering av feltsenteret i 1988 og Oseberg C i 1991 er det bygget to plattformer i nærområdene til feltsenteret, Brage og Veslefrikk. Begge installasjonene eksporterer olje til OSF for videre transport via OTS til Sture. Ytterligere to plattformer, Oseberg Øst og Oseberg Sør, og en undervannsutbygging, Tune, er besluttet utbygget og fases inn mot OSF i år 1999, 2000 og

14 Det planlegges ytterligere en kombinert utbygging av Kappa-Delta strukturene for innfasing mot OSF. Følgende installasjoner er således knyttet eller vil bli knyttet opp mot OSF: Troll Oseberg Gass Injeksjon (TOGI). Oseberg Feltsenter importerer gass fra TOGI. Gassen injiseres for trykkvedlikehold på feltet. Gassen vil senere bli produsert og eksportert i fase II av feltets levetid. Oseberg C plattformen 14 km nord for feltsenteret startet oljeproduksjon i Oseberg C transporterer stabilisert olje og flerfase (MTS) til OSF. Oseberg C mottar vann for injeksjon fra OSF. Gamma Nord ligger vest for OSF og er bygget ut med undervanns-installasjoner. Gamma Nord eksporterer olje til OSF og gass til OSC til injeksjon og trykkvedlikehold. Brage feltet 13 km øst for feltsenteret er bygget ut med Brageplattformen som startet oljeproduksjon i Brageplattformen eksporterer olje til feltsenteret og gass via Statpipe-systemet til Tyskland. Veslefrikk-plattformen ligger ca 34 km nord for feltsenteret startet oljeproduksjon i Olje transporteres til OSF for transport til Sture. Gass eksporteres via Statpipe-systemet. Statoil er operatør for Veslefrikk som er nærmere beskrevet i Tampenutredningen. Friggfeltet eksporterer kondensat via Frostpipe rørledning til Oseberg Feltsenter for videre transport til Sture via OTS. Oseberg Øst-plattformen nordøst for feltsenteret starter oljeproduksjon første kvartal 1999 og vil eksportere olje til feltsenteret for prosessering og videre transport til Sture. Oseberg Sør har planlagt oppstart i år Oseberg Sør vil eksportere olje til feltsenteret for prosessering og transport til Sture. Oseberg D-plattformen (OSD) vil bli koplet til OSF i år Oseberg D vil prosessere og eksportere gass via OGT til Heimdal. Tune er et kondensat- og gassfunn 12 km sørvest for feltsenteret, og planlegges utbygget med undervannsinstallasjon knyttet opp mot OSF. Oppstartet for Tune er planlagt innen år Kappa-Delta planlegges som mulig kombinert undervannutbygging med innfasing mot OSF. Det vurderes å levere plan for utvikling og produksjon (PUD) i desember 1999 med mulig oppstart i år

15 Figur 2.2 Figuren viser en oversikt over blokker, lisenser og funn i Osebergområdet. 16

16 2.2 Felt i Produksjon I dette kapitlet beskrives samtlige felt i produksjon i Osebergområdet, se også figur 2.1 over installasjoner i Osebergområdet. I forhold til Oljedirektoratets inndeling i ressursklasser utgjør dette ressursklasse 1, ressurser i produksjon Oseberg Feltsenter (OSF) og Oseberg C (OSC) Felt Oseberg Blokk og utvinningstillatelse Blokk 30/6, utvinningstillatelse 053, tildelt 1979 Blokk 30/9, utvinningstillatelse 079, tildelt 1982 Operatør Norsk Hydro Produksjon a.s Planlagt produksjonsperiode OSF , Oseberg C Opprinnelig utvinnbare reserver Olje: 337,6 mill Sm³, Gass: 109 mrd Sm³, NLG: 8,3 mill Sm³ Produksjon i Sm 3 /sd (OSF og OSC) Gjenstående utvinnbare Olje 90 mill Sm 3 olje, 8,3 mill Sm 3 NLG reserver pr Gass 109 mrd Sm 3 Utbyggingsløsning Osebergfeltet ble påvist i Osebergfeltet er bygget ut i flere trinn. Første trinn i utbyggingen omfattet et feltsenter i sør bestående av to plattformer: En betongplattform med prosessutstyr og boligkvarter (Oseberg A) og en stålplattform med utstyr for boring og produksjon (Oseberg B). Til sammen omtales de to plattformene som Oseberg Feltsenter (OSF). OSF er bemannet med 264 personer. Havdypet ved plattformene er ca 100 meter. Osebergfeltet har en total produksjonskapasitet for olje på ca Sm 3 /dag. Produksjonen på OSF skjer fra 30 oljeproduserende brønner hvorav to er separate havbunnsbrønner. I tillegg benyttes 10 brønner for injeksjon av gass og vann. OSF er bygget med prosesskapasiteter på ca Sm 3 /sd olje, ca 47 MSm 3 /sd gass og ca Sm 3 /sd vann. Utbyggingstrinn 2 omfattet en integrert produksjons-, bore og bolig innretning (Oseberg C), plassert ca 14 kilometer nord for feltsenteret. Oseberg C har en bemanning på 45 personer. Produksjonen på Oseberg C skjer fra 18 oljeproduserende brønner inkludert en separat havbunnsbrønn. I tillegg benyttes 8 brønner til injeksjon av gass og vann for trykkvedlikehold. OSC eksporterer både stabilisert olje og multifase/brønnstrøm til OSF. Stabilisert olje eksporteres til OSF i rørledning som er koplet til Veslefrikk-OSF rørledning med en Y-kopling på bunnen. Den stabiliserte oljen eksporteres videre fra OSF via OTS til Sture, mens multifase prosesseres ved OSF før videre transport til Sture. OSC importerer vann for injeksjon i reservoaret fra OSF. Produsert gass på OSC injiseres i reservoaret for trykkvedlikehold. OSC er bygget med prosesskapasiteter på ca Sm 3 /sd olje, 5 MSm 3 /sd gass og Sm 3 /sd vann. Havdypet er ca. 100 meter ved OSC. Oseberg Vest er bygget ut med undervannsinstallasjoner, Gamma nord, som produserer olje til OSF og gass til injeksjon på OSC. Feltsenteret importerer gass fra Troll Oseberg Gass Injeksjon (TOGI). Gassen fra TOGI injiseres i reservoaret for trykkvedlikehold. Oseberg Feltsenter er et knutepunkt for transport av olje. Fra nord blir stabilisert olje fra Veslefrikk og Oseberg C ført frem. OSC eksporterer også multifase til OSF for prosessering. Fra sør kommer olje fra Frøy og Lille Frigg. Fra øst kommer oljen fra Brage. Oljen fra omkringliggende installasjoner transporteres videre til Stureterminalen via Oseberg Transportsystem (OTS). Produsert vann renses og slippes ut. Oseberg feltsenter gikk av platå i 1997 og OSC i Det arbeides derfor med å knytte til tilleggsreserver som Tune og Kappa-Delta nord til feltsenteret. Det bores dessuten nye brønner fra OSB til Omega nord. Omega nord brønnene koples opp som tandembrønner på OSB-plattformen. Oseberg Feltsenter vil starte opp produksjon og prosessering av gass for eksport til Heimdal gjennom Oseberg Gass Transport (OGT) fra år Innfasing av nye gassfunn for injeksjon og trykkvedlikehold vil bidra til å opprettholde oljeproduksjonen fra Osebergfeltet de første årene etter dette. Driftsfunksjoner er lokalisert i Bergen. Hovedforsyningsbase er Mongstad. 17

17 Figur 2.3 Osebergfeltet med Oseberg A, B og C samt Oseberg vest 18

18 2.2.2 Bragefeltet Felt Blokk og utvinningstillatelse Brage Blokk 30/6, utvinningstillatelse 053, tildelt 1979 Blokk 31/4, utvinningstillatelse 055, tildelt 1979 Blokk 31/7, Utvinningstillatelse 185, tildelt 1991 Operatør Planlagt produksjonsperiode Opprinnelig utvinnbare reserver Produksjon i 1998 Gjenstående utvinnbare reserver pr Norsk Hydro Produksjon a.s Olje 54 mill Sm 3 Gass 3,3 mrd Sm 3 NGL 1,6 mill. Sm 3 Olje Sm 3 /sd Olje 23,3 mill Sm 3 Gass 1,8 mrd Sm 3 NLG 0,8 mill tonn Utbyggingsløsning Bragefeltet ligger omlag 120 km vest for Bergen og 13 km nordøst for Oseberg Feltsenter. Bragefeltet er bygget ut med en bunnfast, integrert behandlings-, bore- og boligplattform med understell i stål. Plattformen er bygget med prosesskapasiteter på Sm 3 /sd olje, 5 MSm 3 /sd gass og Sm 3 /sd vann. Oljen transporteres i rørledning til Oseberg A for videre transport gjennom Oseberg Transport System (OTS) til Stureterminalen. Gassen transporteres i egen rørledning til Statpipe/Norpipe-systemet for videre transport til Tyskland. En 9 km lang rørledning knytter Brage til Statpipe Plattformen har en bemanning på 121. Havdypet er 140 meter ved plattformen. Feltet er pr bygget ut med til sammen 36 brønner fordelt som 23 oljeprodusenter (inkludert Sognefjordreservoaret), 2 vannprodusenter (Utsira) og 11 vann-/gassinjeksjonsbrønner. Sognefjordreservoaret ble satt i produksjon i oktober Produsert vann reinjiseres. Driftsfunksjoner er lokalisert i Bergen. Hovedforsyningsbase er Mongstad. Figur 2.4 Brageplattformen 19

19 2.2.3 Oseberg Vest Felt Oseberg Vest Blokk og utvinningstillatelse Blokk 30/6, utvinningstillatelse 053, tildelt 1979 Operatør Norsk Hydro Produksjon as Planlagt produksjonsperiode Opprinnelige utvinnbare Olje 1,3 MSm³ reserver i Gamma Nord Gass 6,2 GSm³ Oseberg Vest omfatter reservoaret Gamma Nord og omfattes av utvinningstillatelsen for Osebergområdet, og inngår i utbyggingsplanen for den nordlige delen av Osebergfeltet. Utbyggingsløsning Oseberg Vest er en satelittutbygging, og ble etablert for å kunne levere ekstra gass til injeksjon på OSF. Feltet har vist seg å inneholde mer olje enn forventet. Produksjonsstart fra den første brønnen var i oktober Denne leverer gass til Oseberg C. Produksjonsstart fra Brønn nr 2, som er koplet til OSF, ble startet mars Det er beregnet at om lag 75% av den injiserte gassen ved feltsenteret senere vil kunne utvinnes når gassproduksjonen tar til ved feltsenteret. Driftsfunksjoner er lokalisert i Bergen. Hovedforsyningsbase er Mongstad Troll-Oseberg gassinjeksjon (TOGI) Installasjon Troll-Oseberg Gassinjeksjon Blokk og Blokk 31/5 og 31/6 utvinningstillatelse 085. Blokker og utvinningstillatelser utvinningstillatelse er de samme som i Troll fase 1. og drives av det samordnede Troll-feltet. Operatør Norsk Hydro Produksjon a.s Planlagt produksjonsperiode Ressurser Gas mrd Sm3 i løpet av år Utbyggingsløsning Troll-Oseberg Gassinjeksjon er en undervannsinstallasjon og ligger på 303 meters dyp. Installasjonen var den første i sitt slag på norsk sokkel. Installasjonen er bygget ut med fem produserende brønner. Kontroll og styring samt overføring av produksjonsvæsker og elektrisk kraft skjer fra Oseberg. Gassen som produseres transporteres ubehandlet i 48 km lang rørledning til Oseberg Feltsenter for prosessering og injeksjon til trykkstøtte. Det er beregnet at om lag 75% av den injiserte gassen vil senere kunne utvinnes når gassproduksjonen tar til ved feltsenteret. Driftsfunksjoner er lokalisert i Bergen. Hovedforsyningsbase er Mongstad. 20

20 2.3 Ressurser med godkjent utbyggingsplan I dette kapitlet gjennomgås samtlige felt under utbygging i Osebergområdet. I forhold til Oljedirektoratets inndeling i ressursklasser utgjør dette ressursklasse 2, reserver med godkjent utbyggingsplan Oseberg Øst Felt Blokk og utvinningstillatelse Operatør Planlagt produksjonsperiode Opprinnelige utvinnbare reserver Planlagt platåproduksjon Oseberg Øst Blokk 30/6, utvinningstillatelse 053, tildelt 1979 Norsk Hydro Produksjon a.s Olje 23,5 mill Sm Gass 0,8 mrd Sm Olje Sm 3 /sd Utbyggingsløsning Oseberg Øst ligger nordøst for det samordnede Osebergfeltet og sør for Veslefrikk. Utbyggingsløsningen består av en plattform med boligkvarter samt utstyr for boring og 1. trinns separasjons- og kompresjonsanlegg for alternerende vann- og gassinjeksjon. Plattformen er bygget ut med prosesskapasiteter på Sm 3 /sd olje, 1.4 MSm 3 /sd gass og Sm 3 /sd vann Oljen eksporteres til OSF for videre prosessering og transport gjennom den eksisterende rørledningen Oseberg Transport System (OTS) til Stureterminalen. For trykkvedlikehold i reservoaret reinjiseres produsert gass og vann. For ytterligere trykkstøtte produseres det vann for injeksjon. Feltet skal operere til sammen 15 brønner fordelt på 6 oljeprodusenter, 2 alternerende vann og gass injektorer samt 4 vanninjektorer og 2 vannprodusenter. Feltet starter produksjonen april Oseberg Øst har en bemanning på 40 personer. Vanndypet ved installasjonen er 160 meter. Driftsfunksjoner er lokalisert i Bergen. Hovedforsyningsbase er Mongstad. Fors. OSB Prog. report Figur 2.5 Oseberg Øst v ises i sentrum av figuren med OSF til venstre og OSC til høyre 21

21 H Oseberg Sør 12" (Future gas) OSD B 12" (Oil) OSA 13km HELIKOPTER SERVICE LN-OHB C OSEBERG SØR (PDQ) G OS C 8 (WI) 7km 14km SU J SU 8"(WI) 8 (Prod. line) OSS PDO WM i U&P/IF Grafisk K Figur 2.6 Oseberg Sør med brønnrammene K og J 22

22 2.3.3 Oseberg Gasstransport (D) Istallasjon Oseberg D Blokk og Ref.-Oseberg Feltsenter utvinningstillatelse Operatør Norsk Hydro Produksjon a.s Planlagt produksjonsperiode Utbyggingsløsning Oseberg D-plattformen (OSD) bygges ut for behandling og eksport av gass fra OSF. OSD vil øke gasseksportkapasiteten på feltsenteret og gi rom for nye stigerør for import av brønnstrøm og eksport av behandlet gass. På plattformen vil det bli installert utstyr for prosessering av gass samt to gassturbindrevne salgsgasskompressorer. Varme vil bli gjenvunnet og høytrykksdamp som produseres, vil bli brukt til elproduksjon i en ny dampturbindrevet generator på OSA. OSD vil bli knyttet til Oseberg Feltsenter (A-plattformen) via en 90 m lang gangbro hvor også rør for framføring av gass, kondensat og damp samt vann, strøm osv. er plassert. Gassen vil bli eksportert via Oseberg Gass Transport (OGT) til Heimdal. Det er planlagt at gasseksporten vil starte opp 1. oktober Det ble levert Plan for anlegg og drift (PAD) for OGT 1 januar 1997 som ble godkjent i januar Rørledningen skal tas i bruk i løpet av tredje kvartal i år Driftsfunksjoner vil bli lokalisert i Bergen. Hovedforsyningsbase er Mongstad. OSEBERG A OSEBERG B OSEBERG D Oil Oseberg Øst 12" N Gas Export 36" Oil Oseberg Syd 12" Figur 2.7 Oversikt over Oseberg feltsenter og Oseberg D plattformen 23

23 2.4 Ressurser i sen planleggingsfase I dette kapittelet beskrives de funnene der Plan for utbygging og drift (PUD) ventes å bli lagt fram for myndighetene i løpet av 2 år. I forhold til Oljedirektoratets inndeling i ressursklasser utgjør dette ressursklasse 3; ressurser i sen planfase Tune 30/8 Felt Blokk og utvinningstillatelse Operatør Planlagt PUD Planlagt produksstart Forventet produksjon Ressurser Tune Blokk 30/8, utvinningstillatelse PL 190, tildelt 1993 Norsk Hydro Produksjon a.s Innlevering av PUD juli 1999 Oktober 2002 og drift til 2010 Kondensat Sm 3 /sd Gass MSm 3 /sd 7,3 mill Sm 3 27 mrd Sm gass 1,0 mill Sm NGL. Utbyggingsløsning Tunefeltet ligger ca 10 km sørvest for OSF, hovedsakelig i blokk 30/8, men strekker seg inn i blokk 30/5 i nord og inn i blokk 30/6 i øst. Det planlegges å installere en undervannsinstallasjon med høytrykks brønnstrøm med gass og kondensat til Oseberg. Det er planlagt å bygge ut Tune i to trinn. Første byggetrinn omfatter en 6-hulls brønnramme med 4 brønner i byggetrinn 1 og en femte brønn samt en satellittbrønn i byggetrinn 2. Kapasiteten vil med dette være noe redusert de første årene. Det vil legges to 14" rørledninger til Oseberg Feltsenter. Rørledningene er designet for 440 barg for direkte brønntilknytning. Rørledningene vil fortrinnsvis graves ned. Alternativ utbyggingsløsning innebærer å bygge en brønnhodeplattform med første separasjon av kondensat og gass, med eksport av rikgass til Kollsnes og kondensat til Oseberg. Det tas sikte på å levere Plan for utbygging og drift av Tune i juni Driftsfunksjoner vil bli lokalisert i Bergen. Hovedforsyningsbase er Mongstad. Oseberg D Oseberg A Oseberg B Tune 10 km, flerfase Figur 2.8 Tune undervannsinstallasjon koplet til OSD og med brønnramme og fremtidigsatellittbrønn 24

24 2.4.2 Kappa og Delta Felt Blokk og utvinningstillatelse Kappa og Delta Kappa: Blokk 30/6, utvinningstillatelse PL 053, tildelt Delta: Blokk 30/9, utvinningstillatelse PL 079, tildelt 1982 Operatør Planlagt PUD Planlagt produksjonsstart Norsk Hydro Produksjon a.s Innlevering av PUD desember Forventet produksjon Olje ca Sm 3 /d Gass ca. 3 MSm 3 /d Ressurser 1,7 mill Sm 3 olje 8,0 Gass 1,5 millsm 3 NGL Kappa er antagelig ikke lønnsom som selvstendig utbygging. En letebrønn i den østlige delen av Kappa høsten 1998 var tørr. Samtidig er volumene av olje og gass i det opprinnelige funnet i Kappa noe nedjustert. Kappa vurderes nå bygget ut sammen med et funn i Delta-strukturen som ble gjort høsten Dette funnet ligger i lisens PL 079 og grenser inn til Kappa i nord. Funnet består fortrinnsvis av gass, men inneholder også noe olje og kondensat. En felles utbygging vil kunne bestå av en brønnramme for 4 brønner plassert i området på grensen mellom de to strukturene og med 2x10" rørledninger til Oseberg Feltsenter. To brønner vil bli boret inn i Kappa og to i Delta. På et senere tidspunkt vil det kunne bli aktuelt å installere ytterligere en brønnramme i området. Denne vil i tilfelle kobles sammen med den første rammen og benytte samme rørledninger inn til Oseberg Feltsenter. En lønnsomhetsanalyse for Kappa og Delta forventes å bli lagt fram i juni Eventuell beslutning om PUD vil bli tatt på dette tidspunkt. Tidligste tidspunkt for innlevering av PUD er i desember Produksjonsstart er aktuell sommeren Drifts og basefunksjoner vil bli lokalisert i Bergen. Hovedforsyningsbase er Mongstad Økt utvinningsgrad / utvidelse av dreneringsområde De større feltene er gått av platå og produksjonen er sterkt fallende. Det er ledig kapasitet for innfasing av oljeressurser på eksisterende installasjoner i Osebergområdet, og for å utnytte ressursene og installasjonene i best mulig grad er det nå viktig å utvikle ressurser nær eksisterende felt. For å møte den negative produksjons- og reserveutviklingen i området må det fokuseres på tiltak som optimaliserer utvinning av ressurser på eksisterende felt og i tilknytning til eksisterende infrastruktur. Utforskningsaktiviteten i Osebergområdet er derfor tidskritisk. Perioden år representerer et mulighetsvindu for innfasing av oljeressurser til OSF før Oseberg gassbehandlingkapasitet benyttes fullt ut til egen gasseksport. 25

25 2.5 Ressurser i tidlig planleggingsfase I dette kapitlet beskrives utvinnbare ressurser der plan for utbygging og drift ventes å bli lagt fram for myndighetene i løpet av ti år eller bygges ut på lang sikt. I forhold til Oljedirektoratets inndeling i ressursklasser utgjør dette ressursklasse 4; ressurser i tidlig planleggingsfase og ressurser som kan bli bygget ut på lang sikt Hild Felt Blokk og utvinningstillatelse Operatør Planer for feltet Ressurser Hild Blokk 30/7 og Blokk 29/7, lisens PL 040 Blokk 29/6 og 30/4, lisens PL 043 Norsk Hydro Produksjon a.s :30/7 og 29/7 TOTAL Norge AS. :29/6 og 30/4 Det er ingen konkrete planer for utbygging av Hild. Feltet regnes som tekniske ressurser Olje 0,8 mill Sm 3 Gass 12,2 mrdsm 3 /d NGL 1,9 MSm 3 /d Alfa Cook Felt Blokk og utvinningstillatelse Operatør Planer for feltet Ressurser Alfe Cook Blokk 30/6, lisens PL 053 Norsk Hydro Produksjon a.s Det er ingen konkrete planer for å bygge ut Alfa Cook. Olje 0,5mill Sm 3 Gass 1,4 mrd Sm Oversikt over ressursene i Osebergområdet fordelt på ressursklasser Tabell 2.2 under gir en samlet oversikt over opprinnelige og gjenværende utvinnbare ressurser i Osebergområdet. Tabell 2.2 Oppsummering av reserver i Osebergområdet fordelt på ressursklasse. Felt Operatør Ressursklasse Planlagt Opprinnelige Gjenværende reserver prod. periode reserver Olje Gass NGL. Olje Gass NGL OSF Hydro Brage Hydro OSØ Hydro OSS Hydro OSD Hydro Tune Hydro Kappa og Hydro Delta Hild Hydro Alfa Cook Hydro Sum (omlag) mill Sm mrd Sm mill Sm mill Sm mrd Sm mill Sm

26 2.6.1 Status for området Figur 2.9 viser at det forventes et fall i oljeproduksjonen for Osebergområdet etter år Platåavgang for installasjonene i Osebergområdet indikerer når det vil være aktuelt å fase inn tilleggsresurser til installasjonene. Tabell 2.3 viser tidspunktene for forventet platåavgang for installasjonene i Osebergområdet. Oseberg Feltsenter gikk av platå i juli Imidlertid vil innfasing av OSØ i 1999 og OSS i 2000 sørge for samlet oljeproduksjon opp mot platå frem til og med år Tabell 2.3 Tidspunkt for platåavgang for installasjoner i Osebergområdet. Plattform Platåavgang Begrensing etter platåavgang Brønnpotensiale Gassbehandling OSA X OSC X Brage OSØ X OSS X * - OSA prosessen forventes vannbegrenset ved innfasing av Omega N brønner Vannbehandling X* X X MSm3/år Brage Ose Øst Ose Sør Oseberg år Figur 2.9 Forventet oljeproduksjon fra felt i Osebergområdet 27

27 I år 2000 starter gasseksporten på OSF. Gassen eksporteres gjennom Oseberg Gass Transport (OGT) via Heimdal til kontinentet eller til Storbritannia. Gassproduksjonen er forventet å øke betydelig i de neste 10 år, og vil utgjøre 50% av den samlede produksjonen fra Osebergområdet i år Prognoser vist i Figur 2.10 for utvinning av gassreservene i området, viser en stigning fra oppstart i år 2000 til 2011 for deretter å falle raskt fra år GSm3/år Brage Tune OSF Årstall Figur 2.10 Gasseksport potensiale for Osebergområdet. Brage eksporterer via Statpipe og Tune via OSF. Kappa og Delta er omfattet av OSF. 2.7 Rørledninger I dette kapitlet redegjøres det for alle rørledninger til og fra installasjonene i Osebergområdet og rørledninger som krysser gjennom området. Som vist på figur 2.1 og kartfigur 2.11 har Osebergområdet en godt utbygget infrastruktur. Oseberg Feltsenter er et knutepunkt for eksport av olje til Stureterminalen via Oseberg Transportsystem (OTS). Plattformene i Osebergområdet er derfor knyttet opp til OSF via feltinterne rørledninger. Typisk for Osebergområdet er at plattformene helt eller delvis prosesserer olje før oljen transporteres til OSF via feltinterne rørledninger. Etter en eventuell sluttprosessering på OSF eksporteres oljen til Sture via OTS. Det finnes også flere rørledninger mellom undervannsinstallasjoner og produksjons- og behandlingsplattformer med ulike funksjoner. Eksempler er rør for transport av brønnstrøm fra brønnene, og transport av vann eller gass fra plattformene til brønner for injeksjon i reservoaret. I tillegg finnes det kontrollkabler som typisk kan inneholde rør for transport av kjemikalier, hydraulikkvæske og ledninger for overføring av signaler og elektrisk kraft. Mindre rør og kabler er normalt nedgravd. 28

28 Olje og gass eksporteres til landanlegg i Norge, til Storbritannia eller Kontinentet via flere eksportrørledninger i Osebergområdet. Eksportrørledningene er oftest 16" i diameter eller større. Disse rørledningene legges oftest direkte på havbunnen. Rørledningene stabiliseres ved at det dumpes grus over dem på begrensede områder hvor de må ha understøtte. Dette er oftest påkrevet ved rørkryssinger og i kupert område for å hindre frie spenn. Eksportrørledningene i Osebergområdet blir beskrevet under og er også listet i tabell 2.4 og Eksportrørledinger Oseberg Transport System (OTS) Oljen fra Osebergfeltet transporteres i en 110 km lang rørledning fra Oseberg A-plattformen til råoljeterminalen på Sture i Øygarden kommune. Rørledningen har en dimensjon på 28, og en teknisk kapasitet på Sm 3 /sd. Lagerkapasiteten på Sture er Sm 3. OTS ble åpnet i 1988 og er bygget for en levetid på minimum 40 år. Rettighetshaverne i Oseberg-gruppen har opprettet et eget interessentselskap som er ansvarlig for driften av rørledningen. Eierfordelingen er den samme som i Osebergfeltet. Interessentskapet har inngått avtaler med rettighetshaverne til feltene Veslefrikk, Brage, Frøy og Lille-Frigg om transport av oljen fra disse feltene via Oseberg A og gjennom OTS til Sture. Olje og NGL fra Lille-Frigg og Frøy blir transportert fra TCP2-plattformen på Frigg-feltet til Oseberg A gjennom Frostpipe. Frostpipe Rørledningen ligger mellom Frigg og Oseberg Feltsenter. Røret har en diameter på 16" og er 81 km lang. Røret transporterer kondensat fra Friggfeltet for videre eksport via OTS til Sture. Veslefrikk - OSA Rørledningen (16") ligger mellom Veslefrikk og Oseberg A-plattformen. Det transporteres stabilisert olje fra Veslefrikk til OSA for videre transport til Sture via OTS. OSC transporterer også stabilisert olje gjennom rørledningen og er koplet til rørledningen med en Y-kopling mellom Veslefrikk og OSA. Se også figur Oseberg Gasstransport OGT. OGT legges mellom Heimdal og Oseberg D plattformen. Rørledninger vil være 36" og være 110 km lang. OGT skal tas i bruk i tredje kvartal år Den vil transportere tørrgass fra OSD til Heimdal for videre transport til Storbritannia via Vesterled eller til Kontinentet via Statpipe. Rørtraséen er valgt lagt noe øst for den rette linje mellom installasjonene, for å være mindre til hinder for tobisfisket vest og sørvest for Oseberg Feltsenter. Kvitebjørn - Heimdal Det er ulike alternativer til vurdering. Et alternativ er å kople gassrørledningen fra Kvitebjørn til rørledningen som skal gå fra Huldra til Heimdal rett sør for Huldra. Et annet alternativ er å legge rørledning fra Kvitebjørn direkte til Heimdal. 29

29 Huldragass Det er besluttet å legge en gassrørledning fra Huldra til Heimdal. Denne rørledningen vil gå gjennom Osebergområdet og gå relativt parallelt med OGT fra Oseberg til Heimdal. Flere alternativ for rørledningsdimmensjoner er aktuelle. Et alternativ er en 24" rørledning direkte fra Huldra til Heimdal. Denne rørledningen vil være 110 km lang. Et annet alternativ er at rikgass fra Kvitebjørn koples til Huldra gassrørledning. Aktuell rørdiameter for dette alternativet er 36", se kartfigur Statpipe Statpipe krysser gjennom Osebergområdet og den sørlige delen av Trollområdet. Statpipe består av et 880 km langt rørledningssystem med to stigerørsplattformer og en terminal på Kårstø. Feltene Statfjord, Gullfaks, Snorre, Brage, Tordis, Veslefrikk og Heimdal er knyttet til denne rørledningen. Rikgass fra feltene i nordlige Nordsjøen (Statfjord, Gullfaks og Osebergområdet) blir transportert gjennom Statpipe til Kårstø der våtgassen skilles ut og fraksjoneres til kommersielle NGL-produkter for videre transport med skip. Tørrgassen transporteres i en 28 rørledning til stigerørsplattformen Draupner S og videre til Emden via Ekofisk. Heimdalfeltet er tilknyttet Statpipe-rørledningen ved en 36 rørledning til stigerørsplattformen Draupner S Eksisterende rørledninger i Osebergområdet I de følgende tabellene 2.4 og 2.5 er det gitt en oversikt over eksisterende, planlagte og mulige rørledninger i Osebergområdet. Korte rørledninger mellom havbunnsinstallasjoner o.l er ikke tatt med. Under beskrivelsen av de enkelte feltene vil det likevel framgå hva som finnes av slike rørledninger. Rørledningene er også vist i figur 2.1 og kartfigur Tabell 2.4. Eksisterende rørledninger i Osebergområdet Navn Strekning Funksjon Lengde, km Ressursklasse 1 OTS Frostpipe Statpipe MTS TOGI Oseberg A- Stureterminalen Frigg - Oseberg F Statfjord - Kårstø Veslefrikk - OSA OSC - Veslefrikk-Y OSC - OSA OSA-OSC Oseberg F- Troll-Oseberg Gassinjeksjon Brage - Statpipe Brage - OSA Olje Olje Rikgass Olje Olje Flerfase injeksjonsvann Gass Rikgass Olje 3, Antall, dimensjon 1 x 28" 1 x 16" 1 x 30" 1 x 16" 1 x 16" 1 x 14" 1 x 20" 1 x 8" 1 x 12" * Ved økende gassvolum synker oljekapasiteten ** Begrenset av kompressorkapasitet (M10) for gassinjeksjon på OSF Transportvolum, Sm3/år Sm 3 /sd Sm 3 /sd 25 MSm 3 /sd Sm 3 /sd Olje* 35.5 MSm3/sd** 1.1 MSm 3 /sd Sm 3 /sd 30

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan olje- og gassfelt i norge kulturminneplan 165 området området ligger sammen med Snorreområdet og Statfjordområdet på Tampen i den nordlige delen av Nordsjøen. området omfatter feltene, Sør, Gimle og Tordis.

Detaljer

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan olje- og gassfelt i norge kulturminneplan 87 ULAOMRÅDET området omfatter feltene, Tambar, Blane og Oselvar. Blane, som ligger på både norsk og britisk sokkel, var det andre feltet som ble bygget ut, etter

Detaljer

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan olje- og gassfelt i norge kulturminneplan 114 Balderområdet Balderområdet omfatter feltene Balder, Ringhorne, Ringhorne Øst og Jotun. Det ligger omtrent 190 km vest av Stavanger der havdypet er mellom

Detaljer

Fremtidige utbygginger

Fremtidige utbygginger Fremtidige utbygginger Freja Dagny og Glitne Volve Sigyn Grane Vale Skirne Byggve Tune Kvitebjørn 34/7 25S (STUJ) Gjøa Fram Mikkel Kristin Lavrans Trestakk Tyrihans Heidrun Nord Snøhvit Ringhorne Tambar

Detaljer

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan olje- og gassfelt i norge kulturminneplan 123 området området omfatter feltene, Skirne og Vale i den nordlige delen av Nordsjøen. I tillegg blir gass fra Oseberg og Huldra transportert via. Det er også

Detaljer

14 Fremtidige utbygginger

14 Fremtidige utbygginger Fremtidige utbygginger Funn i planleggingsfase (hvor beslutning om utbygging ventes innen 4 år. Listen omfatter ikke funn som faller inn under nye ressurser i eksisterende felt). 2/12-1 Freja...135 3/7-4

Detaljer

Felt og prosjekt under utbygging

Felt og prosjekt under utbygging 15 Felt og prosjekt under utbygging Fram Vest... 135 Grane... 135 Kristin (Haltenbanken Vest)... 136 Kvitebjørn... 136 Mikkel... 137 Sigyn... 137 Snøhvit (inkl. Albatross og Askeladd)... 138 Tune... 139

Detaljer

14 Fremtidige utbygginger

14 Fremtidige utbygginger Fremtidige utbygginger (Funn i planleggingsfase, hvor beslutning om utbygging ventes innen 4 år. Listen omfatter ikke funn som faller inn under nye ressurser i eksisterende felt.) 2/12-1 Freja.................................................

Detaljer

16 Fremtidige utbygginger

16 Fremtidige utbygginger Fremtidige utbygginger (Funn i planleggingsfase, hvor beslutning om utbygging ventes innen 4 år. Listen omfatter ikke funn som faller inn under nye ressurser i eksisterende felt.) 2/12-1 Freja... 143 3/7-4

Detaljer

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan olje- og gassfelt i norge kulturminneplan 189 er et gassfelt sør i Norskehavet, omtrent 130 km nordvest av Molde. Gassen blir ført i land til Nyhamna i Møre og Romsdal. ligger i et område hvor de klimatiske

Detaljer

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan olje- og gassfelt i norge kulturminneplan 185 området området ligger ca. 140 km vest for Sognefjorden. I samme område ligger også Statfjord- og Gullfaksfeltene. I området er feltene og Vigdis i produksjon.

Detaljer

Ressurser og forventninger i nordlige Nordsjø. Tomas Mørch, Direktør for funn og felt Nordsjøen Nord

Ressurser og forventninger i nordlige Nordsjø. Tomas Mørch, Direktør for funn og felt Nordsjøen Nord Ressurser og forventninger i nordlige Nordsjø Tomas Mørch, Direktør for funn og felt Nordsjøen Nord Ressurser og forventninger i nordlige Nordsjø ODs rolle og målsetting Ressurssituasjonen på norsk sokkel

Detaljer

Oversikt over felt og viktige nullutslippstiltak per 13.09.02 Vedlegg

Oversikt over felt og viktige nullutslippstiltak per 13.09.02 Vedlegg Oversikt over felt og viktige nullutslippstiltak per 13.09.02 Vedlegg Felt Operatør Type PUD Prod.start Nullutslippstiltak Kommentar Albuskjell Olje/gass 25.04.75 26.05.79 Nedstengt 26.08.98 Balder og

Detaljer

Felt og prosjekt under utbygging

Felt og prosjekt under utbygging 3 Felt og prosjekt under utbygging (Godkjente utbygginger som betraktes som oppgradering av eksisterende felt er omtalt i kapittel 2. Dette selv om utbyggingen har krevd egen godkjennelse for Plan for

Detaljer

12 Felt i produksjon. Nordlige Nordsjø

12 Felt i produksjon. Nordlige Nordsjø Felt i produksjon Sørlige Nordsjø Ekofiskområdet (Ekofisk, Eldfisk, Embla og Tor)............................. 7 Glitne................................................................. 74 Gungne...............................................................

Detaljer

Sokkelåret 2010. Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 13. januar 2011

Sokkelåret 2010. Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 13. januar 2011 Sokkelåret 2010 Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 13. januar 2011 Innhold Leting Utbygging Produksjon Ressursregnskap Investeringer CO 2 -lagring på norsk sokkel Framtidsutsikter 2 Oljeprisutviklingen

Detaljer

Årsrapport til Miljødirektoratet - Fram 2014

Årsrapport til Miljødirektoratet - Fram 2014 Gradering: Open Status: Final Side 1 av 9 Innhold 1 Innledning... 4 1.1 Produksjon av olje/gass... 5 1.2 Gjeldende utslippstillatelser... 6 1.3 Overskridelser av utslippstillatelser... 7 1.4 Status for

Detaljer

Norsk sokkel ved et tidsskille klarere behov for en utfordrer. Kjell Pedersen, administrerende direktør i Petoro AS

Norsk sokkel ved et tidsskille klarere behov for en utfordrer. Kjell Pedersen, administrerende direktør i Petoro AS Norsk sokkel ved et tidsskille klarere behov for en utfordrer Tidsskille for aktører på norsk sokkel 1960 s 1970 s 1980 s 1990 s 2000 s Mer marked Mer myndigheter Utlendingene ruler sokkelen Mange internasjonale

Detaljer

FAKTA. Kollsnes. prosessanlegg

FAKTA. Kollsnes. prosessanlegg FAKTA Kollsnes prosessanlegg Som en oase lyser prosessanlegget opp kystlandskapet en sensommerkveld Kollsnesanlegget spiller en nøkkelrolle når det gjelder transport av gass i store mengder fra felt i

Detaljer

på bekostning av tiltak for å økte utvinningsgraden i eksisterende prosjekter, tiltak som for eksempel produksjonsboring og brønnintervensjon.

på bekostning av tiltak for å økte utvinningsgraden i eksisterende prosjekter, tiltak som for eksempel produksjonsboring og brønnintervensjon. NOTAT Økt utvinning på norsk sokkel Bellona stiller seg uforstående til det høye tempoet som åpning av nye områder og tildeling av nye lisenser i kystnære områder og områder langt nord, nå skjer med. Det

Detaljer

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan olje- og gassfelt i norge kulturminneplan 198 Åsgardområdet Åsgard Norge Sverige Russland Finland Åsgardområdet ligger på Haltenbanken i Norskehavet, 200 km utenfor kysten av Trøndelag og 50 km sør for

Detaljer

Årsrapport til Statens forurensningstilsyn

Årsrapport til Statens forurensningstilsyn Årsrapport til Statens forurensningstilsyn 2006 HYDRO TUNE Side 2 Innhold 1 FELTETS STATUS... 3 1.1 GENERELT... 3 1.2 PRODUKSJON AV OLJE/GASS... 3 1.3 GJELDENDE UTSLIPPSTILLATELSER... 5 1.4 OVERSKRIDELSER

Detaljer

UTKAST. 1. Virkeområde mv. skal lyde:

UTKAST. 1. Virkeområde mv. skal lyde: Forskrift om endring i forskrift 20. desember 2002 nr. 1724 om fastsettelse av tariffer mv. for bestemte innretninger. Fastsatt av Olje- og energidepartementet [..] 2005 med hjemmel i lov 29. november

Detaljer

14 Felt i produksjon. Norskehavet Draugen Heidrun Njord Norne Åsgard Felt der produksjonen er avsluttet...

14 Felt i produksjon. Norskehavet Draugen Heidrun Njord Norne Åsgard Felt der produksjonen er avsluttet... Felt i produksjon Sørlige Nordsjø Ekofisk-området (Ekofisk, Eldfisk, Embla og Tor)... 77 Glitne... 80 Gungne... 81 Gyda (inkl. Gyda Sør)... 82 Hod... 83 Sleipner Vest... 84 Sleipner Øst... 85 Tambar...

Detaljer

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan olje- og gassfelt i norge kulturminneplan 221 Eksportrørledninger Utbygging av rørledningene fra norsk sokkel har vært en nødvendig forutsetning for salg av produktene til markedene og for utvikling av

Detaljer

Årsrapport Tune 2012 AU-DPN OE OSE-00191

Årsrapport Tune 2012 AU-DPN OE OSE-00191 Innhold 1 Feltets status... 4 1.1 Generelt... 4 1.2 Produksjon av olje/gass... 5 1.3 Gjeldende utslippstillatelser... 6 1.4 Overskridelser av utslippstillatelser / Avvik... 7 1.5 Kjemikalier prioritert

Detaljer

Årsrapport 2009 Vilje AU-EPN ONS MAS-00603

Årsrapport 2009 Vilje AU-EPN ONS MAS-00603 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2011-03-01 Side 1 av 8 Innhold 1 Feltets status... 4 1.1 Generelt... 4 1.2 Produksjon av olje/gass... 4 1.3 Gjeldende utslippstillatelse(r)... 8 1.4 Overskridelser

Detaljer

Årsrapport 2010 Vilje AU-EPN ONS MAS-00675

Årsrapport 2010 Vilje AU-EPN ONS MAS-00675 Årsrapport 2010 Vilje Innhold 1 Feltets status... 4 1.1 Generelt... 4 1.2 Produksjon av olje/gass... 4 1.3 Gjeldende utslippstillatelse(r)... 7 1.4 Overskridelser av utslippstillatelser/avvik... 7 1.5

Detaljer

Årsrapport 2016 til Miljødirektoratet for Tune AU-TUNE-00012

Årsrapport 2016 til Miljødirektoratet for Tune AU-TUNE-00012 Årsrapport 2016 til Miljødirektoratet for Tune Gradering: Open Side 1 av 6 Årsrapport 2016 for Tune Innhold 1 Feltets status... 4 1.1 Generelt... 4 1.2 Produksjon av olje/gass... 5 1.3 Gjeldende utslippstillatelser...

Detaljer

Jan Arve Haugan, Oseberg forretningsenhet. Oseberg får en ny fremtid

Jan Arve Haugan, Oseberg forretningsenhet. Oseberg får en ny fremtid Jan Arve Haugan, Oseberg forretningsenhet Oseberg får en ny fremtid JAH Date: 2005-02-07 Page: 2 Oseberg - i midten av Nordsjøen Huldra Fram Veslefrikk Friggområdet Hild Vestflanken Tune Oseberg Øst Oseberg

Detaljer

SIGYN. KU-dokumentasjon

SIGYN. KU-dokumentasjon SIGYN KU-dokumentasjon Innholdsfortegnelse 1 Innledning 1 2 Prosjektbeskrivelse 2 2.1 Utbyggingsløsning presentert i RKU-Nordsjøen 2 2.2 Oppdatert utbyggingsløsning 3 3 Reservoar og ressurser 5 3.1 Reservoar

Detaljer

20.6 Farlig avfall ALVHEIM

20.6 Farlig avfall ALVHEIM 20.6 Farlig avfall Rapporteringsår Annet 76.90 Batterier 0.75 Blåsesand 0.47 Kjemikalieblanding m/halogen 0.17 ALVHEIM Lysrør/Pære 0.14 Maling 0.05 Oljeholdig avfall 3.55 Rene kjemikalier m/halogen 0.27

Detaljer

Aktivitetsbilder for petroleumsvirksomhet i det nordøstlige Norskehavet

Aktivitetsbilder for petroleumsvirksomhet i det nordøstlige Norskehavet Aktivitetsbilder for petroleumsvirksomhet i det nordøstlige Norskehavet Kunnskapsinnhenting for det nordøstlige Norskehavet Utarbeidet på oppdrag fra Olje- og energidepartementet Innledning ved Olje- og

Detaljer

12 Felt i produksjon. Nordlige Nordsjø

12 Felt i produksjon. Nordlige Nordsjø Felt i produksjon Sørlige Nordsjø Ekofiskområdet (Ekofisk, Eldfisk, Embla og Tor)............................. 71 Glitne................................................................. 74 Gungne...............................................................

Detaljer

GASSEKSPORT FRÅ NORSK SOKKEL

GASSEKSPORT FRÅ NORSK SOKKEL 6 GASSEKSPORT FRÅ NORSK SOKKEL 43 120 Mrd. Sm3 80 40 0 1990 2000 2020 Gassverksemda utgjer ein stadig større del av petroleumssektoren, og gir staten store inntekter. Norsk gass er også viktig for energi

Detaljer

Forskrift om fastsettelse av tariffer mv. for bestemte innretninger. Denne forskriften får anvendelse for innretninger som nevnt i tredje ledd.

Forskrift om fastsettelse av tariffer mv. for bestemte innretninger. Denne forskriften får anvendelse for innretninger som nevnt i tredje ledd. Forskrift om fastsettelse av tariffer mv. for bestemte innretninger Fastsatt av Olje-og energidepartementet den 20. desember 2002 med hjemmel i lov 29. november 1996 nr. 72 om petroleumsvirksomhet 10-18

Detaljer

Verdier for framtiden

Verdier for framtiden Verdier for framtiden Ressursrapport for felt og funn 2017 15. juni 2017 Ingrid Sølvberg, direktør for utbygging og drift Les rapporten på www.npd.no OLJEDIREKTORATETS ROLLE Størst mulig verdi for samfunnet

Detaljer

Årsrapport 2012 Fram AU-DPN OE TRO-00175

Årsrapport 2012 Fram AU-DPN OE TRO-00175 Innhold 1 Feltets status... 4 1.1 Produksjon av olje/gass... 5 1.2 Gjeldende utslippstillatelser... 7 1.3 Overskridelser av utslippstillatelser... 8 1.4 Status for nullutslippsarbeidet... 8 1.5 Kjemikalier

Detaljer

Årsrapport 2014 - Utslipp fra Hymefeltet AU-HYME-00003. Classification: Open Status: Final Expiry date: 2016-02-23 Page 1 of 7

Årsrapport 2014 - Utslipp fra Hymefeltet AU-HYME-00003. Classification: Open Status: Final Expiry date: 2016-02-23 Page 1 of 7 Classification: Open Status: Final Expiry date: 2016-02-23 Page 1 of 7 Table of contents Innledning... 4 1 Feltets status... 4 1.1 Generelt... 4 1.2 Produksjon av olje og gass... 5 1.3 Gjeldende utslippstillatelser

Detaljer

DNO ASA. Resultat 2. kvartal. 1. halvår

DNO ASA. Resultat 2. kvartal. 1. halvår DNO ASA Resultat 2. kvartal og 1. halvår 2000 STYRETS BERETNING FOR 2. KVARTAL OG 1. HALVÅR 2000 DNO ASA Den meget positive utviklingen for DNO konsernet fortsetter. Sammendrag (1999 tall i parentes) DNO

Detaljer

Sokkelåret 2009. Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 15. januar 2010

Sokkelåret 2009. Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 15. januar 2010 Sokkelåret 2009 Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 15. januar 2010 Innhold Produksjon Utbyggingsplaner Investeringer Leting Seismikk Karbonfangst og -lagring Klimakur Utslipp til vann og luft 20.01.2010

Detaljer

DEN NORSKE KONTINENTALSOKKELEN

DEN NORSKE KONTINENTALSOKKELEN DEN NORSKE KONTINENTALSOKKELEN 2 Boreriggen Aker Barents leiter etter petroleum i Barentshavet (Foto: Harald Pettersen, Statoil) FAKTA 2014 15 Norsk sokkel er ein interessant petroleumsprovins. I dei store

Detaljer

Rettighetshavere på norsk kontinentalsokkel

Rettighetshavere på norsk kontinentalsokkel Rettighetshavere på norsk kontinentalsokkel Tilbakelevering av hele utvinningstillatelser 2001: Utvinningstillatelse 114, 114B og 114C. Andelsoverdragelser 2001 Utv. till. Fra: Til: Andel (%): 006 Amerada

Detaljer

KAPITTEL 4. Fra funn til felt

KAPITTEL 4. Fra funn til felt KAPITTEL 4. Fra funn til felt PETROLEUMSRESSURSENE PÅ NORSK KONTINENTALSOKKEL 211 KAPITTEL 4. Fra funn til felt 37 Innledning Ressursene i funn som ikke er besluttet utbygd per 31. desember 21 utgjør fem

Detaljer

Årsrapport 2010 Vale AU-EPN ONS MAS-00674

Årsrapport 2010 Vale AU-EPN ONS MAS-00674 Årsrapport 2010 Vale Innhold 1 Feltets status... 4 1.1 Generelt... 4 1.2 Produksjon av olje/gass... 4 1.3 Gjeldende utslippstillatelse(r) på Vale... 6 1.4 Overskridelser av utslippstillatelser/avvik...

Detaljer

Noe historie om norsk olje

Noe historie om norsk olje Noe historie om norsk olje Lite visste vi om hvor betydningsfull petroleumsnæringen skulle bli for norsk økonomi da de første utvinningstillatelsene ble tildelt midt på 1960-tallet. 50 år senere er næringen

Detaljer

REGIONAL KONSEKVENSUTREDNING, NORDSJØEN

REGIONAL KONSEKVENSUTREDNING, NORDSJØEN TAMPEN-OMRÅDET REGIONAL KONSEKVENSUTREDNING, NORDSJØEN Temarapport 8a: Samfunnsøkonomiske konsekvenser - Tampenområdet 62 Snorre Statfjord Visund TROLL-OMRÅDET FLORØ St.Fergus 61 Statpipe Gullfaks Huldra

Detaljer

Fakta 2005 Olje- og energidepartementet

Fakta 2005 Olje- og energidepartementet Fakta 2005 Kapittel 1 Total petroleumsproduksjon og produksjonsstart for viktige felt Snøhvit 350 Troll I, Sleipner Vest Kristin 300 Troll II, Heidrun Åsgard Ormen Lange 250 200 150 Ekofisk Gullfaks Sleipner

Detaljer

6 Gasseksport frå norsk sokkel

6 Gasseksport frå norsk sokkel 6 Gasseksport frå norsk sokkel 45 Gassverksemda utgjer ein stadig større del av petroleumssektoren, og gir dermed staten store inntekter. Norsk gass er også viktig for energiforsyninga i Europa og blir

Detaljer

Årsrapport Tune 2014 AU-TUNE-00003

Årsrapport Tune 2014 AU-TUNE-00003 Innhold 1 Feltets status... 4 1.1 Generelt... 4 1.2 Produksjon av olje/gass... 5 1.3 Gjeldende utslippstillatelser... 6 1.4 Overskridelser av utslippstillatelser / Avvik... 7 1.5 Kjemikalier prioritert

Detaljer

INNHOLDSFORTEGNELSE. Årsrapport for Atla feltet 2013

INNHOLDSFORTEGNELSE. Årsrapport for Atla feltet 2013 INNHOLDSFORTEGNELSE 1. FELTETS STATUS... 3 1.1. Generelt... 3 1.2. Produksjonen på feltet... 5 1.3. Utslippstillatelser... 5 2. FORBRUK OG UTSLIPP KNYTTET TIL BORING... 5 3. OLJEHOLDIG VANN... 5 4. BRUK

Detaljer

Kraftkrise i Hordaland

Kraftkrise i Hordaland Classification: Statoil internal Status: Draft Kraftkrise i Hordaland - er oljeindustrien problemet eller løsningen? Energiforum, 15. november 2006 Kraftkrise i Hordaland - er oljeindustrien problemet

Detaljer

Gassperspektiver for Norskehavet. Sandnessjøen 22. juni 2009 Åse Boberg Haugland

Gassperspektiver for Norskehavet. Sandnessjøen 22. juni 2009 Åse Boberg Haugland Gassperspektiver for Norskehavet Sandnessjøen 22. juni 2009 Åse Boberg Haugland Agenda ODs rolle Status og utfordringer Norskehavet Mulige framtidsbilder 25.06.2009 2 ODs rolle/ målsetninger Bidra til

Detaljer

Grane Søknad om tillatelse til å grave i marine områder og operere i områder med forurensede sedimenter

Grane Søknad om tillatelse til å grave i marine områder og operere i områder med forurensede sedimenter 1 av 13 Miljødirektoratet v/ Mihaela Ersvik Postboks 5672 Sluppen 7485 Trondheim Grane Søknad om tillatelse til å grave i marine områder og operere i områder med forurensede sedimenter I henhold til Forurensningsforskriften

Detaljer

Oljedirektoratets årsberetning. Norsk sokkel 2000

Oljedirektoratets årsberetning. Norsk sokkel 2000 Oljedirektoratets årsberetning Norsk sokkel 2000 1 N o r s k s o k k e l 2 0 0 0 Oljedirektoratets årsberetning MÅLENHETER FOR OLJE OG GASS Trykk: Aase Grafiske A/S Trykket på svanemerket miljøpapir Oljedirektoratet

Detaljer

Sokkelåret Oljedirektør Gunnar Berge. Oljedirektoratet, 12. januar 2006

Sokkelåret Oljedirektør Gunnar Berge. Oljedirektoratet, 12. januar 2006 Sokkelåret 2005 Oljedirektør Gunnar Berge Oljedirektoratet, 12. januar 2006 Leteåret 2005 12 påbegynte letebrønner Ni undersøkelsesbrønner og tre avgrensningsbrønner Seks nye funn To oljefunn og ett gassfunn

Detaljer

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan olje- og gassfelt i norge kulturminneplan 92 er et oljefelt i den sørøstlige delen av norsk sokkel i Nordsjøen på 77-93 meters havdyp. Det er det første oljefeltet på norsk sokkel som blir bygd ut på ny

Detaljer

Letevirksomhet. Seismiske undersøkelser. Leteboring. Funnresultater. Fremtidig leting

Letevirksomhet. Seismiske undersøkelser. Leteboring. Funnresultater. Fremtidig leting 13 Letevirksomhet Seismiske undersøkelser Leteboring Funnresultater Fremtidig leting Siktemålet med letevirksomheten er å påvise nye, lønnsomme petroleumsressurser, samt bidra til et stabilt og jevnt aktivitetsnivå.

Detaljer

Utslippsrapport for TAMBAR feltet

Utslippsrapport for TAMBAR feltet Utslippsrapport for TAMBAR feltet 2003 Forus 1. Mars 2004 Utarbeidet av: Godkjent av: Ingvild Anfinsen Miljørådgiver BP Norge AS Shona Grant Ula Tambar Draugen Performance Unit Leader BP Norge AS Innholdsfortegnelse

Detaljer

Konsesjonsrunder og tildelinger

Konsesjonsrunder og tildelinger Konsesjonsrunder og tildelinger 1. - 4. konsesjonsrunde 5. - 10. konsesjonsrunde 11. - 16. konsesjonsrunde Barentshavsprosjektet Tildelinger utenom konsesjonsrunder Nordsjøtildelingene Gjennom tildelingspolitikken

Detaljer

Årsrapport til Miljødirektoratet PL- 274 Oselvar

Årsrapport til Miljødirektoratet PL- 274 Oselvar Årsrapport til Miljødirektoratet 2014 PL- 274 Oselvar Innhold 1 STATUS FOR FELTET... 4 GENERELT... 4 EIERANDELER... 6 GJELDENDE UTSLIPPSTILLATELSER... 6 BRØNNSTATUS... 6 STATUS FOR NULLUTSLIPPSARBEIDET...

Detaljer

Selskapenes andeler i felt og utvinningstillatelser

Selskapenes andeler i felt og utvinningstillatelser 17 Selskapenes andeler i felt og utvinningstillatelser I parentes etter angivelse av selskapets andel i vedkommende felt i drift/funn oppgis den/de utvinningstillatelser feltet/funnet ligger i. For de

Detaljer

Årsrapport 2011 Vale AU-DPN OW MF-00112

Årsrapport 2011 Vale AU-DPN OW MF-00112 Årsrapport 2011 Vale Innhold 1 Feltets status... 4 1.1 Generelt... 4 1.2 Produksjon av olje/gass... 4 1.3 Gjeldende utslippstillatelse(r) på Vale... 6 1.4 Overskridelser av utslippstillatelser/avvik...

Detaljer

ODs Faktasider. Felt. Generell informasjon. Faktakart i nytt vindu. lenke. Funnbrønnbane 30/6-5 Funnår Hovedforsyningsbase NPDID for felt 43639

ODs Faktasider. Felt. Generell informasjon. Faktakart i nytt vindu. lenke. Funnbrønnbane 30/6-5 Funnår Hovedforsyningsbase NPDID for felt 43639 Generell informasjon navn OSEBERG ØST Faktakart i nytt vindu lenke Dagens status Producing Funnbrønnbane 30/6-5 Funnår 1981 Hovedområde North sea Hovedforsyningsbase Mongstad NPDID for felt 43639 Bilde

Detaljer

À Ã Õ Õ Œ fl Œ Ã. fl à fl Ã Ã Ó ÔÏ

À Ã Õ Õ Œ fl Œ Ã. fl à fl Ã Ã Ó ÔÏ Ã Ãfl fl Õ À Ã Õ Õ Œ fl Œ à fl à fl Ã Ã Ó ÔÏ Ÿ à fl À à fl Œ fi à fl Œ à Œ Œ fl Ã Õ Œ Ã Õ fi À INNHOLDSFORTEGNELSE 1. FELTETS STATUS... 3 1.1. Generelt... 3 1.2. Produksjonen på feltet... 5 1.3. Utslippstillatelser...

Detaljer

Årsrapport 2008 Vilje AU-EPN ONS MAS-00463

Årsrapport 2008 Vilje AU-EPN ONS MAS-00463 Årsrapport 28 AU-EPN ONS MAS-463 Årsrapport 28 AU-EPN ONS MAS-463 Innhold 1 Feltets status...4 1.1 Generelt...4 1.2 Produksjon av olje/gass...4 1.3 Gjeldende utslippstillatelse(r)...6 1.4 Overskridelser

Detaljer

SDØE-resultater 1 kvartal 2012 - presentasjon

SDØE-resultater 1 kvartal 2012 - presentasjon SDØE-resultater 1 kvartal 2012 - presentasjon Kjell Pedersen, administrerende direktør Marion Svihus, økonomidirektør Jan Rosnes, direktør gassfelt og nye utbygginger Sveinung Sletten, kommunikasjonssjef

Detaljer

ODs Faktasider. Felt. Generell informasjon. Faktakart i nytt vindu. lenke. Funnår Hovedforsyningsbase NPDID for felt

ODs Faktasider. Felt. Generell informasjon. Faktakart i nytt vindu. lenke. Funnår Hovedforsyningsbase NPDID for felt Generell informasjon navn TUNE Faktakart i nytt vindu lenke Dagens status Producing Funnbrønnbane 30/8-1 S Funnår 1995 Hovedområde North sea Hovedforsyningsbase Mongstad NPDID for felt 853376 Bilde Funn

Detaljer

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan olje- og gassfelt i norge kulturminneplan 47 VALHALLOMRÅDET Valhallområdet ligger helt syd på den norske sokkelen i Nordsjøen, like syd for Ekofisk, Eldfisk og Embla. Området omfatter oljefeltene Valhall

Detaljer

Utbygging og drift FAKTA 2013 37

Utbygging og drift FAKTA 2013 37 Utbygging og drift 6 Lista omformarstasjon. Valhallfeltet sør i Nordsjøen blir drive 1 prosent av elektrisk strøm frå land via ein 295 kilometer lang kraftkabel frå Lista. (Foto: BP) FAKTA 213 37 I 212

Detaljer

12 Felt under utbygging

12 Felt under utbygging 12 Felt under utbygging FAKTA 2009 169 Alve Blokk og utvinningsløyve Blokk 6507/3 - utvinningsløyve 159 B, tildelt 2004 Funnår 1990 16.03.2007 av Kongen i statsråd StatoilHydro ASA Rettshavarar DONG E&P

Detaljer

Alve årsrapport 2015 AU-ALVE Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 1 av 9

Alve årsrapport 2015 AU-ALVE Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 1 av 9 Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2017-01-03 Side 1 av 9 Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2017-01-03 Side 2 av 9 Innhold 1 Feltets status... 4 1.1 Generelt... 4 1.2 Gjeldende utslippstillatelser

Detaljer

Kårstø. Gassprosesseringsanlegg FAKTA

Kårstø. Gassprosesseringsanlegg FAKTA Kårstø Gassprosesseringsanlegg FAKTA Kårstø gassprosesseringsanlegg i Nord-Rogaland er Europas største i sitt slag. Anlegget spiller en nøkkelrolle når det gjelder transport og behandling av gass og kondensat

Detaljer

Utslippsrapport for Viljefeltet 2012

Utslippsrapport for Viljefeltet 2012 Utslippsrapport for Viljefeltet 2012 1. mars 2013 1 INNHOLDSFORTEGNELSE 1 FELTETS STATUS... 3 1.1 INNLEDNING... 3 1.2 PRODUKSJON OG FORBRUK... 4 1.3 STATUS PÅ NULLUTSLIPPSARBEIDET... 4 2 UTSLIPP FRA BORING...

Detaljer

Regional konsekvensutredning for petroleumsvirksomheten i Nordsjøen. Temarapport 1e

Regional konsekvensutredning for petroleumsvirksomheten i Nordsjøen. Temarapport 1e Regional konsekvensutredning for petroleumsvirksomheten i Nordsjøen Temarapport 1e INNHOLDSLISTE Forord... side 3 Sammendrag... side 4 1 Innledning... side 7 1.1 Organisering av utredningsarbeidet. Rapportstruktur....

Detaljer

Markedssituasjonen for norskprodusert petroleum

Markedssituasjonen for norskprodusert petroleum Markedssituasjonen for norskprodusert petroleum Normprisen Norsk råolje på verdensmarkedet Salg av våtgass (NGL) Salg av tørrgass Raffineringsvirksomhet Detaljomsetning Petrokjemisk industri 70 2002 USD

Detaljer

Rørledninger og landanlegg

Rørledninger og landanlegg Rørledninger og landanlegg Rørledninger Draugen Gasseksport... 154 Europipe I... 154 Europipe II... 155 Franpipe... 155 Frostpipe... 156 Grane Gassrør... 156 Grane Oljerør... 157 Haltenpipe... 157 Heidrun

Detaljer

Årsrapport 2011 for Vega Sør AU-DPN OE TRO-00091

Årsrapport 2011 for Vega Sør AU-DPN OE TRO-00091 Årsrapport 2011 for Vega Sør Gradering: Internal Side 2 av 10 Innhold 1 STATUS... 5 1.1 Generelt... 5 1.2 Status produksjon... 7 1.3 Oversikt over utslippstillatelser for feltet... 9 1.4 Overskridelser

Detaljer

ARLIG UTSLIPPSRAPPORT ATLA FELTET

ARLIG UTSLIPPSRAPPORT ATLA FELTET Arsraort for Atla feltet 2016 ARLIG UTSLIPPSRAPPORT ATLA FELTET 2016 Ill IF1flAt - :.j. - -:r N - -z - :. Utarbeidet av Verifisert av Godkjent av Dato MILJØKOORDINATOR HSEO MILJeRADGIVER DIREKTØR OPERATION

Detaljer

NORSK LOVTIDEND Avd. I Lover og sentrale forskrifter mv. Utgitt i henhold til lov 19. juni 1969 nr. 53.

NORSK LOVTIDEND Avd. I Lover og sentrale forskrifter mv. Utgitt i henhold til lov 19. juni 1969 nr. 53. NORSK LOVTIDEND Avd. I Lover og sentrale forskrifter mv. Utgitt i henhold til lov 19. juni 1969 nr. 53. Kunngjort 22. juni 2017 kl. 14.05 PDF-versjon 27. juni 2017 20.06.2017 nr. 850 Forskrift om endring

Detaljer

Offisiell åpning Gina Krog

Offisiell åpning Gina Krog Offisiell åpning Gina Krog Program for dagen Tidspunkt Hva skjer 10:40 10:45 Sikkerhetsbrief Gina Krog 10:45 10:50 Velkommen 10:50 10:55 Gina Krog: Prosjektet på 5 min 11:00 11.45 Lunsj 12:00 12:45 Omvisning

Detaljer

Letevirksomhet. Seismiske undersøkelser. Leteboring. Funnresultater. Fremtidig leting

Letevirksomhet. Seismiske undersøkelser. Leteboring. Funnresultater. Fremtidig leting Letevirksomhet Seismiske undersøkelser Leteboring Funnresultater Fremtidig leting 5 Avgrensning antall brønner 3 Undersøkelse 197 1975 19 195 199 1995 Figur.1 Letebrønner avsluttet per år etter reklassifisering.

Detaljer

NORSK OLJEMUSEUM ÅRBOK 2012

NORSK OLJEMUSEUM ÅRBOK 2012 NORSK OLJEMUSEUM ÅRBOK 2012 MED ÅRSMELDING Redaksjonen: Finn E. Krogh Trude Meland Geir Mossige Johannesen Gunleiv Hadland Kristin Øye Gjerde Finn Harald Sandberg Statfjords betydning for Statoil Av Kristin

Detaljer

Oljedirektoratet. Norsk sokkel 2001

Oljedirektoratet. Norsk sokkel 2001 Oljedirektoratet Norsk sokkel 2001 Forord Oljedirektoratets årsberetning N o r s k s o k k e l 2 0 0 1 NYTT OLJE-NORGE Olje- og gassåret 2001 var preget av endringer. Nye selskaper, nye strukturer, nye

Detaljer

Årsrapportering til Miljødirektoratet 2013 Melkøya landanlegg Hammerfest LNG AU-DPN ON SNO-00268

Årsrapportering til Miljødirektoratet 2013 Melkøya landanlegg Hammerfest LNG AU-DPN ON SNO-00268 Classification: Internal Status: Final Expiry date: 2015-01-10 Page 1 of 6 I henhold til Norsk olje og gass «Anbefalte retningslinjer for utslippsrapportering», rev. dato 9.1.2014 inneholder årsrapport

Detaljer

Rørledninger og landanlegg

Rørledninger og landanlegg Rørledninger og landanlegg Rørledninger Norpipe Frigg Transport/Vesterled Frostpipe Sleipner Øst kondensat-rørledning Statpipe Zeepipe Europipe I Troll oljerør I Troll oljerør II Oseberg Transportsystem

Detaljer

Møte med Bergens Næringsråd. Øystein Michelsen Konserndirektør, Utvikling & Produksjon Norge

Møte med Bergens Næringsråd. Øystein Michelsen Konserndirektør, Utvikling & Produksjon Norge Møte med Bergens Næringsråd Øystein Michelsen Konserndirektør, Utvikling & Produksjon Norge 2011 Et uforglemmelig år Fantastiske leteresultater Johan Sverdrup og Skrugard Statoil med 16 av 22 funn på norsk

Detaljer

Oppdatering av regional konsekvensutredning for Nordsjøen konsekvenser for fiskeri og oppdrettsnæringen

Oppdatering av regional konsekvensutredning for Nordsjøen konsekvenser for fiskeri og oppdrettsnæringen Oppdatering av regional konsekvensutredning for Nordsjøen konsekvenser for fiskeri og oppdrettsnæringen Aktivitet 2 og 3 Fiskerinæringen og konsekvenser av petroleumsvirksomhet. Vedlegg Vedlegg 1: Sammenstilling

Detaljer

Sokkelåret Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 14. januar 2008

Sokkelåret Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 14. januar 2008 Sokkelåret 2007 Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 14. januar 2008 Leteåret 2007 Det er påbegynt 32 letebrønner: 20 undersøkelsesbrønner og 12 avgrensningsbrønner. 33 letebrønner er avsluttet.

Detaljer

Alve årsrapport 2014 AU-ALVE-00002

Alve årsrapport 2014 AU-ALVE-00002 Security Classification: Internal - Status: Final Page 1 of 10 Innhold 1 Feltets Status... 4 1.1 Generelt... 4 1.2 Produksjon av olje og gass... 6 1.3 Gjeldende utslippstillatelser på Alve... 7 1.4 Overskridelser

Detaljer

13 Letevirksomhet. Seismiske undersøkelser. Leteboring. Nye funn. Fremtidig leting

13 Letevirksomhet. Seismiske undersøkelser. Leteboring. Nye funn. Fremtidig leting 13 Letevirksomhet Seismiske undersøkelser Leteboring Nye funn Fremtidig leting Antall brønner 60 50 40 30 20 Avgrensning Undersøkelse 10 1966 1971 1976 1981 1986 1991 1996 2001 Figur 13.1 Letebrønner avsluttet

Detaljer

UTSLIPP AV OLJE OG KJEMIKALIER FRA PLATTFORMENE PÅ NORSK KONTINENTALSOKKEL I 1992

UTSLIPP AV OLJE OG KJEMIKALIER FRA PLATTFORMENE PÅ NORSK KONTINENTALSOKKEL I 1992 UTSLIPP AV OLJE OG KJEMIKALIER FRA PLATTFORMENE PÅ NORSK KONTINENTALSOKKEL I 1992 0 INNLEDNING Denne rapporten gir en oversikt over utslippet til sjø av olje og kjemikalier fra offshore installasjoner

Detaljer

11Felt under utbygging

11Felt under utbygging fakta_2005_kap11_15 12-04-05 14:48 Side 142 11Felt under utbygging Godkjente oppgraderingar av eksisterande felt er omtala i kapittel 10 fakta_2005_kap11_15 12-04-05 14:48 Side 143 Alvheim Blokk og utvinningsløyve

Detaljer

FELT UNDER UTBYGGING FAKTA

FELT UNDER UTBYGGING FAKTA 12 FELT UNDER UTBYGGING 163 Gjøa D B C E Olje Oil til to Troll Troll Oil Oljerør Pipeline ll II Oil to Troll Troll Oil Pipeline II Vega Vega Sør Blokk 35/9 - utvinningsløyve 153, tildelt 1988 Blokk 36/7

Detaljer

Søknad om utslipp av radioaktive stoffer fra Gina Krog-feltet

Søknad om utslipp av radioaktive stoffer fra Gina Krog-feltet Søknad om utslipp av radioaktive stoffer fra Gina Gradering: Open Status: Final Side 1 av 11 Innhold 1 Innledning... 4 2 Foretaket... 4 2.1 Beskrivelse av virksomheten... 5 2.1.1 Beliggenhet og lisensforhold...

Detaljer

Plan for utbygging, anlegg og drift av Mikkel

Plan for utbygging, anlegg og drift av Mikkel Plan for utbygging, anlegg og drift av Mikkel Utvinningstillatelse 092 og 121 Del 2 Konsekvensutredning Utarbeidet av Statoil INNHOLDSLISTE 1 Sammendrag... 5 2 Innledning... 8 2.1 Vurdering av gasstransport-

Detaljer

Rørledninger og landanlegg

Rørledninger og landanlegg 5 Rørledninger og landanlegg Gassled rørledninger........................................... 42 Europipe I................................................... 42 Europipe II..................................................

Detaljer

ODs Faktasider. Felt. Generell informasjon. Faktakart i nytt vindu. lenke. Funnbrønnbane 34/10-2 Funnår Hovedforsyningsbase NPDID for felt 43699

ODs Faktasider. Felt. Generell informasjon. Faktakart i nytt vindu. lenke. Funnbrønnbane 34/10-2 Funnår Hovedforsyningsbase NPDID for felt 43699 Generell informasjon navn GULLFAKS SØR Faktakart i nytt vindu lenke Dagens status Producing Funnbrønnbane 34/10-2 Funnår 1978 Hovedområde North sea Hovedforsyningsbase Mongstad NPDID for felt 43699 Bilde

Detaljer

Årsrapportering til Miljødirektoratet 2014. Hammerfest LNG landanlegg AU-SNO-00021

Årsrapportering til Miljødirektoratet 2014. Hammerfest LNG landanlegg AU-SNO-00021 Classification: Internal Status: Final Expiry date: 2016-01-10 Page 1 of 6 I henhold til Norsk olje og gass «Anbefalte retningslinjer for utslippsrapportering», rev. dato 9.1.2014 inneholder årsrapport

Detaljer

Sjøbunn i Nordsjøen påvirket av hydrokarboner (THC) og barium

Sjøbunn i Nordsjøen påvirket av hydrokarboner (THC) og barium Sjøbunn i Nordsjøen påvirket av hydrokarboner (THC) og barium Innholdsfortegnelse Side 1 / 5 Sjøbunn i Nordsjøen påvirket av hydrokarboner (THC) og barium Publisert 12.05.2015 av Overvåkingsgruppen (sekretariat

Detaljer