Helhetlig forvaltningsplan for Norskehavet. Statusbeskrivelse for petroleumsvirksomhet i Norskehavet

Transkript

1 Helhetlig forvaltningsplan for Norskehavet Statusbeskrivelse for petroleumsvirksomhet i Norskehavet. oktober 7

2 INNHOLD Bakgrunn... Oppsummering... 3 Felt i produksjon Draugen Heidrun Kristin Mikkel Njord Norne Urd Åsgard Ormen Lange Felt under utbygging Tyrihans... 5 Utbyggingar i framtida Alve Idun Skarv Funn i planleggingsfasen Trestakk Marulk Eksisterende og planlagte gassrørledninger Gassled-rørleidningar Andre rørleidningar... 8 Historiske utslippsdata for Norskehavet.... Oljeproduksjon og gassleveranser.... CO - og NOx utslipp....3 CH4 - og nmvoc utslipp ved lasting og lagring....4 Utslipp av produsert vann til sjø Komponenter i produsert vann til sjø i Utslipp og forbruk av kjemikalier fra 3 til Antall og mengde akutte utslipp til sjø Typer akutte utslipp Borekaks og slam til sjø Farlig avfall... 33

3 BAKGRUNN Regjeringen har igangsatt et arbeid med en helhetlig forvaltningsplan for Norskehavet. Arbeidet ledes gjennom en interdepartemental styringsgruppe og det er nedsatt en faggruppe for å koordinere den faglige gjennomføringen av arbeidet. I faggruppens mandat inngår å utarbeide et felles faktagrunnlag. Herunder inngår en statusbeskrivelse av petroleumsvirksomhet i området (jf. mandatets punkt 6.-C). Statusbeskrivelsen av petroleumsvirksomhet i Norskehavet beskriver felt i produksjon, felt under utbygging, utbygginger i fremtiden, funn i planleggingsfasen og rørledninger. Historisk utslippsdata tom 6 omtales også. OPPSUMMERING Det er felt i området. Av disse er 8 i produksjon, og de øvrige 3 forventes å komme i produksjon; 7 (Ormen Lange), 8 (Alve) og 9 (Tyrihans). Det ventes flere utbygginger de kommende årene, for tiden er 5 funn i Norskehavet under vurdering. Draugen var det første feltet som kom i produksjon i 993. Norskehavet har store gassreserver. Åsgardfeltet og Åsgard Transport er hovedsenter for prosessering og eksport av gass i Norskehavet. Gass fra Åsgard, Kristin, Mikkel, Norne og Draugen blir transportert i Åsgard Transport rørledningen til Kårstø, mens gass fra Heidrun blir transportert i Haltenpipe til Tjeldbergodden. Gassen fra Ormen Lange vil gå i en ny rørledning til Nyhamna og videre til Easington i Storbritannia. Oljetransporten fra feltene i Norskehavet skjer med tankskip. Det forventes at Norskehavet inneholder 3, milliarder Sm 3 oljeekvivalenter. Fordelingen mellom olje og gass er estimert til om lag,3 milliarder Sm 3 olje og,9 milliarder Sm 3 oljeekvivalenter med gass. Av de totale ressursene er, milliarder Sm 3 påviste, hvorav,5 milliarder Sm 3 oljeekvivalenter er produsert pr

4 3 FELT I PRODUKSJON 3. Draugen Draugen er et oljefelt som er bygd ut med en bunnfast betonginnretning med integrert dekk. Stabilisert olje blir lagret i tanker i bunn av innretningen. To rørledninger binder innretningen sammen med en flytende lastebøye. Forekomstene Garn Vest og Rogn Sør er bygd ut med i alt fem havbunnsbrønner knyttet til hovedinnretningen på Draugen. Feltet har seks havbunnskompletterte vanninjeksjonsbrønner. Tilleggsressurser i Garn Vest-forekomsten kom i produksjon i desember, mens utbygging av tilleggsressurser i Rogn Sør-forekomsten ble godkjent våren og kom i produksjon i januar 3. Oljen blir eksportert via en flytende lastebøye til tankskip. Den assosierte gassen blir levert gjennom Åsgard Transport til Kårstø. Oljeproduksjonen gikk av platå rundt 3, og mengden av produsert vann øker. En vurderer tiltak for å øke oljeutvinninga. Det skal bores nye produksjonsbrønner på Draugen i

5 3. Heidrun Heidrun er bygd ut med ei flytende strekkstaginnretning i betong over en havbunnsramme med 56 brønnslisser. Den nordlige delen av feltet blir produsert via havbunnsinnretninger. PUD for Heidrun nordflanke ble godkjent.5.. Reservoaret er bygd opp av sandstein av tidlig og mellomjura alder. Strukturen er sterkt forkasta. Utvinningsstrategien for feltet er trykkvedlikehold ved hjelp av vanninjeksjon og injeksjon av overskuddsgass. Oljen på Heidrun blir overført til tankskip på feltet og skipet til Mongstad og Tetney (Storbritannia). Gassen går i en egen rørledning til Tjeldbergodden og i Åsgard Transport til Kårstø. 3.3 Kristin Kristin er et gassfelt som er bygd ut med et havbunnsanlegg og en halvt nedsenkbar produksjonsinnretning for prosessering. Det er lagt til rette for å fase inn og prosessere andre forekomstar i området når Kristin går av platå. Tyrihans blir nå knytt til Kristin. Reservoaret er i sandstein av mellomjura alder og ligger på om lag 46 meters dyp. Reservoaret ligg i Garnformasjonen, Ileformasjonen og Tofteformasjonen, og inneholder gass og kondensat

6 under svært høyt trykk og høy temperatur. Utvinningen går for seg ved hjelp av trykkavlasting. Rikgassen fra Kristin blir transportert i en egen rørledning til Åsgard Transport og til Kårstø, der etan og NGL blir skilt ut. Salgsgassen blir transportert videre til kontinentet. Lettolje blir separert og stabilisert på Kristin og overført til Åsgard for lagring og utskiping. Kondensat fra Kristin blir solgt som olje (Halten Blend). 3.4 Mikkel Mikkel er et gass- og kondensatfelt som ligg øst i Norskehavet, om lag 3 kilometer nord for Draugen, på meters havdyp. Feltet er bygd ut med et havbunnsanlegg med to brønnrammer knytt til Åsgard B. Mikkel har en 3 meter tykk gass- og kondensatkolonne og en tynn underliggende oljesone. Reservoara er bygd opp av sandstein av mellomjura alder i seks strukturer som er skilt av forkastinger, alle med god reservoarkvalitet. Utvinninga går for seg ved hjelp av trykkavlasting. Fra Mikkel går brønnstrømmen sammen med produksjonen fra Midgardforekomsten til Åsgard B-innretninga for prosessering. Her blir kondensatet skilt fra gassen og stabilisert før det blir skipet fra feltet sammen med kondensatet fra Åsgard. Kondensatet blir solgt som olje (Åsgard Blend). Rikgassen går i rørledningen Åsgard Transport til Kårstø, der NGL blir skilt ut. Tørrgassen blir transportert videre til kontinentet gjennom rørledningen Europipe II

7 3.5 Njord Njord er et oljefelt som om lag 3 kilometer vest for Draugen, på om lag 33 meters havdyp. Njord er bygd ut med ei halvt nedsenkbar bore-, bosted- og produksjonsinnretning i stål og et lagerskip, Njord B. Innretningen er plassert over havbunnskompletterte brønner som er knytte til innretninga med fleksible stigerør. PUD for Njord gasseksport ble godkjent..5. Reservoaret er bygget opp av sandstein i Tilje- og Ileformasjonene av jura alder. Feltet har et komplisert forkastingsmønster med bare delvis kommunikasjon mellom segmentene. Mesteparten av gassen som blir produsert på Njord, blir reinjisert for å gi trykkstøtte og auka oljeutvinning fra deler av feltet. Dei vestlige og nordlige segmentene blir produserte ved trykkavlasting. Oljen blir lastet over fra lagerskipet til tankskip og transportert til marknaden

8 3.6 Norne Norne er et oljefelt som ligger om lag 8 kilometer nord for Heidrun, på 38 meters havdjup. Feltet er bygd ut med et produksjons- og lagerskip knyttet til seks brønnrammer på havbunnen. Brønnstrømmen blir ført opp til produksjonsskipet gjennom fleksible stigerør. 657/3- Alve vil bli knyttet til Norne for prosessering og transport. Nornereservoaret er i sandstein av jura alder. Olje finnes hovedsakelig i Ile- og Tofteformasjonene, og gass i Garnformasjonen. Reservoaret ligger om lag 5 meter under havflaten. Oljen blir produsert ved hjelp av vanninjeksjon. Gassinjeksjonen ble avslutta i 5 og all gass var planlagt eksportert. For å unngå for raskt trykkfall i gasskappen, vil gass likevel bli injisert i en periode. Oljen blir lasta på tankskip og transportert til marknaden. Gasseksporten tok til i februar og skjer via en egen rørledning til Åsgard og videre i Åsgard Transport til Kårstø. 3.7 Urd Urd ligger i Norskehavet like nordøst for Norne, på om lag 38 meters havdjup. Feltet omfatter tre oljefylte strukturer i funna 668/-6 Svale, 668/-8 Stær og 668/-9 Lerke. Urd er

9 bygd ut med brønnrammer knytte opp mot Norneskipet. Feltet har åtte utvinningsbrønner; tre produsenter og to vanninjektorer i Svaleforekomsten og to produsenter og en vanninjektorer i Stærforekomsten. Brønnrammene har ledige slisser for ekstra brønner eller innfasing av tilleggsressurser. Forekomstene ligger i roterte forkastingsblokker i den nordlige delen av Dønnterrassen. Reservoaraet er av tidligjura til mellomjura alder og er bygget opp av sandstein i Åre-, Tilje- og Ileformasjonane. Oljen i Svaleforekomsten er tung, viskøs og undermetta, mens oljen i Stærforekomsten er lettere og mer lik oljen i Norne. Begge reservoarene har lavere gassolje forhold enn Norne. Svale og Stær blir drenert med vanninjeksjon. I tillegg er brønnene utstyrte med gassløft for å håndtere lavt trykk og høyt vannkutt. Brønnstrømmen blir prosessert på Norneskipet og olje/kondensat blir stabilisert og bøyelastet sammens med olje eller kondensat fra Nornefeltet. Rikgassen blir eksportert sammen med gass fra Nornefeltet i Åsgard Transport og behandlet på Kårstø. 3.8 Åsgard Åsgard ligger sentralt i Norskehavet, på 4 3 meters havdyp. Feltet er bygget ut med havbunnskompletterte brønner som er knytte til et produksjons- og lagerskip, Åsgard A, som produserer og lagrer olje, og en flytende, halvt nedsenkbar innretning, Åsgard B, som behandler gass og kondensat. Til gassenteret er det knytt et lagerskip for kondensat, Åsgard C. Innretningene på Åsgard utgjør en viktig del av infrastrukturen i Norskehavet. I tillegg til at de behandler egen produksjon, behandler dei gassen fra Mikkel. Åsgardfeltet er bygget ut i to faser. Væskefasen kom i produksjon i 999 og gasseksportfasen starta... Åsgard omfatter funna 656/- Smørbukk, 656/-3 Smørbukk Sør og 657/- Midgard. 656/- Smørbukk ligg på ei rotert forkastingsblokk avgrensa av forkastingar i vest og nord og strukturelt dypere område mot sør og aust. Reservoara i Garn-, Ile-, Tofte-, Tilje- og Åreformasjonene er av jura alder og inneheld gass, kondensat og olje. Reservoaret ligg på djup ned mot 485 meter. 656/-3 Smørbukk Sør, med reservoarbergarter i Garn-, Ile- og Tiljeformasjonene, er av tidligjura til mellomjura alder og inneheld olje, gass og kondensat. Midgardfunnet er delt inn i fire strukturelle segment med hovudreservoar i Garn- og Ileformasjonene av mellomjura alder. I 656/- Smørbukk og 656/-3 Smørbukk Sør går utvinninga føre seg ved hjelp av gassinjeksjon. 657/- Midgard blir produsert ved trykkavlasting. Under gasskappa på 657/- Midgard er det ei tynn oljesone (,5 meter) som det foreløpig ikke er planar om å produsere. Det blir

10 arbeidd med å holde strømmen i røra frå Midgard til Åsgard på et optimalt nivå for å sikre at en stabil tilførsel av låg-co gass frå Mikkel og Midgard kan nyttes til utblanding av høg- CO gass frå Kristin i Åsgard Transport til Kårstø. Olje og kondensat blir mellom lagret på feltet og transportert til land med tankskip. Gassen går i Åsgard Transport til Kårstø. Frå hausten 6 blir kondensat frå Åsgard solgt som olje (Halten Blend). 3.9 Ormen Lange Ormen Lange ligger i Mørebassenget i den sørlige delen av Norskehavet. Feltet inneholder gass og noe kondensat. Havdjupet i området varierer frå 8 til meter. Ormen Lange blir bygget ut med 4 brønner fra tre havbotnrammer. Fire av produksjonsbrønnene skal vere klare til produksjonsstarten..7. Ettersom utbyggingsområdet ligg i rasgropen til Storeggaskredet, som gikk for rundt 8 år siden, er det store utfordringer knyttet til plassering av rammer og rørleidninger på den ujamne havbotnen. Det store havdjupet gjør òg utbygginga komplisert og krev utvikling av ny teknologi. Hovedreservoaret er i sandsteinsbergarter av tidlig tertiær alder, om lag 7 9 meter under havflata. Utvinningsstrategien baserer seg på produksjon ved trykkavlasting og seinare gasskompresjon. Den ubehandla brønnstrømmen, som inneheld gass og kondensat, skal førest gjennom to fleirfaserørleidningar til et landanlegg på Nyhamna i Aukra kommune i Møre og Romsdal. På landanlegget i Nyhamna skal gassen tørkest og komprimeres før han blir send i det nye gasseksportrøret, Langeled, sørover via Sleipnerområdet til Storbritannia. Etter planen skal gassproduksjonen frå Ormen Lange ta til i oktober

11 ORMEN LANGE Blokk og utvinningsløyve Blokk 635/4 - utvinningsløyve 9, tildelt 996 Blokk 635/5 - utvinningsløyve 9, tildelt 996 Blokk 635/7 - utvinningsløyve 8, tildelt 996 Blokk 635/8 - utvinningsløyve 5, tildelt 999 Funnår 997 Godkjent utbygt Operatør.4.4 i Stortinget Norsk Hydro Produksjon AS Rettshaverar A/S Norske Shell 7,4 % DONG E&P Norge AS,34 % ExxonMobil Exploration & Production Norway AS 7,3 % Norsk Hydro Produksjon AS 8,7 % Petoro AS 36,48 % Statoil ASA,84 % Utvinnbare reservar Investeringar Opphavleg: 375, milliardar Sm3 gass, millionar Sm3 kondensat Totale investeringar vil venteleg bli 45,4 milliardar 7-kroner Per 3..6 er det investert totalt, milliardar 7-kroner* *Totale investeringar, inkludert landanlegg, vil venteleg bli 64,7 milliardar 7-kroner

12 Faktaopplysninger om de ulike feltene i utredningsområdet Blokk 647/9 647/7, 647/ Utvinningstillatelse PL 93 PL 7, PL 3 Statusbeskrivelse for petroleumsvirksomheten i Norskehavet Draugen Njord A Njord B Åsgard A Åsgard B Åsgard C Mikkel Heidrun Urd Norne Kristin Skarv Ormen Lange 647/, 656/, 656/, 74, PL 94, PL 34, 647/5, 647/6 PL, PL 9 657/7, 657/8 668/ PL 95, PL 4 PL 8 668/, 668/ PL 8, PL 8B 646/, 656/ PL 99, PL 34B 657/5, 657/6, 657/3 PL, PL /7, 635/4, 635/5, 635/8 PL 8, PL 9, PL 5 Operatør Norske Shell Norsk Hydro Statoil Statoil Statoil Statoil Statoil Statoil BP Norske Shell Produksjonsperiode Reserver (6) Gass MSm 3 oe 5, 4 6 7,7 33,5 5,7 3,6 34,5 375, Olje MSm 3 oe,3,5 49, 4,4 64,3 8,3 7,3 8,3 6,4 NGL.7,4 5,7 3,,9,7 6, 4,5 Kondensat Sm 3 4, Type installasjon GBS SEMI Lagerskip FPSO SEMI Lagerskip TLP * FPSO SEMI SEMI Undervannsutbygg/landanlegg Vanndyp (m) Antall brønner framtidige (planlgt) 6 (planlagt) 3 (planlagt) Vanninjeksjon Ja Ikke i bruk Nei Nei? Ja Nei Nei - Lasting Bøyelasting Tandem Tandem - Tandem STL Tandem - Bøyelasting - Gassløsning Eksport Injeksjon (Eksport planlegges) Eksport og injeksjon Eksport Eksport Eksport Eksport - Driftsorganisasjon Kristiansund Kristiansund Stjørdal Stjørdal Harstad Stjørdal Sandnessjøen - Basefunksjoner Kristiansund Kristiansund Kristiansund Kristiansund Note ) Oppjusterte utvinnbare reserver knyttet til planer om gasseksport Note ) Inkludert reserver for Mikkelfeltet. Brønnstrømmen fra Mikkel feltet går til Åsgard Note *) Brønnramme knyttet opp mot Norne Brønnøysund (helikopter) Sandnessjøen (båt) Kristiansund Kristiansund

13 4 FELT UNDER UTBYGGING 4. Tyrihans Utbygging: Tyrihans ligg i Norskehavet om lag 5 kilometer søraust for Åsgardfeltet. Havdjupet i området er om lag 7 meter. Tyrihans omfattar funna 647/- Tyrihans Sør og 647/-3 Tyrihans Nord. Rettshavarane har valt knyting til Kristin og prosessering der som utbyggingsløysing. Reservoar: Tyrihans Sør har ein oljekolonne med ei gasskappe som er rik på kondensat. Tyrihans Nord inneheld gasskondensat med ein underliggjande oljekolonne. Garnformasjonen er hovudreservoaret for begge. Utvinningsstrategi: Utvinninga baserer seg på gassinjeksjon frå Åsgard B i Tyrihans Sør dei fyrste åra. I tillegg vil ein nytta havbotnpumper til injeksjon av sjøvatn for å auka utvinninga meir. Det er òg vedteke å vinna ut oljesona i Tyrihans Nord. Transport: Olje og gass frå Tyrihans vil bli transportert til Kristin for prosessering og vidare transport. Status: Produksjonen er planlagt å starta i 9 når det blir ledig prosesskapasitet på Kristin. Blokk og utvinningsløyve Blokk 646/3 - utvinningsløyve 73 B, tildelt 4 Blokk 646/3 - utvinningsløyve 9, tildelt 984 Blokk 647/ - utvinningsløyve 73, tildelt 98 Funnår 983 Godkjent utbygt Operatør 6..6 i Stortinget Statoil ASA Utvinnbare reservar Opphavleg: 9, millionar Sm 3 olje 9,3 milliardar Sm 3 gass 5, millionar tonn NGL 4..7

14 5 UTBYGGINGAR I FRAMTIDA Vedtatt av rettighetshaver 5. Alve Blokk og utvinningsløyve Operatør Ressursar 657/3- Alve utvinningsløyve 59B Statoil ASA Gass: 5,8 milliardar Sm 3, NGL:,9 millionar tonn, kondensat:,4 millionar Sm 3 657/3- Alve blei påvist i 99 og ligg om lag 6 kilometer sørvest av Norne. Havdjupet i området er 37 meter. Reservoaret er sandstein i Garnog Notformasjonane av mellomjura alder. Funnet inneheld gass og kondensat. Ein kombinert leite- og produksjonsbrønn vil bli bora i 7 for å påvisa moglege tilleggsressursar i dei underliggjande Ile- og Tiljeformasjonane. Brønnen vil bli nytta som gassprodusent for drenering av reservoaret i Garn- og Notformasjonane. Alve vil bli knytt til Norneskipet med ein rørleidning. Gassen vil bli transportert via Nornerørleidningen til Åsgard Transport og vidare til Kårstø for eksport. PUD blei levert til styresmaktene i januar 7 og blei godkjent Produksjonen vil etter planen ta til i desember 8 og er venta å halde fram til dersom levetid for Norneskipet blir forlenga. Moglege funn i Ile- og Tiljeformasjonane kan bli bygt ut seinare, med produksjonsstart 9/. 5. Idun Blokk og utvinningsløyve 657/3-3 Idun Utvinningsløyve 59 Operatør Statoil ASA Ressursar Ressursar Gass:,9 milliardar Sm 3 NGL:, millionar tonn Kondensat:,3 millionar Sm 3 657/3-3 Idun blei påvist i 998. Funnet ligg mellom Heidrun og Norne. Havdjupet er om lag 39 meter. Reservoaret inneheld gass og er bygt opp av sandsteinsbergartar av mellomjura alder. Førekomsten ligg i eit strukturelt forkasta område i Nordland II-området, med toppen av reservoaret på om lag 333 meters djup. Rettshavarane i 657/3-3 Idun og 657/5- Skarv har valt å arbeida vidare med ei utbyggingsløysing basert på produksjonsskip. Idun vil bli bygt ut med ei havbotninnretning knytt opp mot dette produksjonsskipet. PUD leverast til styresmaktene sommaren

15 5.3 Skarv Blokk og utvinningsløyve 657/5- Skarv Utvinningsløyve 59,, B, 6 Operatør BP Norge AS Ressursar Olje: 6,4 millionar Sm 3 Gass: 34,5 milliardar Sm 3 NGL: 4,5 millionar tonn. Kondensat: 4, millionar Sm 3 657/5- Skarv blei påvist i 998 og ligg om lag 3 kilometer sørvest av Nornefeltet og 4 kilometer nord for Heidrun, hovudsakleg i utvinningsløyve. Havdjupet er om lag 4 meter. Funnet inneheld olje og gass i sandstein av jura og krit alder i tre forkastingssegment. Rettshavarane har planar om ei utbygging basert på produksjonsskip og gasseksport gjennom Åsgard Transport. Dei første åra planlegg ein injeksjon av gass for å auka oljeutvinninga. Etter planen skal PUD leverast til styresmaktene sommaren

16 6 FUNN I PLANLEGGINGSFASEN 6. Trestakk Blokk og utvinningsløyve 647/3- Utvinningsløyve 9, 9B, Operatør Statoil ASA Ressursar Olje:,3 millionar Sm 3 Gass:, millionar Sm 3 NGL:,6 millionar tonn 647/3- Trestakk ligg sentralt på Haltenterrassen. Havdjupet i området er om lag 3 meter. Leitebrønn 646/3- blei bora i 984 og påviste olje i sandstein av mellomjura alder i Garnformasjonen. Avgrensingsbrønn 646/3-4, bora i 986, penetrerte vassona i Garnformasjonen. Stor forskjell i reservoarkvaliteten mellom desse to brønnane i Garnformasjonen skuldast at formasjonane tilhøyrer ulike sedimentære avsetjingsmiljø. Operatøren arbeider med planar for utbygging og drift av Trestakkførekomsten. Mogelege utbyggingskonsept er ein FPSO, oppknyting til Åsgard A, Åsgard B eller Kristin. Gass for injeksjon kan bli levert frå Åsgard A. Ei samla utbygging av 647/3- Trestakk og blir vurdert. 6. Marulk Blokk og utvinningsløyve Operatør Ressursar 656/-7 Utvinningsløyve 34B Statoil ASA Olje: 8,3 millionar Sm 3 Gass: 3, millionar Sm 3 NGL:,8 millionar tonn 656/-7 ligg i den nordvestlege delen av Haltenterrassen, om lag kilometer nord for Kristinfeltet og 5 kilometer vest for Åsgardfeltet. Havdjupet er 35 meter. Reservoaret er bygt opp av ein rotert og skråstilt forkastingsblokk. Funnbrønnen blei bora i og påviste olje i sandstein av mellomjura alder i Garn- og Ileformasjonane. Reservoaret i Garnformasjonen er bygt opp av relativt homogene avsetjingar, medan reservoaret i Ileformasjonen er meir heterogent. Operatøren arbeider med planer for utbygging og drift av funnet. Ei havbotnutbygging med oppknyting til Åsgardinnretningane er mest sannsynleg. Ei samordna utbygging av 657/-7 og 647/3- Trestakk blir vurdert

17 7 EKSISTERENDE OG PLANLAGTE GASSRØRLEDNINGER I dei oppgjevne transportkapasitetane er det lagt til grunn standardføresetnader for trykkforholda, energiinnhald i gassen og vedlikehaldsdagar og fleksibilitet i drifta

18 8 GASSLED-RØRLEIDNINGAR Operatør: Gassco AS Rettshavarar: Petoro AS 38,45 % Statoil ASA,8 % Norsk Hydro Produksjon AS,6 % Total E&P Norge AS 8,86 % ExxonMobil Exploration and Production Norway AS 5,98 % Mobil Development Norway AS 4,67 % Norske Shell Pipelines AS 4,4 % Norsea Gas AS,839 % Norske ConocoPhillips AS,946 % Eni Norge AS,574 % A/S Norske Shell.5 % DONG E&P Norge AS.69 % Petoro AS er rettshavar for Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE). Petoros deltakardel i Gassled skal aukast med om lag 8,4 prosent med verknad frå.., og deltakardelane til dei andre partane skal justerast med verknad frå same datoen. Regjeringa bad våren dei aktuelle selskapa om å etablera ein heilskapleg eigarstruktur for gasseksport. I Gassled er eigarskapane i ni gasstransportanlegg slått saman til eitt interessentskap. Gassled-eigaravtalen blei underskriven.. med verknad frå..3. Konsesjonsperioden for Gassled varer til 8. Desse anlegga er med i Gassled: Europipe I, Europipe II, Franpipe, Norpipe, Oseberg Gasstransport, Statpipe (inkludert dei transportrelaterte anlegga på Kårstø), Vesterled, Zeepipe og Åsgard Transport..9.6 blei Langeled ein del av Gassled. Gassled er organisert i ulike soner for tilgjenge og tariffering. Gassco koordinerer og styrer gasstraumane gjennom eit nettverk på om lag 78 kilometer rørleidningar, og handterer all transport av norsk gass til marknadene

19 Åsgard Transport Åsgard Transport startar ved Åsgardfeltet og endar på Kårstø. Rørleidningen blei sett i drift i. Han har ein diameter på 4 tommar, er 77 kilometer lang og har ein kapasitet på om lag 69 millionar Sm 3 per dag. Åsgard Transport er bygt for ei levetid på 5 år. Totale investeringar ved oppstarten var om lag,7 milliardar 7-kroner. Langeled Gasstransportsystemet Langeled skal transportera gass frå landanlegget for Ormen Lange på Nyhamna, via eit tilknytingspunkt på stigerørinnretninga på Sleipner til ein ny mottaksterminal i Easington på austkysten av England. Transportsystemet er ein 4 tommar rørleidning frå Nyhamna til stigerørinnretninga på Sleipner (nordleg rørleidning) og ein 44 tommar rørleidning vidare til Easington (sørleg rørleidning). Kapasiteten i den nordlege rørleidningen blir rundt 8 millionar Sm 3 per dag, og kapasiteten i den sørlege rørleidningen blir om lag 7 millionar Sm 3 per dag. Transportsystemet skal ha ei samla lengd på om lag kilometer. Den sørlege rørleidningen blei sett i drift i oktober 6, den nordlege rørleidningen i oktober 7. Hydro var operatør i utbyggingsfasen for den sørlege delen, medan Gassco er operatør for både utbyggingsfasen for den nordlege delen og i driftsfasen for hele transportsystemet. Langeled blei etter planen inkludert i Gassled hausten 6. Totale investeringar ved oppstarten er venta å bli om lag 7,4 milliardar 7-kroner

20 9 ANDRE RØRLEIDNINGAR Draugen Gasseksport Operatør A/S Norske Shell Rettshavarar Petoro AS 47,88 % BP Norge AS 8,36 % A/S Norske Shell 6, % Chevron Norge AS 7,56 % Investeringar Levetid Kapasitet Totale investeringar ved oppstarten var om lag,5 milliard 7-kroner. Teknisk levetid er 5 år. Om lag milliardar Sm 3 per år Rørleidningen knyter Draugenfeltet til Åsgard Transport og gjer det mogleg å knyta til andre felt i området. Lengda er 78 kilometer, og dimensjonen er 6 tommar. Rørleidningen blei sett i drift i november. Haltenpipe Operatør Gassco AS Rettshavarar Petoro AS 57,8 % Statoil ASA 9,6 % Norske ConocoPhillips AS 8,3 % Eni Norge AS 5, % Investeringar Totale investeringar ved oppstarten var om lag,9 milliardar 7-kroner i rørleidning og terminal. Levetid Konsesjonstida varer til utgangen av år. Kapasitet, milliardar Sm 3 gass per år Haltenpipe transporterer gass frå Heidrunfeltet på Haltenbanken til Tjeldbergodden i Aure kommune i Møre og Romsdal. Rørleidningen har ein diameter på 6 tommar og ei lengd på 5 kilometer. Statoil ASA og Norske ConocoPhillips AS har bygt ein metanolfabrikk nær ilandføringsterminalen, der gassen frå Heidrun blir nytta til å framstilla metanol. Gassleveransane til metanolanlegget utgjer kvart år om lag,7 milliardar Sm

21 Heidrun Gasseksport Operatør Statoil ASA Rettshavarar Petoro AS 58,6 % Norske ConocoPhillips AS 4,3 % Statoil ASA,4 % Eni Norge AS 5, % Investeringar Totale investeringar ved oppstarten var om lag,95 milliardar 7- kroner. Levetid Teknisk levetid er 5 år. Kapasitet Om lag 4, milliardar Sm 3 per år Etter planen skal operatørskapet overførast til Gassco AS. Rørleidningen knyter Heidrunfeltet til Åsgard Transport. Lengda er 37 kilometer, og diameteren er 6 tommar. Rørleidningen kom i drift i februar. Norne Gasstransportsystem (NGTS) Operatør Gassco AS Rettshavarar Petoro AS 54, % Statoil ASA 3, % Norsk Hydro Produksjon AS 8, % Eni Norge AS 6,9 % Investeringar Totale investeringar ved oppstarten var om lag,5 milliardar 7- kroner. Levetid Teknisk levetid er 5 år. Kapasitet Om lag 3,6 milliardar Sm 3 per år Rørleidningen knyter Nornefeltet til Åsgard Transport. Lengda er 6 kilometer, og diameteren er 6 tommar. Rørleidningen kom i drift i februar

22 HISTORISKE UTSLIPPSDATA FOR NORSKEHAVET Oljeselskapenes utslippsrapportering følger krav til rapportering gitt av myndighetene i vedlegget til Opplysningspliktforskriften; Krav til rapportering fra offshore petroleumsvirksomhet. Utslippsdataene blir samlet i EnvironmentWeb (EW), som er en felles utslippsdatabase for myndighetene og olje- og gassindustrien. Data som presenteres for Norskehavet er hentet fra EW.. Oljeproduksjon og gassleveranser Rapporteringsår 6 Felt Data Åsgard Netto olje (m3) Netto gass (m3) Draugen Netto olje (m3) Netto gass (m3) Heidrun Netto olje (m3) Netto gass (m3) Kristin Netto olje (m3) Netto gass (m3) 6 68 Mikkel Netto olje (m3) Netto gass (m3) 63 5 Njord Netto olje (m3) 39 4 Netto gass (m3) Norne Netto olje (m3) Netto gass (m3) Urd Netto olje (m3) Netto gass (m3) 69 Total Sum Netto olje (m3) Total Sum Netto gass (m3)

23 . CO - og NOx utslipp Felt Åsgard Draugen Heidrun Kristin Mikkel Njord Norne Ormen Lange Urd Rapporteringså r Data Utslipp CO Utslipp NOx Utslipp CO Utslipp NOx Utslipp CO Utslipp NOx Utslipp CO Utslipp NOx Utslipp CO Utslipp NOx Utslipp CO Utslipp NOx Utslipp CO Utslipp NOx Utslipp CO Utslipp NOx Utslipp CO Utslipp NOx Total Sum Utslipp CO Total Sum Utslipp NOx

24 .3 CH4 - og nmvoc utslipp ved lasting og lagring Type Felt Data Åsgard Rapporteringsår Utslipp nmvoc Utslipp CH4 Utslipp nmvoc Draugen Utslipp CH4 Utslipp nmvoc Lagring Heidrun Utslipp CH4 Njord Norne Åsgard Utslipp nmvoc Utslipp CH4 Utslipp nmvoc Utslipp CH4 Utslipp nmvoc Utslipp CH4 Utslipp nmvoc Draugen Utslipp CH4 Utslipp nmvoc Lasting Heidrun Utslipp CH4 Njord Norne Utslipp nmvoc Utslipp CH4 Utslipp nmvoc Utslipp CH

25 .4 Utslipp av produsert vann til sjø Felt Åsgard Draugen Heidrun Kristin Njord Norne Ormen Lange Urd Rapporteringsår Data Dispergert oljemengde til sjø Vannvolum til sjø (m3) Dispergert oljemengde til sjø Vannvolum til sjø (m3) Dispergert oljemengde til sjø Vannvolum til sjø (m3) Dispergert oljemengde til sjø... Vannvolum til sjø (m3) Dispergert oljemengde til sjø.6..3 Vannvolum til sjø (m3) Dispergert oljemengde til sjø Vannvolum til sjø (m3) Dispergert oljemengde til sjø Vannvolum til sjø (m3). Dispergert oljemengde til sjø Vannvolum til sjø (m3)...5 Komponenter i produsert vann til sjø i 6 Rapporteringsår 6 Felt Stoff Åsgard Draugen Heidrun Kristin Njord Norne Pb Ra Ra Acenaften* Acenaftylen* Antrasen* Arsen Barium

26 Benzen Statusbeskrivelse for petroleumsvirksomheten i Norskehavet Benzo(a)antrasen* Benzo(a)pyren* Benzo(b)fluoranten* "Benzo(g,h,i)perylen*" Benzo(k)fluoranten* Bly Butansyre C-Alkylfenoler C-dibenzotiofen C-Fenantren C-naftalen C-Alkylfenoler C-dibenzotiofen C-Fenantren C-naftalen C3-Alkylfenoler C3-dibenzotiofen C3-Fenantren C3-naftalen C4-Alkylfenoler C5-Alkylfenoler C6-Alkylfenoler C7-Alkylfenoler C8-Alkylfenoler C9-Alkylfenoler "Dibenz(a,h)antrasen*" Dibenzotiofen Eddiksyre Etylbenzen Fenantren* Fenol Fluoranten* Fluoren* "Indeno(,,3- c,d)pyren*" Jern Kadmium Kobber Krom Krysen* Kvikksølv Maursyre Naftalen*

27 Naftensyrer Nikkel Olje i vann (Installasjon) 468. Pentansyre 887. Propionsyre Pyren* Toluen Xylen Zink Utslipp og forbruk av kjemikalier fra 3 til 6 SFT farge klasse Grønn Grønn Sum Forbruk (kg) Grønn Sum Utslipp Gul Gul Sum Forbruk (kg) Gul Sum Utslipp Rød SFT klasse beskrivelse Kjemikalier på PLONOR listen Vann Andre Kjemikalier Bionedbrytbarhet < % Rapporteringsår Data Forbruk (kg) Utslipp Forbruk (kg) Utslipp Forbruk (kg) Utslipp Forbruk (kg) Utslipp "To av tre kategorier: Forbruk (kg) Bionedbrytbarhet < %, log Pow >= 3, Utslipp

28 Rød Sum Forbruk (kg) Rød Sum Utslipp Statusbeskrivelse for petroleumsvirksomheten i Norskehavet EC5 eller LC5 <= mg/l" Bionedbrytbarhet < 78 Forbruk (kg) % og giftighet EC eller LC5 <= mg/l Utslipp Svart Svart Sum Forbruk (kg) Svart Sum Utslipp Bionedbrytbarhet < % og log Pow >= 5 Liste over prioriterte kjemikalier som omfattes av resultatmål (Prioritetslisten) St.meld.nr.5 (- 3) Forbruk (kg) Utslipp Forbruk (kg) Utslipp Antall og mengde akutte utslipp til sjø Utslippst ype Kjemikali e Rapporterin gsår Data Antall > m3,5 m3" Antall,5 - m3" Volum > (m3),5 Volum,5 - Totalt antall Totalt volum

29 Olje (m3) Antall > m3,5 m3" Antall,5 - m3" Volum > (m3),5 Volum,5 - Totalt antall Totalt volum (m3) Typer akutte utslipp Felt Åsgard Utslipp stype Kjemik alie Olje Rapporte ringsår Data Volum > (m3),5 Volum,5 - Antall > m3,5 m3" Antall,5 - m3" Volum > (m3), Volum

30 ,5 - Antall > m ,5 m3" Antall,5 - m3" Volum > (m3) , Kjemik alie Volum,5 - Antall > m ,5 m3" Draugen Antall,5 - m3" Volum > (m3) , Olje Volum,5 - Antall > m ,5 m3" Antall,5 - m3" Heidrun Kjemik alie Volum > (m3) , Volum,

31 Antall > m ,5 m3" Antall,5 - m3" Volum > (m3) , Olje Volum,5 - Antall > m ,5 m3" Antall,5 - m3" Kristin Volum > (m3) , Kjemik alie Volum,5 - Antall > m ,5 m3".... Antall,5 - m3" Olje Volum > (m3)...., Volum, Antall > m

32 ,5 m3" Antall,5 - m3" Volum > (m3).,5. Kjemik alie Volum,5 - Antall > m3..,5 m3". Mikkel Antall,5 - m3" Volum > (m3)..,5. Olje Volum,5 - Antall > m3..,5 m3". Antall,5 - m3". Njord Kjemik alie Volum > (m3) , Volum, Antall > m

33 Norne Olje Kjemik alie Olje,5 m3" Antall,5 - m3" Volum > (m3),5 Volum,5 - Antall > m3,5 m3" Antall,5 - m3" Volum > (m3),5 Volum,5 - Antall > m3,5 m3" Antall,5 - m3" Volum > (m3),5 Volum,5 - Antall > m3,5 m3"

34 Ormen Lange Kjemik alie Urd Kjemik alie Olje Antall,5 - m3" Volum > (m3),5 Volum,5 - Antall > m3,5 m3" Antall,5 - m3" Volum > (m3),5 Volum,5 - Antall > m3,5 m3" Antall,5 - m3" Volum > (m3),5 Volum,5 - Antall > m3,5 m3" Antall,

35 m3".9 Borekaks og slam til sjø Rapporteringsår Felt Data Åsgard Sendt borekaks/slam til land Utslipp av borekaks/slam til sjø Heidrun Sendt borekaks/slam til land Utslipp av borekaks/slam til sjø Kristin Sendt borekaks/slam til land Utslipp av borekaks/slam til sjø Njord Sendt borekaks/slam til land Utslipp av borekaks/slam til sjø Norne Sendt borekaks/slam til land Utslipp av borekaks/slam til sjø Ormen Lange Sendt borekaks/slam til land Utslipp av borekaks/slam til sjø Urd Sendt borekaks/slam til land Utslipp av borekaks/slam til sjø Total Sum Sendt borekaks/slam til land Total Sum Utslipp av borekaks/slam til sjø Farlig avfall Oljeholdig avfall, Rapporteringsår tonn Avfallstype Rene kjemikalier m/halogen Annet Rene kjemikalier Batterier m/tungmetall Blåsesand Rene kjemikalier u/halogen Boreavfall u/tungmetall Spraybokser Kjemikalieblanding m/halogen Kjemikalieblanding m/metall Kjemikalieblanding u/halogen u/tungmetaller Lysrør/Pære Maling