Plan for Utbygging og Drift av Bream - Del 2 Konsekvensutredning. October 2014 PL406 PL407

Transkript

1 Plan for Utbygging og Drift av Bream - Del 2 Konsekvensutredning October 2014 PL406 PL407

2 Bream area development Issue for public consultation KTV / MIA CHC NB Final issued for JV approval KTV / MIA CHC NB Draft issued for partner comment KTV / MIA CHC BE Revision Rev date Reason for issue Prepared Checked Accepted Title/Description Impact Assessment / Konsekvensutredning for Bream Development project (covering PL407 and PL406) PDO Part 2 Responsible party JV and Commercial No. of pages Document Number Project code Originator code Discipline code Doc type code Sequence number Area code System code BR00 PONAS Z RA 0004 A BR00 PONAS Z RA 0004

3 Plan for Utbygging og drift av Bream - Konsekvensutredning FORORD 1 SAMMENDRAG 2 1 Innledning Lisenshistorie og eierforhold Formålet med konsekvensutredningen Lovverkets krav til konsekvensutredning Konsekvensutredningsprosessen Forholdet til eksisterende utredninger for området Nødvendige søknader og tillatelser 9 2 Plan for utbygging og drift (PUD) Helse, miljø og sikkerhet Prosjekthistorie Reservoarbeskrivelse Reserver og produksjonsplaner Andre funn og prospekt i området Utbyggingsløsning Kraftgenerering og kraftforsyning BAT-vurderinger Havbunnsundersøkelser Norsk avgifts- og klimakvotesystem Avfallshåndtering Tidsplan for prosjektet Investeringer og driftskostnader Avvikling av virksomheten 25 3 Influensområde for feltene Influensområder for uhellutslipp av olje fra Bream-området Korteste drivtid og stranding 28 4 Miljøforhold, biologiske ressurser og annen næringsvirksomhet Oseanografi og meteorologi Bunnforhold Plankton Koraller og andre verdifulle bunnressurser Fiskeressurser Sjøfugl Sjøpattedyr Andre ressurser Sårbare naturtyper og vernestatus Andre næringer i influensområdet Sammenstilling av miljøressurser og annen virksomhet innenfor influensområdet for Bream 46

4 5 Konsekvenser av utbygging og regulær drift av Bream Utslipp til luft Utslipp til sjø Virkninger for fiskeriene i berørt område Virkninger for skipsfart 61 6 Konsekvenser av uhellsutslipp av olje Konsekvenser av akuttutslipp av olje for sårbare naturressurser Gradering av skade Konsekvenser for brukerinteresser Beredskap mot akutt forurensning 67 7 Samfunnsmessige virkninger Samfunnsmessig lønnsomhet av Bream-prosjektet Virkninger på investeringsnivået på norsk kontinentalsokkel Norsk verdiskapning i vare og tjenesteleveranser til Bream Sysselsettingsvirkninger av Bream 73 8 Referanser 75 9 Vedlegg - Fastsatt utredningsprogram for Bream 78

5 List of figures 1.1 Lokalisering av PL406 og PL407 med referanse til Stavanger Bream, Mackerel og Herring top Bryne strukturkart Topp Bryne med planlagte brønner Produksjonsprofil for olje fra Bream (P50) Produksjonsprofil for gass fra Bream (P50) Produksjonsprofil for produsert vann fra Bream (P50) Lisenser i Bream-området Illustrasjon av planlagt utbygging av Bream Illustrasjon av Bream Sevan FPSO Skisse av system for rensing av produsert vann Beregnede influensområder Sirkulasjonsmønster og dybdeforhold i Nordsjøen og Skagerrak Vindforholdene ved Punkt 1311 (58,3N; 3,9Ø) Inndelingen i overvåkingsregioner Viktige tobisområder i sørlig del av Nordsjøen Leveområder for sjøfugl i hekketiden Fordeling av viktige sjøfuglarter i sommersesongen; 1. april juli Fordeling av sjøfuglarter i høstsesongen, 1. august oktober Utbredelse av hvalartene nise, springere og vågehval i Nordsjøen Utbredelse av steinkobbe (venstre) og havert (høyre) Særlig verdifulle og sårbare områder i Nordsjøen og Skagerrak Registret fiske i området som berøres av den planlagte utbyggingen Årlige utslipp (tonn) av CO2 og NOx ved bruk av gassturbin Årlige utslipp (tonn) av CO2 og NOx ved bruk av stempelmotor Beregnede utslipp (tonn) av CO2 og NOx fra fakling Norsk fiske med bunntrål i Skipstrafikk i området ved Bream Oversikt over tilgjengelige NOFO-systemer Inntekter fra oljeproduksjonen på Bream Kostnader ved produksjonen på Bream Netto kontantstrøm ved produksjonen på Bream Beregnet norsk verdiskapning fordelt på næring og tid Beregnet norsk verdiskapning i driftsfasen fordelt på næring Beregnede sysselsettingsvirkninger av utbygging av Bream Beregnede sysselsettingsvirkninger av drift av Bream

6 List of tables 1.1 T i d s p l a n f o r k o n s e k v e n s u t r e d n i n g s p r o s e s s e n f o r B r e a m - o m r å d e t O v e r s i k t o v e r n ø d v e n d i g e s ø k n a d e r o g t i l l a t e l s e r F e l t p a r a m e t r e B e r e g n e d e k o s t n a d e r p e r t o n n C O 2 - r e d u k s j o n v e d k r a f t f r a l a n d G j e n n o m f ø r t e B A T - t i l t a k i B r e a m - p r o s j e k t e t F o r e l ø p i g t i d s p l a n f o r u t b y g g i n g a v B r e a m o g M a c k e r e l F o r u t s e t n i n g e r f o r u h e l l s u t s l i p p t i l s j ø S e s o n g e r m e d f i s k e e g g ( E ) o g f i s k e l a r v e r ( L ) D e v i k t i g s t e s j ø f u g l a r t e n e o g a r t e r m e d p e r i o d e v i s t i l s v a r e n d e a d f e r d B e s t a n d s e s t i m a t e r f o r h e k k e n d e s j ø f u g l i N o r d s j ø e n i S å r b a r h e t s t a b e l l f o r s j ø f u g l v e d o l j e f o r u r e n s n i n g i m a r i n e o m r å d e r F a n g s t i o m r å d e t o m k r i n g B r e a m o g M a c k e r e l F o r d e l i n g e n a v o p p d r e t t s k o n s e s j o n e r U h e l l s u t s l i p p a v o l j e f r a B r e a m B o r e v æ s k e o g b o r e k a k s p å B r e a m K j e m i k a l i e t y p e r B i o l o g i s k e r e s s u r s e r o g b r u k e r i n t e r e s s e r s o m i n n g å r i s k a d e b e r e g n i n g e n e O l j e u t s l i p p u n d e r f e l t u t b y g g i n g O l j e u t s l i p p u n d e r p r o d u k s j o n G r a d e r i n g a v m i l j ø s k a d e List of attachments Vedlegg : Fastsatt utredningsprogram Bream

7 [Blank side]

8 FORORD Denne konsekvensutredningen omhandler utbygging og drift av oljefunnet Bream i Nordsjøen. Rettighetshaverne for Bream-feltet er Premier Oil Norge, Tullow Oil Norge og Kufpec Norway. Premier Oil Norge er operatør for utbyggingen. Plan for utbygging og drift (PUD) for Bream planlegges presentert for stortingsbehandling i løpet av vårsesjonen Konsekvensutredningen inngår som del av PUD for virksomheten. Konsekvensutredningen er utarbeidet i henhold til petroleumsloven. Rettighetshaver er ansvarlig for koordinering og gjennomføring av høringsprosessen. Melding med forslag til utredningsprogram for Bream ble oversendt høringsinstansene i juni Olje- og energidepartementet fastsatte endelig utredningsprogram i september Foreliggende konsekvensutredning er utarbeidet i henhold til det fastsatte programmet og de høringsuttalelser som er mottatt. Page 1

9 0 SAMMENDRAG Premier Oil Norge AS (PONAS) har som operatør utarbeidet konsekvensutredning for Bream-feltet. Formålet med konsekvensutredningen er å gi et best mulig grunnlag for å vurdere hvordan utbyggingen vil påvirke naturressurser, miljø og samfunn, samt å finne løsninger som vil redusere/avbøte eventuelle negative virkninger. Krav til konsekvensutredning er fastsatt i petroleumsloven. Konsekvensutredningen omfatter utbygging og drift av Bream-feltet i sørlig del av Nordsjøen. På vegne av rettighetshaverne i produksjonslisensene PL406 og PL407, skal PONAS som operatør legge frem plan for utbygging og drift (PUD) av feltet. Bream-feltet er lokalisert ca. 110 km fra land (Egersund) og om lag 50 km nordvest for Yme-feltet. Havdypet i området varierer fra 94 m til 124 m. Reserver og produksjonsplaner Teknisk utvinnbare ressurser på Bream er i størrelsesorden 8,0 mill. Sm 3 olje basert på anbefalt dreneringsstrategi. Produksjonsperioden som er lagt til grunn for konsekvensutredningen er produksjonsstart juli 2018, med en driftstid på rundt seks år. Boringene starter i 2017 og vil pågå i ett år. Utbyggingsløsningen Det planlegges en undervannsutbygging av Bream, med brønnene knyttet opp til en Sevan FPSO. Prosessert olje vil bli lagret i Bream FPSO før eksport via skytteltankere. Grunnet svært begrenset mengde gass planlegges ikke eksport av gass fra feltet. Det er foreløpig ikke tatt stilling til om brønnene skal bores med oppjekkbar eller flytende borerigg. Utbyggingen er planlagt med fire produksjonsbrønner og en vanninjeksjonsbrønn sentralt ved produksjonsinnretningen på Bream. Disse brønnene vil bli lokalisert innenfor sikkerhetssonen rundt FPSO'en. En ytterligere vanninjeksjonsbrønn vil bli lokalisert ca 2,8 km sør for feltsenteret. Produsert vann på Bream planlegges reinjisert i reservoaret for trykkstøtte. For å sikre tilstrekkelig vann til injeksjon, vil det produserte vannet i perioder bli supplert med sjøvann. Produsert gass fra feltet vil bli benyttet som brenngass ved kraftgenereringen på FPSO. De to første driftsårene vil det være et gassoverskudd og denne gassen vil bli reinjisert i feltet. Etter hvert som gassproduksjonen avtar vil gass bli erstattet med flytende drivstoff (diesel) i kraftproduksjonen. BAT-vurderinger og utslipps-/risikoreduserende tiltak Evaluering av BAT (Best Available Techniques) og bruk av ALARP-prinsipp (As Low As Reasonable Practical) har vært en viktig del av prosjekteringsarbeidet for Bream-feltet. Aktuelle tiltak for å redusere utslipp og miljørisiko er bla.: Reinjeksjon av produsert vann. Produsert vann vil være renset i både en hydrosyklon og i et CFU-anlegg. Vann som slippes til sjø er forventet å ha et oljeinnhold mindre enn 15 mg/l. Page 2

10 Lukket fakkel. Turtallsregulering på tungt roterende utstyr. Borekaks fra brønner boret med oljebasert borevæske bringes til land. Unngå bruk av miljøskadelige kjemikalier. Naturressurser og miljøforhold Grunnlagsdokumenter til forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak 2013 og regional konsekvensutredning for Nordsjøen 2006 er lagt til grunn for beskrivelse av naturressurser og miljøforhold. Det er ikke identifisert noen spesielle sårbare habitater, arter eller kulturminner som vil bli berørt av utbyggingen. Det er innhentet oppdatert informasjon om fiskeriaktiviteten i området fra Fiskeridirektoratet. Utslipp til luft Utbygging og drift av Bream vil gi utslipp til luft fra bore- og brønnoperasjoner, marine operasjoner, transport, produksjon og prosessering, samt eksport av olje og gass. Utslipp til luft består i hovedsak av CO 2, NOx og VOC. Kraftbehovet for Bream vil være i størrelsesorden MW. Vanninjeksjon, gassløft og gassinjeksjon er hovedforbrukere av kraften. Vanninjeksjon er en betydelig bidragsyter til kraftbehovet og utgjør alene i størrelsesorden 30-40% av dette. Kraft fra land er vurdert, men utredningene viser at slik kraftleveranse ikke vil være økonomisk lønnsomt for små felt med kort levetid. For kraftgenerering på FPSO'en vurderes gassturbiner og stempelmotorer som kan drives av både gass og flytende drivstoff (diesel) som aktuelle løsninger, en såkalt dual-fuel løsning. Det er ikke tilstrekkelig med gass i feltet til kraftproduksjon gjennom feltets levetid, og gass må suppleres og etter hvert erstattes helt med diesel som drivstoff. Dette medfører i praksis klare begrensninger mht hvilket utstyr som kan benyttes. Det finnes i dag ingen lav-nox teknologi som fungerer sammen med aktuelle dual-fuel løsninger. Det er foreløpig ikke tatt stilling til om generatorene på FPSO'en skal drives med gassturbin eller stempelmotorer. Dette ventes avklart før innlevering av PUD. Avhengig av hvilken løsning som velges mht kraftgenerering, er de gjennomsnittlige årlige utslippene av CO 2 foreløpig beregnet å være i intervallet fra tonn til tonn. Tilsvarende er utslippene av NOx beregnet å være mellom 330 tonn og 660 tonn. Til sammenligning var de samlede utslippene av CO 2 og NOx fra petroleumsvirksomheten på norsk sokkel 12,3 millioner tonn CO 2 og nær tonn NOx i Utslippene fra petroleumssektoren utgjorde om lag en firedel av de samlede norske utslippene av CO 2. Utslipp til sjø Det vil bli utslipp til sjø knyttet til bore- og brønnoperasjoner, klargjøring av rørledninger, produsert vann, kjølevann, drenasjevann, sanitæravløpsvann og kontrollvæske. I forbindelse med boring av brønnene vil det bli sluppet ut vannbasert borevæske og borekaks fra topphullseksjonene. Kaks fra boring med oljebasert borevæske i de dypere seksjonene transporteres til land for rensing og deponering. Produsert vann på Bream planlegges reinjisert. Alt produsert vann skal renses og det er forventet å ha et oljeinnhold av mindre enn 15 mg/l. Utslipp til sjø vil bare forekomme ved vedlikehold eller driftsforstyrrelser på injeksjonssystemet. Systemet Page 3

11 planlegges med en driftsregularitet på minimum 95%. Etter det første års produksjon er utslippene til sjø anslått til mellom 0,08 millioner Sm 3 og 0,15 millioner Sm 3 vann per år i feltets levetid. Til sammenligning var det totale utslippet av produsert vann på norsk sokkel i 2013 omlag 128 millioner m 3, med et gjennomsnittlig oljeinnhold på 12,1 mg/l. Akutte utslipp og oljevern Utilsiktede utslipp fra petroleumsvirksomhet på Bream-feltet kan forekomme, blant annet som følge av utblåsninger fra feltinnretninger under boring og drift, lekkasjer fra rør, lekkasjer fra undervannsinstallasjoner og prosesslekkasjer. Foreløpige vurderinger av miljørisiko for Bream tilsier at utbyggingen har et lavt risikonivå. I tiden frem mot borestart vil det foregå et kontinuerlig arbeid i forhold til beredskapsplanlegging. Beredskapsløsninger og -organisasjon vil konkretiseres i prosjektets kommende fase. I forkant av produksjonsboring og produksjonsstart vil det bli utarbeidet en oppdatert miljørisiko- og beredskapsanalyse. I forlengelsen av dette vil det utarbeides en feltspesifikk plan for beredskap mot akutt forurensing som beskriver bekjempelsesmetode og aksjonsplaner for de ulike utslippsscenarioene. Konsekvenser av arealbeslag Innretningene på Bream-feltet vil beslaglegge mindre arealer knyttet til sikkerhetssonen rundt plattformen, rørledninger og havbunnsinstallasjonen på Bream Sør. Kartlegging av fiskeriaktiviteten i området viser at det enkelte år er omfattende fiskeriaktivitet i området, men at denne aktiviteten i hovedsak er fiske etter pelagiske fiskearter som makrell og sild. Disse fiskeriene er ikke like stedbundne som fiske med bunntrål. Det forventes derfor ikke arealkonflikter knyttet til fiskeriene. Det er heller ikke registrert noen spesielt sårbare bunnhabitater i området, og det er ikke funnet kulturminner. Samfunnsøkonomiske virkninger Samlet inntekt av produksjonen på Bream er beregnet til ca. 24 milliarder 2014-NOK over seks år ( ). Samlede kostnader er beregnet til nær 14 milliarder NOK. Av dette er omlag 6,4 milliarder NOK i investeringskostnader, og nær 7,5 milliarder NOK på drift. Driftskostnadene er eksklusive avgifter, men inklusiv leie av FPSO'en. Fjerningskostnader er også inkludert. Alle beløp er angitt i faste 2014-priser (NOK-2014). For Bream er nåverdien ved 6 % kalkulasjonsrente beregnet til omlag 7 milliarder NOK. Nåverdien fordeler seg med vel 78 % på staten i form av skatter og avgifter, mens 22 % tilfaller oljeselskapene som deltar i prosjektet. Det vil bli etablert en driftsorganisasjon for Bream-området tilknyttet Premier Oil Norge sitt kontor i Stavanger. FPSO'en vil bli eiet og drevet av en driftskontraktør som også vil besørge offshorebemanning. Page 4

12 1 Innledning På vegne av rettighetshaverne i produksjonslisensene PL406 og PL407 planlegger Premier Oil Norge AS (PONAS), som operatør av de nevnte lisensene, utbygging av oljefunnet Bream. Den anbefalte utbyggingsløsningen er en undervannsutbygging med en flytende produksjons- og lagerenhet (FPSO). Oljen vil bli transportert med skytteltankere til markedet. Rettighetshaverne vil også vurdere utbyggingen av Mackerel samt ett nærliggende prospekt Herring. Herring planlegges boret sammen med Breams produksjonsboring. Feltene er lokalisert i Egersundbassenget, som er en relativt liten petroleumsprovins. Lokaliseringen av PL406 og PL407 er vist i Figur 1.1. Figur 1.1 Lokalisering av PL406 og PL407 med referanse til Stavanger. Page 5

13 På vegne av rettighetshaverne legger PONAS frem konsekvensutredning for Bream som del av plan for utbygging og drift (PUD), som vil bli oversendt myndighetene på et senere tidspunkt. Utredningen omfatter også en eventuell senere utbygging av Herring og Mackerel. Konsekvensutredningen er utarbeidet i henhold til gjeldende norsk regelverk og veiledning for planer for utbygging, anlegg og drift av petroleumsinstallasjoner på norsk kontinentalsokkel. 1.1 Lisenshistorie og eierforhold Oljefunnet Bream ble påvist av Phillips Petroleum Company Norway under boringen av letebrønn 17/12-1 i 1972 innenfor området omfattet av produksjonslisens (PL) 016. En avgrensningsbrønn ble boret i 1980, men hydrokarboner ble ikke funnet. Dermed ble ikke funnet bygget ut, og lisensen ble tilbakelevert i Arealet ble tildelt som PL407 til BG Norge med partnere i 2007 gjennom TFO 2006 lisensrunden. På vegne av partnerne i lisensen utarbeidet BG Norge i 2012 en konsekvensutredning for utbygging av Bream. Partnerne i lisensen besluttet imidlertid å ikke videreføre prosjektet i sin daværende form, og plan for utbygging og drift (PUD) ble ikke oversendt myndighetene. Oljefunnet Mackerel ble påvist av Elf Petroleum Norge ved boring av brønn 18/10-1 innenfor området omfattet av PL008 i Funnet ble da ikke bygget ut, og lisensen ble tilbakelevert i Arealet ble tildelt som PL406 til Premier Oil Norge med partnere i 2007 gjennom TFO Herring er et prospekt som ligger nær Mackerel, som lisenshaverne vil vurdere å bore og eventuelt knytte opp, samen med Mackerel, til Bream når en PUD foreligger for Bream. Lisensgruppen for PL406 og PL407 er nå Premier Oil Norge (50%), Tullow Oil Norge (20%) og Kufpec Norway (30%). Premier Oil Norge er operatør for begge lisensene. 1.2 Formålet med konsekvensutredningen Formålet med konsekvensutredningen er å gi en beskrivelse av planene for utbygging og drift, de forventede konsekvensene utbyggingen vil ha på miljø, natur og samfunnsinteresser samt beskrive de muligheter som finnes for å redusere eller unngå negative effekter og utnytte de positive effektene. Konsekvensutredningsprosessen er en integrert del av planleggingen av større prosjekter. Konsekvensutredningen skal sikre at forhold knyttet til miljø, samfunn og naturressurser blir inkludert i planarbeidet på lik linje med tekniske, økonomiske og sikkerhetsmessige forhold. Prosessen skal bidra til å belyse spørsmål som er relevante både for den interne og den eksterne beslutningsprosessen. Samtidig skal den sikre offentligheten informasjon om prosjektet samt gi omgivelsene anledning til å uttrykke sin mening og gi grunnlag for å påvirke utformingen av prosjektet. 1.3 Lovverkets krav til konsekvensutredning Krav i internasjonalt lovverk Kravet til konsekvensutredning er gjenspeilet i EUs regelverk som Norge har implementert. EUs Rådsdirektiv 97/11/EC (endringsdirektiv til Rådsdirektiv 85/337/EEC) krever konsekvensutredning for offentlige og private prosjekter som kan ha vesentlige miljøog/eller samfunnsøkonomiske konsekvenser. Mulige grenseoverskridende Page 6

14 miljøkonsekvenser er regulert gjennom FNs "Konvensjon om KU for grenseoverskridende miljøkonsekvenser" (ESPOO konvensjonen, 1991). Krav i norsk lovverk Petroleumslovens 4-2 pålegger en rettighetshaver som vil starte en utbygging av en petroleumsforekomst å framlegge for OED en plan for utbygging og drift av forekomsten (PUD). Planen skal inneholde en beskrivelse av økonomiske, ressursmessige, tekniske, sikkerhetsmessige, næringsmessige og miljømessige forhold samt opplysninger om hvordan en innretning vil kunne disponeres ved avslutning av petroleumsvirksomheten. Planen skal også inneholde opplysninger om innretninger for transport eller utnyttelse av petroleum. Det kreves også at det utarbeides en konsekvensutredning som en del av PUD. Konsekvensutredningen skal beskrive utbyggingen og redegjøre for virkningen utbyggingen kan ha for nærings- og miljømessige forhold og hva som kan gjøres for å redusere og avbøte eventuelle skader og ulemper som utbyggingen kan medføre. Videre skal det klargjøres hvordan miljøkriterier og konsekvenser har vært lagt til grunn for valg av tekniske løsninger. Konsekvensutredningen skal bidra til å belyse spørsmål som er relevante både for den interne og den eksterne beslutningsprosessen. Samtidig skal den sikre offentligheten informasjon om prosjektet samt gi omgivelsene anledning til å uttrykke sin mening og gi grunnlag for å påvirke utformingen av prosjektet. 22 i Forskrift til lov om petroleumsvirksomhet inneholder følgende bestemmelser om utredningsprogram: "Rettighetshaver skal i god tid før fremleggelse av plan for utbygging og drift av en petroleumsforekomst utarbeide forslag til utredningsprogram. Forslaget skal gi en kort beskrivelse av utbyggingen, av aktuelle utbyggingsløsninger og på bakgrunn av tilgjengelig kunnskap, av antatte virkninger for andre næringer og miljø, herunder eventuelle grenseoverskridende miljøvirkninger. Videre skal forslaget klargjøre behovet for dokumentasjon. Dersom det er utarbeidet en konsekvensutredning for det området hvor utbyggingen planlegges gjennomført, skal forslaget klargjøre behovet for ytterligere dokumentasjon eller oppdatering. Forslaget til utredningsprogram bør i nødvendig grad inneholde en beskrivelse av hvordan utredningsarbeidet vil bli gjennomført, særlig med sikte på informasjon og medvirkning i forhold til grupper som antas å bli særlig berørt. Forslaget til utredningsprogram skal baseres på rammene for dokumentasjon i 22a. Rettighetshaver sender forslaget til utredningsprogram til uttalelse til berørte myndigheter og interesseorganisasjoner. Det skal settes en rimelig frist for uttalelser. Fristen bør ikke være kortere enn seks uker. Departementet fastsetter utredningsprogrammet på bakgrunn av forslaget og uttalelsene til dette. Det skal redegjøres for innkomne uttalelser og hvordan disse er vurdert og ivaretatt i fastsatt program. Kopi av fastsatt program skal sendes til dem som har avgitt uttalelse i saken. Avgjørelser etter denne bestemmelsen er ikke enkeltvedtak etter forvaltningsloven. Departementet sender forslag til utredningsprogram på høring." Page 7

15 Forurensingslovens 13 har bestemmelser om melding og konsekvensutredning ved planlegging av virksomhet som kan medføre forurensing. Foreliggende forslag til program for konsekvensutredning er utarbeidet med sikte på å dekke kravene i begge lovverk. 1.4 Konsekvensutredningsprosessen Forslag til utredningsprogram for Bream-området ble sendt på høring 25. juni 2014 med en høringsfrist på ti uker. Olje- og energidepartementet (OED) godkjente utredningsprogrammet i brev av 30. september Godkjenningsbrev og Premier Oil Norges merknader til høringsuttalelsene er vist i vedlegg. Konsekvensutredningen blir sendt på tilsvarende høring som utredningsprogrammet. OED forestår den endelige behandlingen og tar stilling til om utredningsplikten er oppfylt. Med bakgrunn i OEDs retningslinjer utarbeidet for saksbehandling av konsekvensutredninger er plan for utredningsprosessen som følger: Tabell 1.1: Tidsplan for konsekvensutredningsprosessen for Bream-området. Beskrivelse Tidsplan Utsendelse av forslag til utredningsprogram 25. juni 2014 Høring av utredningsprogram 25. juni - 3. september 2014 OEDs fastsettelse av endelig utredningsprogram 30. september 2014 Utsendelse av konsekvensutredning Oktober 2014 Høring av konsekvensutredning Oktober desember 2014 Innsendelse av PUD Januar 2015 Antatt beslutning i Stortinget Juni 2015 Oppstart produksjon Juli 2018 Rettighetshaver vil, på tilsvarende måte som for forslaget til utredningsprogram, sende konsekvensutredningen på høring til berørte myndigheter og interesseorganisasjoner og innhente uttalelser fra disse. Samtidig tinglyses det i Norsk Lysingsblad at konsekvensutredningen er sendt på offentlig høring. Konsekvensutredningen, og underlagsdokumentasjon i den grad det er mulig, legges i tillegg ut på internett. OED vil forestå den videre behandling av konsekvensutredningen og til slutt ta stilling til om utredningsplikten er oppfylt. Utbyggingen av Bream-området er den første utbyggingen som gjennomføres av Premier Oil på norsk sokkel. Det forventes at utbyggingen blir lagt fram for Stortinget for godkjenning. 1.5 Forholdet til eksisterende utredninger for området Bream, Mackerel og Herring ligger innenfor det området som omfattes av den regionale konsekvensutredningen (RKU) for Nordsjøen. En oppdatert RKU Nordsjøen ble presentert i desember 2006 (OLF 2006). Bream ligger i det sørøstre hjørnet av havområdet som i RKU Nordsjøen defineres som Nordsjøen Midtre, mens Mackerel og Herring ligger helt vest og sentralt i området som ble definert som Nordsjøen Sørøst. Konsekvenser av utbygging og drift av Bream-området inngikk ikke som en del av dette utredningsarbeidet. Page 8

16 Våren 2013 ble helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak lagt frem, jf. Meld. St. 37 ( ) Helhetlig forvaltning av det marine miljø i Nordsjøen og Skagerrak (forvaltningsplan). Grunnlagsrapporter fra arbeidet med forvaltningsplanen gir en oversikt over naturressursene i området og beskriver miljøkonsekvenser av planlagte utslipp til luft og sjø samt uhellsutslipp og konsekvenser som følge av fysiske inngrep og næringsvirksomhet i dette området. Yme er det eneste feltet som har vært bygget ut i nærområdet til Bream. Plan for ny utbygging og drift av Yme med tilhørende konsekvensutredning ble oversendt myndighetene høsten 2006 og godkjent i mai Det er fortsatt stor uklarhet om når feltet vil komme i produksjon igjen. BG Norge sendte et forslag til utredningsprogram for feltutbygging av Bream (PL407) på ekstern høring i februar På grunnlag av forslag til utredningsprogram og BG Norges forslag til oppfølging av kommentarene ble endelig utredningsprogram fastsatt av Olje- og energidepartementet. Konsekvensutredningen for Bream ble sendt på ekstern høring 4. juli 2012, og høringskommentarer til denne foreligger. Grunnlagsrapporter for forvaltningsplanen og dokumentasjon fra konsekvensutredningene nevnt ovenfor er benyttet i arbeidet med konsekvensutredningen for utbyggingen av Bream-området, Bream og eventuelt også Mackerel og Herring. 1.6 Nødvendige søknader og tillatelser For å gjennomføre utbyggingsplanene vil det måtte innhentes ulike tillatelser fra myndighetene. Noen av tillatelsene vil måtte innhentes i planfasen, mens andre tillatelser kan vente til utbyggingsfasen. Noen tillatelser er kun relevante for nedstengingsfasen. En detaljert liste over tillatelser som må innhentes i henholdsvis planfase og utbyggingsfase vil bli avklart i den videre planprosessen og gjennom behandling av konsekvensutredningen for Bream-området. En foreløpig liste over søknader og tillatelser er gitt i Tabell 1.2. Tabell 1.2: Oversikt over nødvendige søknader og tillatelser. Søknad / tillatelser Gjeldende lovverk Ansvarlig myndighet Plan for utbygging og drift (PUD) Petroleumsloven Olje- og energidepartementet Utslippstillatelse for boring Forurensningsloven Miljødirektoratet Samtykke til boring Petroleumsloven Petroleumstilsynet Utslippstillatelse for klargjøring / oppstart av rørledninger Forurensningsloven Miljødirektoratet Søknad om tillatelse til radioaktiv forurensning Forurensningsloven Statens strålevern Samtykke til oppstart og videreføring Petroleumsloven Olje- og energidepartementet Utslippstillatelse for drift Forurensningsloven Miljødirektoratet Tillatelse til produksjon Petroleumsloven Olje- og energidepartementet Samtykke til oppstart of drift av plattform Petroleumsloven Petroleumstilsynet Søknad om tillatelse til kvotepliktige CO2-utslipp Klimakvoteloven Miljødirektoratet Forhåandsmelding Arbeidsmiljøloven Arbeidstilsynet Disponeringsvedtak (fjerning av innretninger) Petroleumsloven Olje- og energidepartementet Page 9

17 2 Plan for utbygging og drift (PUD) 2.1 Helse, miljø og sikkerhet Myndighetenes overordnede miljømål og rammebetingelser for aktivitet på norsk sokkel vil være retningsgivende for utbyggingen. PONAS har som overordnet mål å unngå unødvendig påvirkning på miljøet. Uten hensyn til valg av utbyggingsløsning vil disse målsettingene bli ivaretatt ved at konkrete miljømål vil bli lagt til grunn for utvikling og drift av Bream-området. PONAS' mål for arbeidet med helse, miljø og sikkerhet er forankret i selskapets overordnede styringssystem. Målene er: Ingen skader på personell Ingen sykdom som følge av vår virksomhet Ingen utilsiktete utslipp og utslipp av skadelige konsentrasjoner PONAS anstrenger seg for å minimere skadelig innvirkning på miljøet for på denne måten å bidra til en bærekraftig utvikling, og er forpliktet til følgende: Overholde gjeldende lover, forskrifter og nasjonale/internasjonale standarder innen miljø Anvende beste, tilgjengelige teknikker (BAT) Samarbeide med industri og myndigheter og informere allmennheten om programmer for å verne miljøet Begrense og dempe effektene av forurensing knyttet til våre operasjoner PONAS har målsetting om nullutslipp av miljøskadelige forbindelser til sjø og luft Påse at fastlagte miljømål blir ivaretatt Konsekvensutredningen oppsummerer tiltakene som er gjort for å sikre at relevante lover og forskrifter blir ivaretatt. Det er utarbeidet et eget program for helse og arbeidsmiljø, ytre miljø og sikkerhet for utbyggingen av Bream-området. HMS-programmet omfatter overordnede mål og strategi, definerer spesielle krav til arbeidsmiljø, ytre miljø og teknisk sikkerhet, samt planlagte sikkerhets- og risikoevalueringer. HMS-programmet vil bli oppdatert for å dekke de ulike fasene i prosjektgjennomføringen. 2.2 Prosjekthistorie Tidligfase I 2009 boret BG Norge, tidligere operatør for PL407, en avgrensningsbrønn på Bream, med mål å bekrefte produksjonegenskaper av reservoaret og dermed at feltet inneholdt drivverdige forekomster. Etter dette var fullført, ble en evaluering av alternative utbyggingsløsninger satt i gang. Et bredt spekter av utbyggingsalternativer ble identifisert og vurdert som grunnlag for valg av konsept for en mulig utbygging. Page 10

18 Konseptfase Det ble vurdert en rekke alternative utbyggingsløsninger for Bream: Utbygging ved hjelp av et flytende produksjons- og lagerskip (FPSO - Floating Production, Storage and Offloading). Utbygging ved hjelp av oppjekkbar bore- og produksjonsplattform supplert med lagertankskip eller lagertank plassert på havbunnen. Undervannsutbygging med tilknytning til nabofelt. På grunn av Bream-feltets størrelse ble levetiden for feltet vurdert å være forholdvis kort, og leie av produksjonsinnretning var derfor en foretrukket løsning. I 2010 inviterte BG Norge flere leverandører til å komme med tilbud på de alternative utbyggingsløsningene for Bream. På grunnlag av mottatte tilbud, og tatt hensyn til at feltets levetid var begrenset, ble den foretrukne løsningen en utbygging basert på gjenbruk av et flytende produksjons- og lagerskip (FPSO), Petrojarl 1, som eies av Teekay Petrojarl AS. Petrojarl 1 er en liten FPSO, som stemte bra med feltets størrelse. Skipet var bygget i 1986, og krevde en del oppgradering. Aktivitetsnivået i norsk og internasjonal leverandørindustri var på den tiden høyt, og medførte altfor høye kostnader for de andre alternativene nevnt ovenfor som var vurdert. Store forsinkelse i Yme-prosjektet gjorde at det heller var ikke prosesseringkapasitet i nærheten som kunne ta imot olje fra Bream. Forprosjektering Etter konseptvalg i mars 2012 ble det gjennomført detaljerte teknisk studier (FEED) for å kartlegge og estimere kostnadene knyttet til nødvendig oppgradering av Petrojarl 1. Gjennom dette arbeidet kom det frem at kostnadene for bruk av fartøyet ble mye høyere enn først antatt. Som nevnt i kapittel 1.1 besluttet partnerne i Bream-lisensen å ikke videreføre prosjektet i sin daværende form før plan for utbygging og drift av Bream ble oversendt myndighetene. En konsekvensutredning for utbygging av Bream var sendt på høring før prosjekt ble stoppet. I 2013 ble PONAS operatør for PL407, og videreførte arbeidet med en nybygg Sevan FPSO til erstatning for Petrojarl 1. Etter en periode med konseptvalidering mht dreneringsstrategi og valg av produksjonsenhet for feltet, ble nytt utbyggingskonsept valgt i februar 2014 (BOV beslutning). Den planlagte utbyggingen er nå en undervannsutbygging av Bream med en Sevan FPSO. Prosessert olje vil bli lagret i Bream FPSO før eksport via skytteltankere. Grunnet begrenset mengde gass planlegges ikke eksport av gass fra feltet. Forprosjektering startet tidlig i 2014, med sikte på å sende inn en PUD til myndigheter ved årsskiftet 2014/ Reservoarbeskrivelse Bream ligger i nordlig del av blokk 17/12 i Nordsjøen, om lag 110 km fra land (Egersund) og om lag 50 km nordvest for Yme-feltet. Bream-reservoaret er vist i Figur 2.1. Bream strekker seg over 22 km 2 og hydrokarbonfellemekanismen kan best beskrives som en domestruktur hvor toppen av reservoaret ligger på 2275 meters dybde. Oljen er undermettet med lite assosiert gass og det er ingen fri gass i reservoaret. Page 11

19 Figur 2.1 Bream, Mackerel og Herring top Bryne strukturkart Tabell 2.1: Feltparametre Reservoar data Areal 22 km 2 Referansedybde 2290 m TVDSS Reservoartrykk ved referansedybde 245 Bara Reservoartemperatur ved referansedybde 84 ºC Oljens viskositet 1,44 cp Olje-vann kontakt 2316,5 m TVDSS Reservoaret består av sandstein fra midtre Jura tid. Det er i alt boret tre lete- og avgrensningsbrønner med til sammen syv reservoarpenetreringer, som har bidratt til god reservoarforståelse. Oljen er hovedsakelig akkumulert i reservoarsonene Bryne 2 og Bryne 3 som består av fluviale kanalsander med en nord-sydlig retning. 2.4 Reserver og produksjonsplaner Reservoarevalueringer og ytterligere optimaliseringer vil pågå frem til PUD, og det kan derfor komme endringer / justeringer til ressursanslagene. Basert på den geologiske modellen er det forventet at 80 % av ressursene ligger i reservoarsonen Bryne 2. Denne sonen er derfor hovedmålet for utbyggingen med tre Page 12

20 horisontale produsenter mens Bryne 3 vil ha en horisontal produsent. Bream brønn 17/12-4A ble testet i 2009 med rater på ca. 300 Sm 3 olje per dag. Feltet er planlagt med vanninjeksjon fra første dag i de to horisontale injektorer i nord og sør. Begge injektorer er planlagt med nedi-hulls kontrollsystem, som skal gjøre det mulig at sonestyre vanninjeksjonen samt optimalisere vannstrømming. På grunnlag av reservoarsimuleringer er det anslått vanngjennombrudd etter ca. ett år. Produsert vann vil bli injisert sammen med sjøvann for å opprettholde trykket i reservoaret og på denne måten øke utvinningsgraden. For å penetrere flest mulig kanaler er Bream planlagt utbygget med i alt seks 1200 meter lange horisontale brønner i øst-vestlig retning (Figur 2.2). Fire av brønnene er produsenter plassert høyt på strukturen og to horisontale injektorer, hvor en er plassert ved olje-vann kontakten i nord og en sør på feltet. Figur 2.2 Topp Bryne med planlagte brønner Oljen i reservoaret inneholder lite assosiert gass og har således ingen EOR (Enhanced Oil Recovery) effekt eller eksportpotensiale. Gassen vil i stedet bli brukt til gassløft av produsentene samt brensel, og de første driftsårene vil den overflødige gass bli injisert i reservoaret. Totale tekniske ressurser i Bream er estimert til 8,0 mill. Sm 3 over en periode på 8 år (P50). Utvinningsgraden er estimert til 47 % hjulpet av vanninjeksjon for trykkstøtte (og fortrengningseffektivitet) samt gassløft. Produksjonsprofiler (P50) for olje, gass og produsert vann samt vanninjeksjon på Bream er vist i Figur 2.3 (olje), Figur 2.4 (gass) og Figur 2.5 (vann). Produsert vann og utslipp til sjø omtales nærmere i Kapittel 5.2. Page 13

21 Oljeproduksjon mill. Sm3/år 3,5 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0 Oljeproduksjon (mill. Sm3/år) Oljeproduksjon (mill. Sm3 akk) Oljeproduksjon mill. Sm3 akk Figur 2.3 Produksjonsprofil for olje fra Bream (P50) Gassproduksjon (mill. Sm3/år) Produksjonsrate gass (mill. Sm3/år) Produksjonsrate gass (mill. Sm3 akk) Gassproduksjon (mill.sm3 akk) Figur 2.4 Produksjonsprofil for gass fra Bream (P50) Vannproduksjon/utslipp (mill. Sm3/år) 3,5 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0 Produsert vann (mill. Sm3 akk) Vannutslipp (<<15 ppm) (mill. Sm3/år) Figur 2.5 Produksjonsprofil for produsert vann fra Bream (P50) Page 14

22 2.5 Andre funn og prospekt i området Innenfor PL406, ca 16 km mot sørøst fra Bream, finnes Mackerel-funnet (brønn 18/10-1), og et nærliggende prospekt Herring. Dette prospektet planlegges foreløpig boret i forbindelse med produksjonsboringen på Bream. Dersom det gjøres et drivverdig funn, vurderes også en avgrensningsbrønn på Mackerel fra samme borelokalitet. Se Figur 2.6. Mackerel-funnet er alene ikke stort nok for å bli bygget ut. Dersom det gjøres drivverdige funn ved boring av letebrønnen på Herrring, kan ressursgrunnlaget være stort nok til å en felles utbygging av disse med tilknytning til Bream FPSO. Det er foretatt en samordning av eierskapet i PL406 and PL407, og partnerne i de to fellesprosjektene er blitt enige om å inngå en samordningsavtale for å gjøre en tilknytning av reservene i PL406 enklere. Figur 2.6 Lisenser i Bream-området 2.6 Utbyggingsløsning Valg av utbyggingsløsning Rammene for konseptvalget er i hovedsak definert av vanndyp, reservoar, antall produksjons- og injeksjonsbrønner, produksjonsprofil samt manglende tilgang til omkringliggende infrastruktur. Forskjeller i miljøpåvirkning mellom alternativene som tilfredsstilte basiskravene til utbyggingen er vurdert å være små og ikke av betydning for konseptvalget. Valgt utbyggingsløsning er en undervannsutbygging av Bream-feltet med en Sevan FPSO. Prosessert olje vil bli lagret i Bream FPSO før eksport via skytteltankere. Det er ikke nok gass i feltet til å forsvare en eksportløsning, og de begrensede gassmengdene vil bli brukt som brensel. En illustrasjon av den planlagte utbyggingsløsningen er vist i. Basert på analyser som er gjennomført og evalueringen av vesentlige miljøaspekter, ble det identifisert tre designaspekter hvor det ble gjennomført en mer detaljert BAT-vurdering. Dette gjelder kraftgenerering, håndtering av nmvoc og produsert vann. Forhold knyttet til disse temaene beskrives nærmere nedenfor. Nærmere om Sevan FPSO (Floating Production, Storage and Offloading) Sevan Marines design (Sevan 650) har sirkulær form og består av et stålskrog med intern lagerkapasitet (Figur 2.8). På norsk sokkel ble dette designet første gang valgt i forbindelse med utbygging av Goliat-feltet i Barentshavet, men designet er benyttet i utbygginger til Page 15

23 Plan for Utbygging og drift av Bream - Konsekvensutredning - Rev.3 Figur 2.7 Illustrasjon av planlagt utbygging av Bream. Figur 2.8 Illustrasjon av Bream Sevan FPSO. Page 16

24 havs i bl a i Storbritannia og Brasil. FPSO'en har en lagerkapasiteten i overkant av fat. Premier Oil har erfaring med drift av Sevan FPSO fra britisk sokkel. Ytre diameter på stålunderstellet er 82 m, mens dekksanlegget er 91 m bredt. Bygging av understell og dekksanlegg ventes i hovedsak å skje utenlands. Designet har god stabilitet under røffe værforhold, og det er også lagt opp til spesiell beskyttelse av dekksområdene med tanke på arbeidsmiljøforhold og sikkerhet. Det er foreslått bruk av 12 ankere for å holde innretningen i posisjon. Lengden på ankerkjettingene vil være opptil 1600 m. Brønnstrømmen vil produseres gjennom havbunnsrammene og transporteres gjennom rørledninger og stigerør til FPSO'en. Her går brønnstrømmen gjennom en varmeenhet for å oppnå ønsket temperatur og deretter til en innløpsseparator. Trykket reduseres slik at gassen skilles ut og brønnstrømmen føres inn i lavtrykksseparatoren. Stabilisert råolje sendes deretter til oljelagertankene i skroget. Havbunnsinnretninger Utbyggingen er planlagt med fire produksjonsbrønner og en vanninjeksjonsbrønn sentralt ved produksjonsinnretningen på Bream. Disse brønnene vil bli lokalisert innenfor sikkerhetssonen rundt FPSO'en. Brønnene vil bli knyttet opp mot en havbunnsmanifold lokalisert ca 50 meter fra brønnrammene. Videre er havbunnsmanifolden knyttet opp til FPSO'en via fire fleksible dynamiske stigerør og to dynamiske kontrollkabler. En ytterligere vanninjeksjonsbrønn vil bli lokalisert ca 2,8 km sør for feltsenteret, kalt Bream Sør. Denne knyttes opp med en 8'' rørledning og en kontrollkabel fra havbunnsmanifolden ved Breamsenteret. Rørledning og kontrollkabler lokalisert utenfor sikkerhetssonen med radius 500 meter rundt FPSO vil bli tildekket med stein og beskyttet mot fiskeriaktiviteter. Den havbunnskartleggingen som ble gjennomført sommeren 2014 viser at hard havbunn langs traséen til Bream Sør vanskeliggjør grøfting med pløying og tilbakefylling (Gardline 2014). Strukturer og oppkoblingsrørsløyfer lokalisert utenfor sikkerhetssonen vil bli designet for å motstå fiskeriaktiviteter. Stigerør, strukturer og oppkoblingssløyfer lokalisert innenfor FPSO'ens sikkerhetssone vil kun bli beskyttet mot fallende gjenstander. Et system for lekkasjedeteksjon vil bli installert på alle brønnhoder ("juletrær") og på produksjonsmanifold. Deteksjonssensorer vil bli plassert i taket av strukturene, slik at enhver oljelekkasje skal oppdages. Deteksjonssystemet er koblet til kontrollsystemene, og vil automatisk utløse en alarm i FPSO'ens kontrollrom når hydrokarboner er påvist. Det foreslåtte systemet benyttes bl. a. på Skarv-feltet i Norskehavet. For påvisning av oljelekkasjer på havflaten vil det bli benyttet visuell inspeksjon, radar, kameraer og satellittovervåking. Umiddelbart etter installasjon blir rørene fylt med filtrert sjøvann som tilsettes noe biocid for å hindre bakteriedannelser og begroing. Før oppstart drives vannet opp på FPSO og slippes til sjø. Boring Boreaktiviteten på Bream planlegges gjennomført i en 12 måneders periode. Det er foreløpig ikke tatt stilling til om brønnene skal bores med oppjekkbar eller flytende borerigg. Page 17

25 Boring av topphullene (36" og 26") vil skje med sjøvann og vannbaserte borevæsker. De øvrige (dypere) seksjonene bores med oljebasert borevæske (OBM). Det er nødvendig å bruke OBM for å sikre god brønnstabilitet i brønnbanen og god leirinhibering (dvs. unngå kjemisk reaksjon mellom leirskifer og borevæske), pga stor vinkel i brønnbanene. Bruk av OBM sikrer gode styreegenskaper for å treffe de planlagte målene for brønnene. Oljebasert borevæske er vurdert som den beste tekniske og sikkerhetsmessige løsningen. Kaksmengder og forbruk av borevæske er omhandlet i kapittel 5.2. Behandlingen av produsert vann Produsert vann på Bream planlegges reinjisert. Produsert vann fra reservoaret vil bli separert fra brønnstrømmen i førstetrinnsseparatoren og i testseparatoren, og senere i prosessanlegget via en elektrostatisk coalescer (væskeutskiller). Det produserte vannet føres deretter gjennom et rensesystem før det reinjiseres i reservoaret som trykkstøtte. For å sikre tilstrekkelige mengder vann til injisering, suppleres det produserte vannet nedstrøms fra renseanlegget med sjøvann før reinjeksjon. Sjøvann renses også før injisering. Rensesystemet for produsert vann vil bestå av hydrosykloner og en kompakt flotasjonsenhet (CFU). Dette systemet forventes å redusere olje-i-vann nivået til 15 ppm eller mindre, godt under myndighetskravet på maksimalt 30 ppm olje i vann. Denne metoden for vannrensing benyttes på mange innretninger, og det er gode erfaringer med drift av slike anlegg både i Norge og på verdensbasis. Kapasiteten av rensesystemet vil være Sm 3 /dag, som vil dekke behovet på Bream-feltet. To Gas Compression To Gas Compression Wellstream 1 st Stage Separator 2 nd Stage Separator Electrostatic Coalescer Oil to storage Hydrocyclones Possible connection later in field life Low volume To Gas Compression V-504 Wellstream Test Separator Hydrocyclones V-504 To LP Flare recovery system Seawater De-Aeration Seawater Degassing Tank FIC Water Injection Discharge to Sea Compact flotation units Compact Flotation Units Figur 2.9 Skisse av system for rensing av produsert vann Injeksjonssystemet planlegges med høy driftsregularitet, med minimum 95% som designkriterium. Ved driftsforstyrrelser eller vedlikehold på injeksjonssystemet, vil produsert vann bli sluppet til sjø etter rensing. Det valgte systemet vurderes som den beste tilgjengelige teknikk (BAT) for rensing av produsert vann. Page 18

26 Gass Utvunnet gass fra feltet vil bli benyttet som brenngass ved kraftgenereringen på FPSO. De to første driftsårene vil det være et gassoverskudd og denne gassen vil bli reinjisert i feltet. Reinjisert gass vil ikke kunne gjenvinnes senere i driftsperioden. Etter hvert som gassproduksjonen avtar vil gass bli erstattet med flytende drivstoff (diesel) i kraftproduksjonen. Fakkelsystem Fakkelsystemet vil bestå av et høytrykkssystem, et lavtrykkssystem og et atmosfærisk ventilasjonssystem. Fakkelsystemet vil være lukket, og gass vil gjenvinnes ved hjelp av rekompresjon ved normal drift. Fakkelanlegget vil gjenvinne avgassing fra diffuse utslipp og fra produsertvannanlegget. I korte perioder vil det kunne være avbrenning av gass, dette gjelder ved nødavstengning/trykkavlastning. Gjenvinning av nmvoc Det er satt spesifikke krav for utslippsreduksjon fra lagring og lasting av olje på norsk sokkel med tilhørende prosess for utvikling og implementering av utslippsreduserende teknologi. For å unngå utslipp av nmvoc ved kaldventilering av gasser og ved lagring av olje på FPSO vil det bli installert VOC-gjenvinningssystemer. Endelig beslutning om valg av teknologi er ikke tatt. De alternative gjenvinningssystemer som har vært vurdert er: Gjenvinning basert på absorpsjonssystem. Prinsippet for denne teknologien er at VOC blir absorbert i råolje under trykk og deretter sendt til lagertankene. Gjenvinning basert på adsorpsjonsystem. Hovedprinsippet for et adsorpsjonssystem er at VOC bindes til aktivt kull i en dedikert kolonne. Gjenvunnet VOC frigjøres deretter fra kullet under vakuum og renses ytterligere i en absopsjonskolonne før gjenvunnet VOC sendes til lagertankene. Gjenvinning basert på kondensering. Denne teknologien er basert på at VOC kjøles kraftig ned (ca. -35 o C) slik at den blir til væske og sendes til lagertankene. To av disse teknologiene for VOC gjenvinning vurderes som aktuelle for Bream. Dette gjelder alternativene med gjenvinning basert på absorpsjon med membran og alternativet med gjenvinning basert på kondensering. Begge alternativene har en gjenvinningseffektivitet på over 90% av nmvoc. Endelig valg av teknologi vil bli avklart før innlevering av PUD. I forbindelse med lagring av olje på FPSO vil det være en hydrokarbonatmosfære over oljelageret for å hindre avdamping av VOC. Hydrokarbonatmosfæren vil bli resirkulert tilbake til prosessanlegget ved fortrengning av olje og vil ikke bidra til utslipp til luft. For eksport av olje fra Bream vil det bli benyttet skytteltankere med VOCgjenvinningsutstyr. VOC-gjenvinning på tankere som transporterer olje fra felt på norsk sokkel er regulert av avtale mellom operatører, transportører og myndigheter, og gjenvinningstiltak på tankerne er påkrevd. Myndighetenes krav er i dag en utslippsgrense på 0,45 kg nmvoc per tonn lastet råolje per lastepunkt, uten hensyn til hvilken teknologi som benyttes. PONAS vil, gjennom å slutte seg til som medlem i VOC-industrisamarbeidet, sikre at utslippsforpliktelsene for VOC-utslipp oppfylles for Bream. Per i dag vurderes planlagte renseteknologi som best tilgjengelig teknologi (BAT) mht gjenvinning av VOC. Page 19

27 Behandling av produsert sand Det forventes ikke produksjon av sand fra reservoaret. Skulle det likevel bli noe sandproduksjon mot slutten av feltets levetid vil sanden bli samlet opp og transportert til land. 2.7 Kraftgenerering og kraftforsyning Kraftgenerering på FPSO med gass- eller dieseldrevne generatorer er hovedkilden til utslipp til luft av CO 2 og NOx på Bream. Det er et uttalt mål å redusere slike utslipp til luft, både for myndigheter og for PONAS (jf kapittel 2.1). Kraftbehovet for Bream vil være i størrelsesorden MW. Vanninjeksjon, og gasskompresjon til gassløft og -injeksjon er hovedforbrukerne av kraft. Prosessvarme er også nødvendig flere steder på FPSO'en, og behovet vil variere fra ca 7 MW ved oppstart til noe lavere senere i feltets levetid. I startfasen når det er lite produsert vann, står vanninjeksjon for mesteparten av varmebehovet. Dette på grunn av behov for oppvarming av sjøvann for injeksjon. Eventuell innfasing av Herring og Mackerel vil medføre et ytterligere kraftbehov på ca 4 MW. Før å oppnå beste mulig kraftløsning, med tanke på sikkerhet, miljø, og økonomi, har følgende kraftalternativer blitt vurdert / utredet. Import av elektrisk kraft fra land Lokal kraftproduksjon med turbiner eller stempelmotor, herunder både dual-fuel (gass og diesel) og tri-fuel (gass og diesel, med mulighet for også å kunne drives med egenprodusert råolje) Kraft fra land I konseptfasen er det konkludert med at en løsning basert på kraft fra land ikke er en økonomisk gjennomførbar løsning for Bream, og at kraft derfor skal produseres lokalt på FPSO. Det er fordi : Bream-feltets levetid er estimert til 5-8 år. Basert på dette er kostnadene knyttet til CO 2 -reduksjon for det beste alternativet for kraft fra land (med bare nødkraft installert på FPSO) beregnet til NOK/tonn CO 2 -reduksjon. Dette alternativ har ikke inkludert behovet for prosessvarme, og krever enten en lokal prosessvarmer (med utslipp) eller 30 % større kapasitet på kraftkabelen fra land enn det som ligger inne i beregningene. FPSO er leiet og har en levetid på 15-20år. For å opprettholde restverdien på denne etter avsluttet produksjon på Bream, og gjøre den attraktiv for nye brukere, vil en FPSO uten egen kraftproduksjon trenge en kostbar oppgradering før den kan tas i bruk på nye felt. En FPSO med begrensede gjenbruksmuligheter uten betydelige påkostninger, vil øke leieraten for prosjektet vesentlig. Det vil indirekte øker kostnadene ved kraft fra land ytterligere. Tekniske løsninger for kraft fra land er kompliserte, og øker risikoen ved prosjektet. Dette er ikke forenlig med en liten feltutbygging som Bream. Konklusjonen er basert på en studie av muligheten for kraftforsyning til Bream fra land (Unitech 2013). Det ble også utført en studie av muligheten for elektrifisering av Bream FPSO, sammen med en nyutbygging av Yme (Unitech/Add Novatech 2013). Kostnaden knyttet til kraft fra land til Bream alene ble beregnet til rundt 1,6 milliarder NOK. Page 20

28 Det ble utført beregninger for kostnadene knyttet til CO 2 -reduksjon basert på alternative nivåer på NO x -avgiften, alternativer for egen kraftproduksjon på innretningen og alternativ levetid for feltet: For NO x -avgiften ble det utført beregninger basert på et avgiftsnivå på hhv 50 NOK/kg NOx og 17,01 NOK/kg NOx (avgiftssats 2013) Scenario 1 - hovedalternativet. FPSO er fra oppstart utrustet med generatorer som kan dekke hele kraftbehovet ved eventuelle brudd i strømleveransen fra land. Investeringer knyttet til kraft fra land fremkommer som en ren merkostnad. Scenario 2. FPSO er fra oppstart bare utrustet med generatorer som kan levere nødkraft ved eventuelle brudd i strømleveransen fra land. Dette reduserer investeringskostnadene knyttet til kraftproduksjon på FPSO, men alternativet medfører at det ikke er noen muligheter for drift av feltet ved strømbrudd. Beregningene ble utført for en levetid på hhv 5 år og 12 år for feltet. På beregningstidspunktet ble kostnader knyttet til CO 2 -utslipp beregnet til om lag 400 NOK/tonn (avgift og utslippskvote). På grunn av de forholdsvise grove kostnadsestimatene som ligger til grunn for beregningene, vurderes kostnader knyttet til kraft fra land mindre enn om lag 500 NOK per tonn CO 2 -reduksjon å være lønnsomt med kraftproduksjon om bord. Resultatet fra beregningene sammenfattes i tabell 2.2. Tabell 2.2 Beregnede kostnader per tonn CO2-reduksjon ved kraft fra land. (Unitech/Add Novatech 2013) Avgift NOx-avgift = 50 NOK/kg NOx NOx-avgift = 17,01 NOK/kg NOx Levetid 5 år 12 år 5 år 12 år Scenario NOK/t 1308 NOK/t 3849 NOK/t 1634 NOK/t Scenario NOK/t 871 NOK/t 2923 NOK/t 1197 NOK/t Kraftgenerering lokalt på FPSO Hovedelementene lagt til grunn for valg av kraftløsning er teknisk løsninger, kostnader over feltets levetid og utslipp til luft. Det er også et krav at generator skal kunne bruke både gass og diesel som drivstoff, såkalt dual-fuel. Bream-feltet produserer ikke tilstrekkelig med gass til å dekke kraftbehovet gjennom feltets hele levetid, og gass må suppleres og etter hvert erstattes helt med diesel som drivstoff. Etter tre-fire år vil generator måtte drives utelukkende på diesel. Import av gass ble evaluert i konseptfasen, med en 50 km lang 4" rørledning tilknyttet Statpipe som går mellom Kårstø og Draupner-feltet. Denne løsningen ble vurdert å være for kostbar tatt hensyn til feltets levetid. Gassturbin Flere generatorer drevet med gassturbin har vært evaluert både i tidligere og nåværende fase av prosjektet. Det er en utfordring at dual-fuel lav-nox (DLE) gassturbiner ikke er egnet til å drives kontinuerlig på diesel. Erfaringer fra andre operatører i Nordsjøen med slik kraftløsning er at turbinene kan drives med diesel som eneste drivstoff i korte perioder (dager/uker), men at de har lav oppetid ved kontinuerlig dieseldrift. Ved nedstenging og oppstart må det fakles, med økte utslipp til luft som konsekvens. Standard gassturbiner kan driftes på diesel, men har mye høyere NOx-utslipp. Det pågår en produktutvikling hos aktuelle leverandører, og i regi av Bream-prosjektet pågår det en evaluering av en forbedret lav-nox turbin som muligens kan tilfredstille funksjonskravene til drift. Page 21

29 Stempelmotor Stempelmotorer kan bruke både gass og diesel. For dette alternativet vurderes installering av fire motorer. Dette er en driftssikker løsning, og eier av FPSO har lang erfaring med drift av denne type utstyr. Motorene har høy oppetid, og dermed lite behov for fakling som følge av uforutsette nedstenginger. Denne løsningen er også fleksible mht trinnvis konvertering fra gass til diesel når gassproduksjonen avtar. Stempelmotorene har en høyere energieffektivitet enn gassturbiner; 45% mot 35% for de aktuelle gassturbinene. Dette gir reduserte utslipp av CO 2 over feltets levetid. Utslippene av NOx vil derimot være høyere enn for en lav-nox gassturbin, men samtidig lavere enn for en standard gassturbin. Mulighetene for NOx-reduksjon utredes, men foreløpig finnes ingen kvalifiserte NOx-reduserende løsninger. Tri-fuel turbin eller motor Designbasis for Bream er dual-fuel løsning. Ved vurderingen av alternativer for kraftproduksjonen på FPSO'en er imidlertid også tri-fuel løsninger vurdert, dvs bruk av gass, diesel eller råolje fra eget reservoar som drivstoff. En tri-fuel løsning framstår som en økonomisk gunstig løsning med hensyn til driftskostnader. Løsningen reduserer også behov for transport av diesel fra land. Tri-fuel løsningen er imidlertid en kompliserende faktor med hensyn på oppfylling av prosjektets BAT-mål og oppfylling av myndighetskrav. Dette gjelder særlig med hensyn til utslipp av kortlevde klimadrivere som f. eks. sot, jf Miljødirektoratets rapport M89/2013 (Miljødirektoratet 2013). Valg av en slik løsning vil kreve videre evaluering og tilleggsstudier mht løsning av de tekniske og operasjonelle utfordringer. Eventuell bruk av råolje vil ikke være aktuelt før 2020/2021. Dersom de tekniske og operasjonelle utfordringer løses vil det bli beskrevet i utslippssøknad for feltet. Valg av løsning for kraftleveranse på FPSO Foreløpig vurderes både gassturbin og stempelmotor som aktuelle løsninger på Bream FPSO, og avklarende studier pågår. PONAS' foretrukne BAT-løsning vil bli presentert i plan for utbygging og drift (PUD) for feltet. 2.8 BAT-vurderinger I henhold til IPPC-direktivet, EUs direktiv om «Integrated Pollution Prevention and Control», stilles det krav til at energien utnyttes effektivt og at beste tilgjengelige teknikker (Best Available Techniques - BAT) tas i bruk for å forebygge og begrense forurensing. BATvurderinger skal inneholde kost-nytteberegninger. Krav om vurderinger av BAT er nedfelt i operatørens interne prosedyrer og er således gjennomført og lagt til grunn ved valg av konsept og teknologi. Evaluering av BAT og bruk av ALARP-prinsippet (As Low As Reasonable Practical) har vært en integrert del av prosjekteringsarbeidet for Bream. De viktigste BAT-vurderingene som er gjennomført for feltet er presentert i tabellen nedenfor. Page 22

30 Tabell 2.3: Gjennomførte BAT-tiltak i Bream-prosjektet Miljøfaktor Avbøtende tiltak Energi Turtallsregulering på tungt roterende utstyr / energioptimalisering under drift. Varmegjenvinning på hovedstrømgeneratorer. Kjemikalier Utslipp til luft Mht kjemikalier som vil/kan bli sluppet til sjø, vil bare kjemikalier som er kategorisert som grønne (PLONOR) eller gule bli benyttet. Valg av drivstoff. Gassdrift så lenge det er tilstrekkelig gass fra feltet. Gradvis overgang til flytende drivstoff når gassproduksjonen avtar. Injeksjon av overskuddsgass. Lukket fakkel. Installering av VOC gjenvinningsanlegg for å minimere utslipp av metan og nmvoc under lagring og lasteoperasjoner. Utslipp til sjø Rensing av produsert vann ved hydrosykloner og kompakt flotasjonsenhet (CFU). Injeksjon av produsert vann. Avfall Gjenvunnet smøreolje og andre spilloljer vil bli injisert til brønnstrømmen. Gjenvinningsstasjon for avfall. 2.9 Havbunnsundersøkelser I følge Aktivitetsforskriften 51 skal operatøren utføre grunnlagsundersøkelser før all produksjonsboring. Grunnlagsundersøkelse for området omkring Bream ble gjennomført i 2010 i forbindelse med den regionale miljøovervåkingen av Region III (DNV 2011). Undersøkelsen viste at sedimentet på Bream hovedsakelig består av sand. Bunnfaunaindeksene gjenspeiler en sunn uforstyrret havbunn med komplekse faunasamfunn. Sommeren 2014 er det gjennomført en ytterligere kartlegging omkring traséene og de planlagte lokasjonene for havbunnsinstallasjonene (Gardline 2014). Den regelmessige miljøovervåkingen av norsk sokkel er organisert ved at sokkelen er delt i regioner og alle regioner undersøkes hvert tredje år som et samarbeid mellom operatørselskap som har prosjekt i utbyggings- eller driftsfase. Operatørene er pålagt å samarbeide om en slik overvåking. Under utbyggings- og driftsfasen vil Bream-området inngå i den regionale miljøovervåkningen for Region II med periodisk undersøkelse av bunnhabitater (sediment og havbunnsfauna) og vannsøylen hvert tredje år. Det ble ikke gjort noen marinarkeologiske funn eller registrert noen skipsvrak i forbindelse med undersøkelsen i Det ble heller ikke gjort noen funn i forbindelse med kartleggingen i Dersom det likevel skulle gjøres funn i forbindelse med utbyggingen vil PONAS ta kontakt med kulturminnemyndighetene (Stavanger Sjøfartsmuseum) for å avklare videre håndtering. Page 23

31 2.10 Norsk avgifts- og klimakvotesystem Lov nr 99: Lov om kvoteplikt og handel med kvoter for utslipp av klimagasser (klimakvoteloven) har som formål å begrense utslippene av klimagasser på en kostnadseffektiv måte gjennom et system med kvoteplikt for utslipp av klimagasser og fritt omsettelige utslippskvoter. Utslipp fra felt i drift, samt utslipp fra mobile rigger som borer produksjonsbrønner eller som borer på felt i drift, omfattes av kvoteplikten. Produksjonen i Bream-området vil gi kvotepliktige utslipp av klimagasser, og det vil bli søkt om tillatelse fra Miljødirektoratet til kvotepliktige utslipp av CO 2. Innen 1. mars vil det bli innrapportert kvotepliktige utslipp for ulike utslippskilder for det foregående året iht. myndighetenes retningslinjer for rapportering (Miljødirektoratet 2014). Innen 30. april må bedriften ha skaffet tilveie eventuelle manglende kvoter og ha overført kvoter tilsvarende sine utslipp til Statens oppgjørskonto i kvoteregisteret. Alle virksomheter som omfattes av det norske kvotesystemet har fått opprettet en konto i kvoteregisteret. All omsetning av kvoter i kvotesystemet registreres i dette registeret. Virksomheter som har redusert sine utslipp, kan selge sitt overskudd av kvoter i markedet. Kvoteregisteret administreres av Miljødirektoratet Avfallshåndtering Avfall fra utbygging og drift av Bream-området vil bli håndtert i henhold til gjeldende retningslinjer. På Bream vil det være behov for å håndtere avfall fra boligkvarter, prosessdrift og vedlikeholdsaktiviteter på plattformen. Det vil bli utarbeidet en plan for avfallshåndtering som beskriver avfallstyper, sortering, lagring og håndtering. Det vil bli utarbeidet separat plan for avfallshåndtering for boreriggen Tidsplan for prosjektet Prosjektets tidsplan forutsetter endelig valg av utbyggingsløsning og innsendelse av PUD mot slutten av 2014 eller tidlig I tidsplanen er det lagt til grunn at Stortinget godkjenner utbyggingen i vårsesjonen Større kontrakter og leveranser vil tildeles straks myndighetene har godkjent utbyggingsplanene. Tabell 2.4: Foreløpig tidsplan for utbygging av Bream og Mackerel. Aktivitet Tidsplan Godkjenning i Stortinget Våren 2015 Boring og komplettering April mars 2018 Engineering / fabrikasjon Desember mai 2017 Legging av rørledninger og kabler April - mai 2018 Installering og tilkoplinger av FPSO Mai - juni 2018 Produksjonsstart Juli 2018 Page 24

32 2.13 Investeringer og driftskostnader Kostnadene ved utbyggingen av Bream er foreløpig beregnet å ligge i størrelsesorden 11 milliarder NOK på investering, eksklusiv FPSO produksjonsinnretning som er planlagt levert på en leiekontrakt. Samlede driftskostnader er foreløpig beregnet til 13.9 milliarder NOK (antatt 6 år driftstid), inklusive leie av FPSO. Kostnadene er angitt i 2014-NOK. Det vil bli etablert en driftsorganisasjon for Bream-området tilknyttet Premier Oil Norge sitt hovedkontor i Stavanger. Den tekniske driften av Bream-området planlegges satt bort til en driftskontraktør som vil besørge offshorebemanning Avvikling av virksomheten I henhold til 22 i Forskrift til lov om petroleumsvirksomhet skal konsekvensutredningen blant annet vurdere hvordan innretningene vil kunne disponeres ved avslutning av petroleumsvirksomheten. Havbunnsinnretningene designes for en levetid på omlag 15 år, mens FPSO'en vil ha en levetid langt utover dette. Det er dermed fleksibilitet for videre produksjon utover det en i dag har identifisert behov for. Varigheten av produksjonsperioden vil avhenge av produksjonsutviklingen og økonomien i feltene. På grunn av kort levetid på Bream-feltet, knyttes det forventninger til at levetiden kan forlenges gjennom driften av Mackerel og Herring. Detaljerte planer for avvikling vil derfor ikke bli utarbeidet før to år før feltavvikling. I henhold til gjeldende regelverk vil innretningene på feltet bli fjernet. For produksjons- og lagerskipet (FPSO) vil gjenbruk på andre felt bli vurdert, eventuelt etter nødvendig ombygging. Alle brønner vil bli plugget og etterlatt i henhold til gjeldende regler. I samsvar med dagens praksis vil rørledninger og kabler som ligger nedgravd i havbunnen bli etterlatt etter rengjøring. Endene vil bli forsvarlig sikret gjennom nedgraving eller steinfyllinger slik at de ikke kan forårsake ulemper for fiskeriene i området. Page 25

33 3 Influensområde for feltene Hendelser med størst potensial for miljøkonsekvenser omfatter oljeutblåsning under boring og produksjon. Ved eventuelle utslipp fra rørledning er det begrensede volumer som kan slippe ut til sjø sammenlignet med volumene fra utblåsninger. De uhellsutslippene som skjer relativt sett hyppigere representerer normalt små utslipp; og er hyppigst knyttet til feilhandlinger og i form av mindre lekkasjer av olje og/eller kjemikalier. Disse utslippene er normalt små og uten målbare miljøkonsekvenser. Det er ikke gjennomført egne oljedriftsimuleringer for slike utslipp. I BG Norges konsekvensutredning for Bream ble det for både utbyggings- og driftsfasen benyttet rater og varigheter framkommet gjennom studier gjennomført hos Add Wellflow (Add Wellflow, 2011). Gjennom dette arbeidet framkom vektede verdier for uhellsutslipp til sjø som vist nedenfor. Tabell 3.1: Forutsetninger for uhellsutslipp til sjø Feltutbygging: Sjøbunnsutslipp: 1830 Sm 3 /døgn, med en varighet på 20,0 døgn Overflateutslipp: 2336 Sm 3 /døgn, med en varighet på 6,2 døgn. Produksjon: Sjøbunnsutslipp: 2464 Sm 3 /døgn, med en varighet på 20,0 døgn På grunnlag av disse data ble det gjennomført oljedriftsimulering for Bream med oljedriftmodellen OSCAR OS3D fra SINTEF (Acona 2012a). Simuleringene var basert på forvitringsegenskapene til Bream-oljen (SINTEF 2011). Det ble gjennomført 600 simuleringer for hvert kvartal. Mackerel-funnet ble påvist ved leteboring i 1979, og det ble på den tiden ikke gjennomført forvitringsstudier av oljen. Analyser av oljen i Mackerel viser at komposisjonen er tilsvarende som Bream og det forventes at også Herring vil ha tilsvarende egenskaper som Bream-oljen. De reservoarmessige forholdene tilsier også at de forventede utslippsrater for Mackerel og Herring er tilsvarende eller litt lavere enn beregnet for Bream. De tidligere gjennomførte oljedriftsimuleringene og miljørisikoanalysen for Bream legges derfor til grunn for arbeidet med konsekvensutredningen for den foreslåtte utbyggingen av Bream-området. 3.1 Influensområder for uhellutslipp av olje fra Bream-området I oljedriftberegningene er det definert tre ulike typer influensområder: Influensområde for olje på sjøoverflaten Influensområdet til olje på sjøoverflaten består av alle kartruter som har mer olje på overflaten enn 1 tonn per 10 x 10 km kartrute (10 kilo per km 2 / 10 g per dekar), i mer enn 5 % av de 600 enkeltsimuleringene som er gjennomført for hvert kvartal. Denne grenseverdien representerer den antatt minste mengden olje som gir målbar skade på sjøfugl og sjøpattedyr i Metode for miljørettet risikoanalyse - MIRA (OLF 2007). Influensområdene for olje på sjøoverflaten er vist i Figur 3.1. Influensområdet for de minste oljemengdene (1-100 tonn/km 2 ) er store i areal og strekker seg fra utslippspunktet både i sørøstlig retning, inn i Skagerrak, og nordover langs norskekysten helt nord til Nordland fylke. For oljemengder over 100 tonn per 10 x 10 km kartrute (1 tonn/km 2 ) er Page 26

34 influensområdet mer begrenset, og langs norskekysten er det i hovedsak kyststrekninger fra Agder til grensen til Hordaland som kan bli berørt. I tillegg ligger også deler av de ytre kystområdene av nordlig Jylland i Danmark innenfor influensområdet. For oljemengder over 500 tonn per 10 x 10 km kartrute (5 tonn/km 2 ) er influensområdet begrenset, og berører ingen kystområder. Figur 3.1 Beregnede influensområder. Viser olje på sjøoverflaten ved overflateutslipp i andre kvartal (kvartalet med størst beregnet miljøvirkning) fra en produksjonsbrønn på Bream. Hvert område består av alle km kartruter som berøres i mer enn 5% av de 600 enkeltsimuleringene med de oljemengden som er angitt i figurene. Et enkelt oljesøl vil berøre avgrensede deler av de influensområdene som presenteres her. Effekter av oljevernberedskapen er ikke tatt hensyn til i spredningsberegningene. Influensområde for olje i vannkolonnen Influensområdet for olje i vannkolonnen består av alle 10 x 10 km kartruter som har høyere oljekonsentrasjon i vannsøylen enn 375 ppb, i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene. Denne grenseverdien representerer den antatt laveste konsentrasjonen av olje som er vurdert som dødelig for fiskeegg og larver (DNV 2010). Influensområdene for olje i vannkolonnen har et areal som er mindre enn oppløsningen valgt for tolkning av resultatene (10 10 km rute), og framkommer derfor ikke på kart. Dette kan skyldes at en stor andel av de vannløselige komponentene er tynnet ut i så store vannvolumer at konsentrasjonen blir lavere enn grenseverdien som brukes for å definere Page 27

35 influensområdet for olje i vannkolonnen. Det kan også skyldes at Bream oljen, har høyt flytepunkt og få komponenter som løses i vann. Influensområde for olje akkumulert på land Influensarealet for akkumulert olje på kystlinjen beregnes ved å summere arealet av alle kartruter med mer akkumulert olje på land enn 1 tonn per 10 x 10 km kystkartrute, i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene. Influensområdene for olje akkumulert langs kysten danner et usammenhengende belte fra Vestfold og opp langs kysten til Sør Trøndelag. Influensområdet er tettest langs kysten av Rogaland og Hordaland og det er i dette området treffsannsynligheter er høyest. I tillegg til å kunne gi stranding langs store deler av kysten av Sør-Norge, kan sjøbunnsutslippene også gi stranding på deler av nordvestkysten av Danmark og også noen steder på vestkysten av Sverige i 2. kvartal. De største influensområdene for olje langs kysten ble funnet for 2. og 3. kvartal. Det er viktig å være klar over at arealet til et influensområde ikke er det samme som arealet til noen av enkeltoljedriftene (oljeflak) i de simuleringene som er gjennomført. Siden de ulike oljedriftene er simulert for ulike tidsvinduer, med ulike vind- og strømforhold, vil de kunne variere mye i utstrekning. Influensområdet framkommer som resultatet av alle enkeltsimuleringene innen en angitt periode. Arealet av influensområdet vil derfor avvike mye fra arealene som berøres av et oljesøl i de enkelte i simuleringen. Generelt har influensområdene ved utblåsning under produksjon noe større arealer og utstrekning enn influensområdene ved utblåsninger under feltutbygging. Det er derfor valgt og presentert figurer av influensområdene for utblåsninger under produksjon. Effekter av oljevernberedskapen er ikke tatt hensyn til i spredningsberegningene som er presentert. 3.2 Korteste drivtid og stranding Strandingsstatistikken for hele kysten viser høy sannsynlighet for stranding (85-98%), relativt lange drivtider (5-persentil: 8,7-12,9 døgn; dvs 95% av simuleringene har lengre drivtid enn dette) og varierende mengder strandet vann-i-olje emulsjon (95-persentil: tonn; dvs bare 5% av simuleringen har strandet mengde ut over dette). Generelt er området Lista - til Nord-Jæren mest utsatt. Her er de beregnede strandede oljemengdene størst og drivtiden kortest. Det understrekes at det ikke er tatt hensyn til effekten av oljevernberedskapen i de resultatene som er presentert. Page 28

36 4 Miljøforhold, biologiske ressurser og annen næringsvirksomhet Dette kapitlet inneholder en beskrivelse av Bream-området og av områdene som kan bli mest berørt av et uhellsutslipp av olje (influensområdet). I praksis gjelder dette områder i og langs kysten av Nordsjøen. Kartleggingen og presentasjonen av de biologiske ressursene er gjort på bakgrunn av temarapporter utarbeidet under arbeidet med forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak og den sammenfattende rapporten "Faglig grunnlag for en forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak: Arealrapport" (Ottersen et al. 2010). 4.1 Oseanografi og meteorologi Forholdsvis varmt og salt Atlanterhavsvann strømmer inn i Nordsjøen fra Norskehavet i nord. Hovedinnstrømmingen er langs den vestlige skråningen i Norskerenna. Innstrømmingen av atlanterhavsvann er topografisk styrt og følger i stor grad den vestlige delen av Norskerenna, mens kyststrømmen dominerer strømbildet nærmere land. Kyststrømmen er i stor grad vindstyrt, særlig i overflaten. Den laveste saltholdigheten finner en i den norske kyststrømmen langs norskekysten (Ottersen et al. 2010). De viktigste trekkene ved sirkulasjonsmønstre og dybdeforhold i Nordsjøen og Skagerrak er vist i Figur 4.1. Figur 4.1 Sirkulasjonsmønster og dybdeforhold i Nordsjøen og Skagerrak. De viktigste trekkene ved sirkulasjonsmønster og dybdeforhold. Røde piler: atlantisk vann. Grønne piler: kystvann. Kilde: Havforskningsinstituttet Page 29

37 Variasjoner i strømbildet har stor effekt på økosystemet i Nordsjøen. Om vinteren er vertikalblandingen stor i de fleste områdene, slik at det blir liten forskjell i vannmassenes egenskaper mellom øvre og nedre lag. Om sommeren gjør oppvarmingen i det øvre vannlaget at det blir et klart temperatursprang på m dyp (Ottersen et al. 2010). Dominerende vindretning om våren og sommerstid er fra nord og nordvest, om høsten og vinteren fra sørvest (Figur 4.2). Gjennomsnittlig vindhastighet er 7,9 m/s og 7,1 m/s i vår- (Q2) og sommersesongen (Q3), og 10,1 m/s og 10,2 m/s i høst- (Q4) og vintersesongen (Q1). Overflatestrømmene er vindpåvirkede og varierer betydelig. Figur 4.2 Vindforholdene ved Punkt 1311 (58,3N; 3,9Ø). Punktet ligger om lag 18 kilometer nordvest for Bream (hindcast data: ). Øverst 1. kvartal (venstre) og 2. kvartal (høyre). Nederst: 3. kvartal (venstre) og 4.kvartal (høyre) Bølgeklimaet viser store variasjoner gjennom året. De største bølgehøyder forekommer hyppigst i vinter- og høstsesongen med vektet gjennomsnittlig bølgehøyde på hhv. 2,9 m og 2,7 m. I vår- og sommersesongen er bølgeklimaet roligere og vektet gjennomsnittlig bølgehøyde er på hhv. 2,0 m og 1,8 m. Bølgehøydene er beregnet å være lavere enn 4 meter i 88 % av tiden på årsbasis og varierer fra 74 % i januar til 98 % i juli og august. Maksimal bølgehøyde i området er angitt til 12,7 meter ( ). Page 30

38 4.2 Bunnforhold I løpet av de siste 25 årene har det foregått en omfattende leting og produksjon av olje og gass på den norske kontinentalsokkelen. Miljøovervåkningsprogrammer med sikte på å fastslå størrelse og geografisk omfang av miljøpåvirkningen fra offshoreindustrien har vært pålagt siden Før 1996 ble en feltspesifikk tilnærming benyttet. Hvert oljefelt ble kartlagt og evaluert uavhengig av andre felt i området. Den regionale metoden som ble vedtatt i 1996, innebærer fremdeles at det tas sedimentprøver fra området rundt hver installasjon, men i tillegg vektlegges regionale forhold. En oversikt over overvåkningsregionene er vist i Figur 4.3. Bream-området ligger helt sør i overvåkingsregion II (Sleipner). Figur 4.3 Inndelingen i overvåkingsregioner Arealer med påvirket bunnfauna har blitt stadig mindre siden 1996 etter forbudet mot utslipp av oljebaserte borevæsker. Faunaprøver fra stasjoner som ligger m fra installasjonene kan være påvirket i negativ retning, men lenger ut enn 500 meter er påvirkningen på bunnfauna lite merkbar (Forskningsrådet 2012). Årlige variasjoner i faunastruktur blir hele tiden observert og kan være et resultat av endringer i petroleumsaktiviteten, men også av naturlig variasjon i rekruttering, dødelighet osv. Faktisk virker det som om naturlige gradienter - som dybde, kornstørrelse på sedimentet, totalt organisk materiale m.fl - er viktigere i bestemmelsen av bunnfaunaens struktur i flere regioner enn selve petroleumsinstallasjonene (Ottersen et al. 2010). Page 31

39 Den siste miljøovervåking- og grunnlagsundersøkelsen for Region II ble gjennomført i Det ble ikke påvist negative effekter på bunnfaunaen på noen av de feltene som ble undersøkt (DNV 2013). Bunnforholdene omkring Bream ble kartlagt gjennom en grunnlagsundersøkelse i 2010 (DNV 2011). Undersøkelsen konkluderte med en sunn havbunn med et komplekst bunndyrssamfunn i Bream-området. Sommeren 2014 er det gjennomført en ytterligere kartlegging omkring traséene og de planlagte lokasjonene for havbunnsinstallasjonene som bekrefter dette inntrykket (Gardline 2014). 4.3 Plankton Plankton er en fellesnevner på ulike typer organismer som lever i frie vannmasser og som har liten eller ingen egen svømmeevne. Planktonforekomstene er generelt lite sårbare for oljeforurensning pga vid og vekslende utbredelse, korte generasjonstider, og rask innvandring fra upåvirkete områder. Effekter på planktonsamfunnene vil derfor være lokalt begrenset og av forbigående karakter, selv om et utslipp skjer i oppblomstringsperiodene når produksjonen er størst (RKU Nordsjøen, 1999). 4.4 Koraller og andre verdifulle bunnressurser Der er rike forekomster av korallrev av kaldtvannskorallen Lophelia pertusa på kontinentalskråningen langs store deler av Norskekysten. Det er imidlertid ikke rapportert om forekomster av koraller på bankområdene i Nordsjøen. Det er heller ikke rapportert om andre verdifulle bunnressurser i området (Havforskningsinstituttet 2012a). Dette ble for øvrig bekreftet gjennom den grunnlagsundersøkelsen som ble gjennomført ved Bream i 2010 (DNV 2011), og kartlegging omkring traséene og de planlagte lokasjonene for havbunnsinstallasjonene sommeren 2014 (Gardline 2014). 4.5 Fiskeressurser Bestander og utbredelse av fiskearter De viktigste pelagiske fiskene i Nordsjøen er sild og kolmule, som befinner seg i Nordsjøen hele året. Makrell og hestemakrell er i hovedsak også til stede hele året. Sild er en nøkkelart med stor utbredelse i Nordsjøen. Nordsjøsilda er høstgyter. De viktigste gytefeltene for sild finnes i britisk del av Nordsjøen fra Shetland og sørover langs østkysten av Storbritannia. Eggene legges på bunnen og når larvene klekkes samles de i overflatevannet og driver passivt med vannmassene syd og østover i Nordsjøen hvor en stor del har oppvekstområde. De dominerende torskefiskene er torsk, hyse, sei, hvitting og øyepål (Ottersen et al., 2010, Havforskningsinstituttet 2014). Disse artene har pelagiske egg og er dermed uavhengige av bunnsubstratet når de gyter. Istedenfor er vannmasser og temperatur viktig for bestemmelse av gyteområde. Tobis og øyepål er viktige arter i Nordsjøen både som fiskeressurs, men også i form av å være byttedyr for en rekke større fiskearter og fugl. Tobisen ligger i en form for dvale om vinteren i områder med egnet sandbunn. Den er imidlertid vintergyter og må derfor ut av sanden for å gyte. Dette skjer i perioden rundt årsskiftet. Bestandsstørrelse og bestandsutviklingen til disse artene samt forholdene i deres nøkkelhabitater, er av stor betydning for tilstanden til hele økosystemet. Page 32

40 Makrell gyter over hele Nordsjøen, og de mest konsentrerte gyteområdene har forflyttet seg over tid. Makrellen gyter eggene i overflaten. Eggene har god oppdrift, og i godt vær finnes de helt i overflatelaget. I Nordsjøen gyter makrellen fra midten av mai til ut juli, med topp gyting i midten av juni, jf Tabell 4.1 (Havforskningsinstituttet, 2014). Bream er lokalisert langt øst for de konsentrerte gyteområdene for makrell. Tabell 4.1 presenterer periodene med fiskeegg (gyteperiodene) og -larver for viktige arter i Nordsjøen. For øvrige arter er gytefeltene mer spredte. Gyteproduktene er også spredt i tid og rom slik at akutt oljeutslipp i liten grad har mulighet til å påvirke bestandsstørrelsen. Tabell 4.1 Sesonger med fiskeegg (E) og fiskelarver (L). Sesonger for de kommersielt viktigste artene i Nordsjøen (Havforskningsinstituttet, 2014) Art Jan. Feb. Mar. Apr. Mai Jun. Jul. Aug. Sep. Okt. Nov. Des. Tobis E E/L L L E Sild E E E/L E/L Sei E/L E/L L Makrell E E/L E/L L Torsk E E/L E/L E/L Øyepål E E/L E/L E/L E/L Sårbarhet overfor oljesøl For at et oljeutslipp skal kunne påvirke fiskeressursene må noen betingelser være oppfylt: Det viktigste er at forurensningen blandes ned i vannet og gjøres tilgjengelig i de vannmassene organismene befinner seg. Forurensningskomponentene må være til stede i en konsentrasjon som gir effekter på de aktuelle organismene. Sammenfall mellom en forurensning i tilstrekkelig konsentrasjon og den aktuelle organisme må vare lenge nok til at forurensningen får virke på organismen. En fiskebestand er i de fleste tilfeller mest sårbar i noen kritiske stadier knyttet til de første utviklingstrinn fra egg til fiskelarve. Når fiskeyngel har nådd en viss størrelse, antas det at den av egen kraft kan unngå en forurenset vannmasse. Eksperimentelt er det vist at det er vesentlige forskjeller på reaksjonsterskel hos de forkjellige fiskeartene med hensyn på hvilke konsentrasjoner av den vannløselige fasen av olje som gir effekter. Mht fiskeressursene er det arter som er knyttet til spesielle avgrensede lokaliteter i hele eller deler av livssyklusen som er spesielt sårbare ift petroleumsvirksomhet. I Nordsjøen er det spesielt tobis, makrell og sild som utpeker seg på denne måten ved at de gyter i avgrensede områder av Nordsjøen. For nordsjøsild ligger gytefeltene spredt på østkysten av Storbritannia. I arbeidet med forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak ble gyteområdene for tobis og makrell definert som særlig verdifulle områder. De mest konsentrerte gytefeltene for disse artene er vist i Figur 4.10, der områdene 10 og 11 angir gytefelt for tobis og område 12 angir gytefelt for makrell. Storparten av de viktige gyteområdene for tobis er lokalisert sør i Nordsjøen. Det nordøstligste tobisfeltet i sørlig del av NØS ("Nordjyden") ligger innenfor blokkene 17/10 og Page 33

41 Figur 4.4 Viktige tobisområder i sørlig del av Nordsjøen. Avgrensningen av tobisområdene er hentet fra forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak, jf Meld. St. 37 ( ) 17/11. Tobis er meget stedbundet. Tobiseggene avsettes i sanden på havbunn, mens de nyklekte eggene flyter fritt i vannet. Flere av de avgrensede gytefeltene for tobis ligger innenfor influensområdet for et uhellsutslipp av olje fra Bream. Korteste avstand fra Bream til nærmeste tobisområde er om lag 20 kilometer. Se Figur Sjøfugl Utbredelse og forekomst av sjøfugl i Nordsjøen er beskrevet i underlagsrapport til Regional konsekvensutredning for Nordsjøen (Huse et al., 2006) og i arealrapporten til Forvaltningsplan for Nordsjøen (Ottersen et al., 2010). Særlig verdifulle områder (SVO) for sjøfugl er behandlet i Systad et al. (2007). Det pågående forsknings- og overvåkingsprogrammet SEAPOP ( bidrar i betydelig grad til å øke kunnskapen om sjøfugl i disse områdene. Bestander og utbredelse av sjøfugl Nordsjøen og Skagerrak er viktige områder for mange sjøfuglbestander og det hekker anslagsvis totalt par i Nordsjøen og par i Skagerrak (Gasbjerg et al., 2011). Sammenlignet med Norskehavet og Barentshavet har Nordsjøen betydelig færre hekkende sjøfugler. Mindre enn 5% av alle norske sjøfugler hekker ved Nordsjøen. Men selv om antall sjøfugler er mange ganger høyere lengre nord, er antall arter større i Nordsjøen. Sjøfuglbestandene i Nordsjøen er i stor grad et resultat av høy primær- og sekundærproduksjon av plante- og dyreplankton, samt store bestander av små, pelagiske fiskearter som sild, brisling og tobis. Næringsvalget spenner over et vidt spekter av arter, og variasjonen kan være stor både gjennom året, mellom år og mellom regioner. Page 34

42 De ulike sjøfuglartene er tilpasset livet i de marine økosystemene iht deres fysiologiske særtrekk, fødevalg og utbredelse. Med bakgrunn i bl.a. hvordan sjøfuglene utnytter de marine habitatene for å skaffe seg næring i hekketiden, kan man plassere de ulike sjøfuglartene i økologiske grupper. Tabell 4.2 De viktigste sjøfuglartene og arter med periodevis tilsvarende adferd. Arter i Nordsjøen og Skagerrak inndelt i økologiske grupper i henhold til deres næringssøksadferd i hekketiden. Indikatorarter i utredningsarbeidet for forvaltningsplan for Nordsjøen er uthevet (Gasbjerg et al., 2011). Tabellen angir arter som står på norsk rødliste (CR: kritisk truet; EN: sterkt truet; VU: sårbar; NT: nær truet) (Artsdatabanken, 2010) Pelagisk dykkende Lomvi (CR) Alke (VU) Alkekonge Lunde (VU) Pelagisk overflatebeitende Havhest (NT) Havsvale Stormsvale (NT) Havsule Storjo 1) Tyvjo (NT) 1) Krykkje (EN) Kystbundne dykkende Fiskespisende Bentisk beitende Smålom Ærfugl Storlom (NT) Havelle Svartand Islom (NT) Horndykker Sjøorre (NT) Gråstrupedykker Toppand Storskarv Bergand (VU) Toppskarv Kvinand Laksand Siland 1) Bare delvis pelagisk, beiter også regelmessig kystnært. 2) Kan periodevis beite pelagisk. Kystbundne overflatebeitende Hettemåke (NT) Fiskemåke (NT) Sildemåke Gråmåke Svartbak Makrellterne (VU) 2) Rødnebbterne 2) Bestandsestimater for hekkende sjøfugl i Nordsjøen er gitt i Tabell 4.3 (Barrett et al., 2006). Resultater for det nasjonale overvåkningsprogrammet for sjøfugl viser at mange av sjøfuglpopulasjonene i Norge inkludert Nordsjøen har negativ bestandsutvikling (SEAPOP, 2013). Nedgangen i hekkebestandene på Vestlandet skyldes sannsynligvis liten tilgang på de pelagiske fiskeslagene tobis (og brisling). Tabell 4.3 Bestandsestimater for hekkende sjøfugl i Nordsjøen i Antall hekkende par (Barrett et al., 2006) Økologisk Art Nordsjøen Skagerrak Andel av Norges totale bestand gruppe art pelagisk gruppe Pelagiske dykkere Lunde 14, % 11% Alke % Pelagiske overflatebeitende Kystbundne dykkende Kystbundne overflatebeitende Lomvi ~0 Krykkje 6, % 6% Havhest 1, ~0 Havsule Ærfugl 40,000 15,000 26% 34% Toppskarv 5, % Teist % Storskarv % Fiskemåke 35,000 20,000 37% 50% Gråmåke 13,000 20,000 14% Sildemåke 8,000 40,000 98% Svartbak 6,000 2,500 16% Rødnebbterne 5, % Makrellterne 4,000 3,000 64% Storjo 5 0 1% Sjøfuglenes utbredelse er svært dynamisk gjennom året, og varierer også mellom år. Koblingen til variasjonen i viktige næringsemner som pelagiske fisk, og til habitater som store gruntvannsområder, er av de viktigste faktorene i denne sammenhengen. Sjøfugl har relativt stor aksjonsradius også i hekketiden, spesielt de pelagisk beitende artene som dekker store havområder på sine næringssøk. Page 35

43 Utbredelsen til viktige hekkebestander av sjøfugl i Nordsjøen er vist i Figur 4.5. De viktigste områdene ved kysten av Nordsjøen (Rogaland og Agder-fylkene) er Listaområdet i Agder og Rogaland er viktig for kystbundne dykkende arter. Jærkysten og Karmøyfeltet i Rogaland er også viktige områder for kystbundne dykkende arter. Karmøyfeltet er viktig hekkeplass for pelagisk dykkende sjøfugl Når det gjelder utbredelsen til pelagiske sjøfuglbestander i Nordsjøen så er det tilgjengelige datagrunnlaget noe dårlig. Generelt er havområdene over kontinentalskråningen spesielt produktive og viktige for de mest pelagiske artene som havhest, krykkje og lunde, som alle har internasjonal verneverdi. Alkefuglene myter i åpent hav etter hekkesesongen, og vil i denne perioden (45-50 dager) være ekstra sårbare. Figur 4.5 Leveområder for sjøfugl i hekketiden. Venstre: Svært viktige (rød), viktige (oransje) og nokså viktige (gule) leveområder for sjøfugl i hekketiden. Kartet markerer buffersoner rundt de viktige hekkelokalitetene (Systad, 2012 ikke publisert). Midten: Viktige overvintringsområder (Olf, 2006), og høyre: myteområder (Ambio Miljørådgivning, 2006) for sjøfugl langs Norskekysten Geografisk og sesongmessig fordeling av sjøfugl på havet i sommersesongen (1.april juli) og høstsesongen (1. august oktober) er vist i Figur 4.6 og Figur 4.7 (Fauchald, 2011). Rapporten oppsummerer åpent hav arbeidet i SEAPOP fra 2005 til Studier fra norske farvann viser at sjøfugl definitivt er aggregert i flokker, men i norske havområder er imidlertid disse ansamlingene ofte flyktige, og varierer i plassering mellom år. Med unntak av områdene nært de store sjøfuglkoloniene, detekterer ikke analysene noen velavgrensede og forutsigbare "hot-spots" for sjøfugl i norske havområder. Artene er fordelt i ulike områder, og ingen områder peker seg distinkt ut (Fauchald, 2011). Analysene viser også at antall sjøfugl som oppholder seg i et havområde varierer svært mye mellom år. Dette gjelder i Nordsjøen i alle de undersøkte sesonger og for alle arter. Sårbarhet overfor oljesøl Sjøfugl regnes blant de biologiske ressursene som på bestandsnivå er mest sårbare for oljesøl. Fugler er sårbare for både direkte og indirekte effekter ved oljesøl. Tilsølte fjær taper den isolerende effekten og når sjøvannet kommer i kontakt med huden fryser fuglene Page 36

44 i hjel (DNV, 2011). I tillegg vil tilsølte individer lett bli forgiftet gjennom pussing av fjærdrakten og ved å spise oljeforurenset bytte. Forskjellen i bruk av habitat, og hvor og på hvilken måte de skaffer seg næring, gjør at de forskjellige artene har ulik sårbarhet i forhold til trusselfaktoren oljesøl. Tabell 4.4 viser en sårbarhetstabell for sjøfugl i forhold til oljeforurensning i marine områder. Tabell 4.4 Sårbarhetstabell for sjøfugl ved oljeforurensning i marine områder. (Anker-Nilssen 1994) Økologisk gruppe Sommerområde for Vinterområde hekking næringssøk hvile myting Pelagisk dykkende sjøfugl Høy Høy Høy Høy Høy Pelagisk overflatebeitende sjøfugl Lav Middels Lav - Middels Kystbundne dykkende sjøfugl Høy Høy Høy Høy Høy Kystbundne overflatebeitende sjøfugl Middels Lav Lav Middels Lav Lunde (Fratercula arctica) (PD) Alke (Alca torda) (PD) Lomvi (Uria aalge) (PD) Havhest (Fulmarus glacialis) (PO) Krykkje (Rissa tridactyla) (PO) Havsule (Morus bassanus) (PO) Gråmåke (Larus argentatus) (KO) Svartbak (Larus marinus) (KO) Fiskemåke (Larus canus) (KO) Figur 4.6 Fordeling av viktige sjøfuglarter i sommersesongen; 1. april juli. PD: pelagisk dykkende arter; PO: pelagisk overflatebeitende arter; KO: kystnære overflatebeitende arter (Fauchald, 2011) Page 37

45 Lunde (Fratercula arctica) (PD) Alke (Alca torda) (PD) Lomvi (Uria aalge) (PD) Havhest (Fulmarus glacialis) (PO) Krykkje (Rissa tridactyla) (PO) Havsule (Morus bassanus) (PO) Gråmåke (Larus argentatus) (KO) Svartbak (Larus marinus) (KO) Fiskemåke (Larus canus) (KO) Figur 4.7 Fordeling av sjøfuglarter i høstsesongen, 1. august oktober. PD: pelagisk dykkende arter; PO: pelagisk overflatebeitende arter; KO: kystnære overflatebeitende arter (Fauchald, 2011) Dykkende arter er særlig sårbare for oljeforurensning fordi de tilbringer mesteparten av tiden svømmende på havoverflaten for næringssøk, hvile, fjærstell, kurtise. I myteperioden (juli - medio september) etter avsluttet hekking er ender og de fleste alkefugler noen uker ikke flygedyktige og da følgelig ekstra sårbare. Generelt viser Fauchalds studie (2011) at i området rundt Bream og Mackerel er det lav tetthet av pelagisk dykkende sjøfugl som er den økologiske gruppen som er mest sårbar for oljesøl. Page 38

46 4.7 Sjøpattedyr Bestander og utbredelse av sjøpattedyr Flere arter sel og hval forekommer i Nordsjøen, men kun et fåtall opptrer regelmessig i området. Niser, springere og vågehval er de vanligste hvalartene i havområdet og opptrer regelmessig i området. Kystselene havert og steinkobbe er vanlige i stort sett hele Nordsjøen. Hvaler (nise, springere, vågehvaler) Nisen forekommer over hele Nordsjøen, og bestanden er anslått å være på ca individer (Havforskningsinstituttet, 2010). Kvitnos og kvitskjeving (springere) finnes også i hele Nordsjøen og det er estimert at ca individer av de to artene lever i havområdet. Kvitnos er den absolutt vanligste av de to, og arten observeres oftest i den vestlige delen av Nordsjøen (Huse et al., 2006). Utbredelse av nise, springere og vågehval i Nordsjøen er vist i Figur 4.8. De store bardehvalene trekker til kalde farvann for å beite om sommeren. Vågehvalen forekommer regelmessig i Nordsjøen i sommersesongen, og finnes først og fremst i tilknytning til bankene i de nordlige og vestlige delene av havområdet (Ottersen et al., 2010). Seihval, spermhval, spekkhugger og grindhval er andre hvalarter som har tilhørighet til Nordsjøen, uten at de finnes der i store antall. Figur 4.8 Utbredelse av hvalartene nise, springere og vågehval i Nordsjøen. (Havforskningsinstituttet, 2013) Page 39

47 Figur 4.9 Utbredelse av steinkobbe (venstre) og havert (høyre). Mørk grønn farge indikerer områder med faste kolonier (Havforskningsinstituttet, 2013). Sel (steinkobbe, havert) Steinkobbe og havert er vanlige selarter i Nordsjøen. Begge artene er forholdsvis stasjonære og forekommer hovedsakelig i kystnære områder hvor de i kaste- og hårfellingsperiodene tilbringer mye tid på land. Nyfødte unger er sårbare for oljesøl, særlig havertunger som fødes med fosterpels. Steinkobbebestanden i Norge er beregnet å være vel 7000 dyr ( ), og av denne holder ca 1000 dyr til sør for Stadt (Ottersen et al., 2010). Steinkobbe har en rekke kasteog hårfellingsplasser langs kysten av Nordsjøen, med størst tetthet langs Mørekysten (se Figur 4.9). I Rogaland er det Boknafjorden og Kvitsøy som er det viktigste område for arten. Det er ingen kastelokaliteter langs sørlandskysten. Ungene kastes i juni-juli, og dieperioden varer 3-4 uker. Ungene er sårbare for oljeforurensning i denne perioden. Hårfellings- og parringsperiode finner sted i august-september, etter at ungene er avvendt. Bestanden av havert er på landsbasis estimert til å være rundt 8700 dyr (inkl. unger) (Havforskningsinstituttet, 2013). Total ungeproduksjon ( ) er dyr. Haverten forekommer i kolonier langs hele norskekysten. Hoveddelen av den norske havertbestanden befinner seg nord for Stad. Haverten har ikke kjente kasteplasser mellom Froan i Sør-Trøndelag og Rogaland. Kjør i Rogaland er den sørligste kjente kastelokaliteten for havert. Page 40

48 I Rogaland føder haverten unger på værharde øyer og holmer i perioden november - desember. Pelsen felles først i februar - april. Under hårfellingsperioden og kasteperioden samler haverten seg i store kolonier. Utenom kastetiden kan arten være spredt langs kysten på næringssøk, og utbredelsen fra flere kolonier kan overlappe. Streifdyr fra de store havertkoloniene langs kysten av Storbritannia påtreffes langs hele norskekysten. Utbredelsen av havert er vist i Figur 4.9. Oter Oter er semiakvatisk, men tilbringer det meste av tiden på land. De tetteste og største oterbestandene i Norge finnes ytterst i skjærgården fra Nord-Møre og nordover med totalt individer (Olf, 2006). Kystbestanden av oter er liten i mesteparten av Hordaland og i Rogaland nord for Boknafjorden, og arten forekommer kun svært spredt i Sørøst- Norge. Sårbarhet overfor oljesøl Hval er på populasjonsnivå ikke regnet for å være sårbare for petroleumsvirksomhet. Sel er sårbare i forhold til inhalering og fordøyelse av olje. På populasjonsnivå er sel sårbare i parrings-, kaste- og hårfellingsperioder da selene samles i tette konsentrasjoner. Havert er mest sårbar i periodene november - desember og februar - april, mens steinkobben er mest sårbar i perioden juni - september. Spesielt er unger og juvenile sårbare for olje som driver i land på kaste- og hårfellingsområdene. Steinkobbe har status som sårbar (VU). Havert ble tatt ut av norsk rødliste i 2010 (Artsdatabanken, 2010). Oter mangler det isolerende spekklaget som hval og sel har og er sårbar for nedkjøling ved tilgrising av olje. Oter har status som sårbar (VU) på den norske rødlista (Artsdata-banken, 2010). 4.8 Andre ressurser Skipsvrak og andre kulturminner Kulturminner er ikke-fornybare ressurser. I følge Norsk Sjøfartsmuseum finnes det ikke noen kjente funn av menneskeskapt materiale fra steinalder på norsk sokkel sør for 62 N. I følge kulturminneforvaltningens databaser er det registrert et begrenset antall sikre funn fra skipsvrak, jf kulturminnelovens 14, på sokkelen utenfor grunnlinjen i Nordsjøen. Det reelle tall for skipsvrak antas å være langt høyere enn antallet som er registrert. Det er per dato ingen kjente vrakposisjoner innenfor området som omfattes av utbyggingen (Norsk Sjøfartsmuseum 2006). En kjent posisjon sørøst i blokk 17/12, berøres ikke av planlagt utbygging. I forbindelse med planlegging av leteboringer eller utbygging på norsk sokkel pålegges utbygger å kartlegge eventuelle forekomster av kulturminner omkring aktuelle lokaliteter og rørtraséer. Det ble ikke gjort funn av kulturminner i forbindelse med den grunnlagsundersøkelsen som ble gjennomført i området ved den planlagte utbyggingen av Bream i 2011 (DNV 2011). Det ble heller ikke gjort noen funn i forbindelse med grunnlagsundersøkelsen som ble gjennomført langs planlagt rørledningstrasé til Bream sommeren 2014 (Gardline 2014). Page 41

49 4.9 Sårbare naturtyper og vernestatus Særlig verdifulle og sårbare områder (SVO) I arbeidet med den helhetlige forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak ble det identifisert 12 særlig verdifulle og sårbare områder (SVO) (Meld. St. 37 ( )). SVO'ene omfatter områder som er definert som særlig verdifulle og/eller sårbare på grunn av spesielle oseanografiske eller topografiske forhold, eller fordi de utgjør viktige habitater i ulike organismers livssyklus. Figur 4.10 gir en oversikt over de 12 identifiserte SVO'ene i Nordsjøen og Skagerrak. Utbyggingen av Bream berører ikke SVO-områder. Utbyggingen foregår nordøst for SVO for tobis i sørlig del av Nordsjøen. Figur 4.10 Særlig verdifulle og sårbare områder i Nordsjøen og Skagerrak. (Meld. St. 37 ( )) Page 42

50 Kystsonen er et meget viktig område for sjøfugl og sel, og miljøverdier i kystsonen er generelt sårbare for menneskelige påvirkninger. Kystsonen (25 km fra grunnlinjen) er derfor i sin helhet definert som sårbar. I beredskapsplanen for den planlagte utbyggingen vil det være fokus på tiltak for å unngå skade på sårbare naturressurser, verneområde og rekreasjonsområder i kystsonen. Marine verneplaner I Norge er 36 områder foreslått inkludert i nasjonal marin verneplan, og planleggingen av 17 prioriterte områder startet i Kriteriene for om et område skal vernes er at det marine habitat er representativt, truede eller sårbare, eller at området har karakteristiske trekk som ikke finnes andre steder. Tre av de 17 prioriterte verneområdene ligger i Nordsjøen: (1) Jærkysten; (2) Framvaren; og (3) Transekt Skagerrak. Framvaren ble opprettet som verneområde i 2013 (Miljødirektoratet, 2013). Framvaren marine verneområde i Vest-Agder fylke har kjemiske egenskaper som gjør det svært interessant som studieområde i vitenskapelig sammenheng. De prioriterte verneområdene Jærkysten og transekt Skagerrak er omfattet av de identifiserte SVO i forvaltningsplanen for Nordsjøen. RAMSAR-områder RAMSAR-konvensjonen (The Convention on Wetlands of International Importance, especially as Waterfowl Habitat) er en internasjonal konvensjon for bevaring og bærekraftig bruk av våtmarksområder. I Norge er flere områder omfattet av RAMSAR-konvensjonen. I Agder-fylkene og Rogaland er det tre RAMSAR-områder som grenser til det marine miljøet (Ramsar, 2012): Jæren våtmarkssystem (omfatter sju delområder tilgrensende kysten) Rott-Håstein-Kjør fuglefredningsområde Lista våtmarkssystem (omfatter seks delområder tilgrensende kysten) 4.10 Andre næringer i influensområdet Fiskerier Bream og Mackerel er lokalisert på de grunne bankområdene vest for Norskerenna der det tradisjonelt har vært drevet bunntrålfiske, med sei som viktigste fiskeslag. Det har i senere år vært små fangster. I dag er det de pelagiske fiskeriene med ringnot og flytetrål som dominerer, med ringnotfiske etter sild og makrell som viktigst. Det foregår også et betydelig industritrålfiske langsetter vestskråningen av Norskerenna. Fiskeriaktiviteten i området er høyest i andre og tredje kvartal. Lokaliseringen av Bream og Mackerel sammenholdt med resultater fra Fiskeridirektoratets satellittsporing av større fiskefartøyer i 2013 er vist i Figur 4.11, med fordeling på viktigste redskaper. Sporingsresultater fra tidligere år viser tilsvarende resultater. Et fartøy kan ha flere konsesjoner. Ved klassifisering av sporingsresultater er det fartøyets hovedaktivitet som legges til grunn. Deler av aktiviteten som er registrert for ringnotfartøyer langs vestskråningen av Norskerenna vil derfor i praksis være trålfiske. For utenlandske fartøyer gir sporingssystemet ikke informasjon om hvilken redskap som benyttes. Page 43

51 I deler av Nordsjøen har det tradisjonelt vært drevet et intensivt bunntrålfiske etter tobis i deler av året. I en rekke år var det ikke tillatt å fiske tobis i storparten av disse områdene på grunn av den svake bestandssituasjonen for denne arten. Tradisjonelt viktige tobisfelt i områder nær Bream og Mackerel er vist i Figur 4.4. Det nærmeste tobisfeltet - "Nordjyden" - er lokalisert i de nordlige delene av 17/10 og 17/11. Feltutbyggingen vil foregå i blokkene 17/12 og 18/10 og berører ikke dette feltet. Tabell 4.5 Fangst i området omkring Bream og Mackerel. Bream ligger i blokk 17/12 og Mackerel i blokk 18/10. Fangst fordelt på hovedgrupper tonn rund vekt (Kilde: Fiskeridirektoratet) Område 08 2) 17/7 til 12 18/7 til 12 8/1 til 6 9/1 til 6 - Bunnfisk 0,6 0,8 0,0 0,1 25,2 - Pelagisk fisk 1,9 0,7 3,7 0,6 140,9 - Industrifisk 1,8 15,0 0,2 0,1 90,9 - Bunnfisk 0,1 2,6 0,0 0,0 15,7 - Pelagisk fisk 12,6 8,7 1,8 0,2 58,2 - Industrifisk 3,0 11,8 0,0 0,8 125,6 - Bunnfisk 1,5 1,3 0,1 0, Pelagisk fisk 1,6 0,8 2,4 0,6 40,7 - Industrifisk 1,7 15,9 0,9 1, Bunnfisk 0.3 2, ,0 13,1 - Pelagisk fisk ,3 0,6 42,8 - Industrifisk 0,8 4,3-2,0 34,7 1) Inndeling i artsgrupper: Bunnfisk og reker, pelagisk fisk (sild, makrell mv) og industrifisk (øyepål, tobis og kolmule). 2) Fiskeristatistikkens område 08 dekker området mellom og 60 N og mellom 2 og 7 Ø. Registrerte fangster i de fire fiskeristatistikklokasjonene omkring Bream og Mackerel er vist i Tabell 4.5. Hver lokasjon tilsvarer seks blokker, og er den minste enheten i fiskeristatistikken. De største konsumtrål- og industritrålfangstene tas i lokasjonen der Mackerel er lokalisert, tilsvarende blokkene 18/7 til 12. Dette skyldes at store deler av denne lokasjonen dekker viktige trålområder i og nær vestskråningen av Norskerenna. Nordlige deler av lokasjonen der Bream er lokalisert dekker også slike områder. Ut over dette er det de pelagiske fiskeriene (sild og makrell) som i senere år har dominert fangstene i området. Det pelagiske fisket er lite stedbundet, hvor fisket finner sted vil variere fra år til år avhengig av fiskens vandringer og de reguleringer som myndighetene gjennomfører. Skadevirkninger for fiskeriene av et eventuelt akutt utslipp av olje vil avhenge av både sølets størrelse, varighet og drift og av når på året sølet skjer. Avhengig av oljens drift kan oljepåvirkningen av et område variere fra noen få dager til nærmest kontinuerlig påvirkning gjennom hele utslippsperioden. Konsekvensene for fiskeriene av akutte oljeutslipp er knyttet til tre forhold (Proactima/ Akvaplan-niva 2012 og Akvaplan-niva/Proactima 2012); Page 44

52 Utestenging fra fiskefelt. Det er ikke aktuelt å drive fiske i et område som er berørt av et oljesøl. Selv om fisken skulle unngå å bli påvirket av oljen, vil sølet kunne grise til redskapene og tilsøle fisken idet redskapet hales ombord i fartøyet. Et oljesøl vil derfor bety en avbrytelse av fisket. Konsekvensene av et slikt avbrekk vil avhenge av tidspunkt og varighet av utslippet. Redusert markedsverdi på fisken. Dersom et oljeutslipp finner sted i nærheten av et område hvor det drives fiske, kan fangsten bli umulig å avsette. Markedet for fisk har vist seg å være svært sårbart, selv for ubekreftede rykter om forurensning. Tilgrising av faststående redskaper som stod i sjøen da utslippet startet. Det foregår imidlertid ikke fiskerier av noen betydning med faststående redskaper i området omkring Bream. Under fisket med ringnot og trål vil fiskerne kunne unngå området som er påvirket av oljesøl. Figur 4.11 Registret fiske i området som berøres av den planlagte utbyggingen. Figurene er basert på data fra Fiskeridirektoratets satellittsporing av større fiskefartøyer (> 15 m) Page 45

53 Akvakultur Generelt er området langs kysten av Vest-Agder og Rogaland mest utsatt for stranding av oljesøl (Kap. 4). I dette området er det i dag rundt 470 konsesjoner for oppdrett. Av dette var om lag 230 matfiskkonsesjoner for laksefisk. Fordelingen av konsesjoner og førstehåndsverdien av produksjonen er presentert i Tabell 4.6. Blant fylkene er det Hordaland som har flest konsesjoner. Den samlede verdien av oppdrettsfisken i området var i 2013 omlag 9,0 milliarder kroner (Fiskeridirektoratet). Tabell 4.6 Fordelingen av oppdrettskonsesjoner. Salgsverdi for laksefisk for anlegg fra Vest-Agder til Hordaland (Fiskeridirektoratet, 2013) Fylke Vest-Agder Rogaland Laksefisk Annen marin fisk 5 46 Skjell og skalldyr 8 26 Verdi slaktet laksefisk (Mrd kroner) - 2,6 Hordaland ,4 Sum ,0 Hele landet ,1 I forhold til oppdrettsvirksomheten representerer oljesøl to typer av konsekvenser; direkte tilgrising eller markedsrelaterte konsekvenser. Tilgrising vil normalt kun berøre enkeltanlegg eller noen anlegg i et område, og konsekvensene kan begrenses av oljeverntiltak. Konsekvensene vil derfor normalt være små for næringen totalt sett. Markedsrelaterte konsekvenser kan ramme mye videre, men er også langt verre å forutsi. Erfaringer fra sistnevnte har en blant annet etter Braer-hendelsen på Shetland, hvor siste begrensninger på omsetning av sjømat fra området ble opphevet etter sju år (RKU/Akvaplan-niva 2006). Rekreasjonsområder Friluftsliv og rekreasjon har lang tradisjon i Norge. Langs kysten av fylkene som kan berøres av et oljesøl ligger en mengde turområder, badeområder, fritidsfiske, rasteområder og lignede. Tilgrising av slike områder vil redusere publikums tilgang over en kortere eller lengre periode. Som med akvakultur vil konsekvenser begrenses av oljeverntiltak Sammenstilling av miljøressurser og annen virksomhet innenfor influensområdet for Bream Tabell 4.7 presenteres en sammenfatning av miljøressurser og andre brukerinteresser innenfor influensområdet for Bream. Tilstedeværelsen av sårbare biologiske ressurser og andre brukerinteresser gjennom året er markert med fargekode som følger: Page 46

54 Tabell 4.7 Uhellsutslipp av olje fra Bream. Miljøressurser og andre brukerinteresser som kan bli berørt av utslipp fra Bream. Page 47

55 5 Konsekvenser av utbygging og regulær drift av Bream I dette kapitlet presenteres miljøkonsekvenser under utbygging og regulær drift av Bream. Konsekvenser av eventuelle akutte utslipp fra feltet presenteres i kapittel Utslipp til luft Utbyggingen av Bream vil ha utslipp til luft knyttet til følgende aktiviteter: Boring og brønnoperasjoner, med tilknyttede marine operasjoner i utbyggingsfasen Drift og prosessering Oljeeksport Diffuse utslipp I dette kapitlet gis en beskrivelse av utslippene til luft som følge av utbyggingen. Utslippene ses i sammenheng med de totale utslippene fra norsk sokkel og nasjonalt i forhold til internasjonale forpliktelser. Mht konsekvenser av utslipp til luft vises det til Rapporten "Helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak. Samlet påvirkning og miljøkonsekvenser", som er utarbeidet i tilknytning til arbeidet med en helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak (Klif 2012). Bore- og anleggsfasen I forbindelse med boring av brønner vil det bli utslipp til luft fra kraftgenereringen på boreriggen. Rigger har dieselmotorer som gir utslipp av CO 2, NO x samt mindre mengder SO 2. Boring og komplettering er beregnet til om lag 12 måneder, avhengig av om Herring blir boret og komplettert, med tidligst oppstart første kvartal Det er foreløpig ikke tatt stilling til om det skal benyttes oppjekkbar eller halvt nedsenkbar borerigg. Typisk dieselforbruk for en oppjekkbar borerigg er i størrelsesorden 13 m 3 /døgn som inkluderer både kraftgeneratorer og dekkskraner. Med en antatt bore- og kompletteringsperiode for Bream på 345 dager er utslipp til luft foreløpig beregnet til tonn CO 2 og 270 tonn NOx. Tilsvarende er utslipp relaterte til en mulig utvikling av Herring og Mackerel foreløpig beregnet til tonn CO 2 og 190 tonn NO x. Disse utslippstallene er basert på erfaringstall fra boring av brønner på norsk sokkel. Dersom det benyttes en halvt nedsenkbar rigg vil utslippstallene være rundt to ganger høyere. I anleggsfasen vil det i tillegg bli utslipp fra kraftgenerering på fartøy knyttet til marine operasjoner i forbindelse med installasjonsarbeid samt legging av rørledninger og kabler. Disse bruker også diesel. Foreløpig anslag for utslipp til luft fra marine operasjoner, basert på et anslag på 400 døgn for alle marine operasjoner, er tonn CO 2 og 240 tonn NOx. Det er foreløpig ikke tatt stilling til hvilke fartøyer som skal benyttes eller varigheten av de enkelte operasjoner. Estimatene er derfor grove. Det vil i bore- og anleggsfasen forekomme utslipp knyttet til anløp av forsyningsfartøy og transport av personell med helikopter til feltet. Det foreligger foreløpig ikke tilstrekkelig informasjon om trafikkmengder til å estimere utslipp til luft knyttet til disse aktivitetene. Utslippsreduserende tiltak For å redusere utslipp til luft og sjø vil brønntesting/rensing til borerigg bli redusert til et minimum. Page 48

56 Oppstartfase Erfaringsmessig vil det forekomme økt fakling i en kort periode under oppstart før prosessanlegget fungerer stabilt. Det er på nåværende tidspunkt ikke mulig å si noe om størrelsesorden på utslippene i denne fasen. Utslipp til luft i oppstartsfasen vil bli nærmere beskrevet i utslippssøknaden for driftsfasen som sendes til Miljødirektoratet. Utslipp i driftsfasen Kraftgenerering I driftsfasen vil utslippene til luft i hovedsak være knyttet til utslipp fra turbiner eller motorer som vil generere strøm for prosessanlegget på Bream FPSO. Vanninjeksjon, gassløft og gass injeksjon er hovedforbrukere av kraften på Bream. Det er forutsatt at så lenge gass er tilgjengelig vil all gass bli brukt til kraftgenerering. Overskuddsgass vil bli reinjisert for å redusere utslipp til luft. Det er kun de første årene i feltets levetid det vil være gass for injeksjon. Etter hvert vil gass gradvis bli erstattet av flytende drivstoff. Foreløpige anslag fra utstyrsprodusentene på utslipp av CO 2 og NOx fra Bream er vist i Figur 5.1 og Figur 5.2 for de to alternative kraftløsningene som nå vurderes; drift av generatorene med gassturbin eller stempelmotorer. Anslagene er fortsatt under utvikling, og vil avhenge av kraftbehov, rater mv. Effektbehovet er relativt konstant over feltets levetid, men utslippene (spesielt NOx) vil øke når diesel overtar for gass som energikilde. En eventuell senere utbygging av Herring vil øke de presenterte anslagene med i størrelsesorden 10%. Utslipp knyttet til lasting av skytteltankere vil medføre ytterligere utslipp av CO 2 og NOx med ca 300 tonn per år. Gassturbin CO2 (t/år) NOx (t/år) CO2 Nox Figur 5.1 Årlige utslipp (tonn) av CO2 og NOx ved bruk av gassturbin Page 49

57 Stempelmotorer CO2 (t/år) NOx (t/år) CO2 NOx 0 Figur 5.2 Årlige utslipp (tonn) av CO2 og NOx ved bruk av stempelmotor For alternativet med drift av generatorene med gassturbin er de gjennomsnittlige årlige utslippene av CO 2 og NOx foreløpig beregnet hhv tonn og 330 tonn. Tilsvarende utslippstall for alternativet med drift av generatorene med stempelmotor er tonn CO 2 og 660 tonn NOx. Til sammenligning var de samlede utslippene av CO 2 og NOx fra petroleumsvirksomheten på norsk sokkel 12,3 millioner tonn CO 2 og nær tonn NOx i Utslippene fra petroleumssektoren utgjorde om lag en firedel av de samlede norske utslippene av CO 2 (NOROG 2014). Nødstrøm Det vil bli benyttet diesel i driften av hjelpegeneratorer som brukes i tilfelle en nødsituasjon og for testing. Forbruket av diesel er basert på en forutsetning om at alle motorer vil bli testet ved full effekt i 1 time per uke og bruker 400 liter i timen. De årlige utslippene er beregnet til 528 tonn CO 2 og 12 tonn NOx. Fakkelsystemet Fakkelsystemet vil bestå av et høytrykkssystem, et lavtrykkssystem og et atmosfærisk ventilasjonssystem. Både høytrykkssystemet og lavtrykksystemet er lukkede systemer som normalt vil medfører at gass gjenvinnes ved å ledes til lavtrykkskompressor for rekompresjon av gassen. Fakkelen med brenning av gass vil bare brukes i nødstilfeller. Gass fra degasseringsanlegget for produsert vann vil bli gjenvunnet, reinjisert eller brent i fakkel. Nødfakling og fakling ved prosessforstyrrelser utgjør i gjennomsnitt mindre enn 0,2% av den totale gassproduksjonen på norsk sokkel (ref. NOROG Miljørapport 2014). Basert på tilsvarende andel på Bream vil mengden av faklet gass være maksimalt 0,2 MSm 3 i 2018 da gassproduksjonen er størst. Med et lukket fakkelsystemet ventes utslippene fra fakling å være mye lavere, men er vanskelig å anslå. Page 50

58 Ton CO2 ton NOx Figur 5.3 Beregnede utslipp (tonn) av CO2 og NOx fra fakling. Beregningene er basert på norsk gjennomsnitt uten hensyn til at Bream har lukket system Kaldventilering og diffuse utslipp Kaldventilering av gass og lekkasjer fra prosessutstyret medfører direkte utslipp av gass til luft. Utslippene er hydrokarboner; metan (CH4) og flyktige organiske karboner (nmvoc). Utslippene er direkte knyttet til gassproduksjonen. På grunn av den lave gassproduksjon, vil mengden diffuse utslipp i utgangspunktet være forholdsvis liten. Utslippene begrenses videre gjennom at det installeres VOC gjenvinningssystemer på FPSO'en. Se Kapittel 2.6. Lagring og eksport av olje Det slippes normalt ut noe flyktige organiske forbindelser (CH4 og nmvoc) fra prosessutstyr og ventilasjonssystemene på lagertankene og ved lasting av skytteltankere. Det installeres VOC gjenvinningsanlegg på FPSO for å fange opp slike utslipp og returnere dem til lagertanken. Se Kapittel 2.6. Foreløpige resulter av en målekampanje som gjennomføres i regi av VOC Industrisamarbeidet kan tyde på at passive systemer for VOC-reduksjon ombord på skip som frakter råolje/kondensat har lavere virkningsgrad enn tidligere forutsatt. Det tas hensyn til disse resultatene i forbindelse med valg av konsept og tekniske løsninger for den planlagte utbyggingen. Det er foreløpig ikke konkludert mht hvilket utstyr for gjenvinning som skal installeres. I de beregningene som presenteres i figuren legges det til grunn at 90% av disse komponentene gjenvinnes. Transportvirksomhet I driftsfasen vil det være utslipp knyttet til anløp av forsyningsfartøy og transport av personell med helikopter til feltet. Det foreligger foreløpig ikke tilstrekkelig informasjon om trafikkmengder til å estimere utslipp til luft knyttet til disse aktivitetene. Planlagte miljøtiltak i utbyggings- og driftsfasen Det viktigste utslippsreduserende tiltaket for den foreslåtte utbyggingen sammenholdt med den utbyggingsløsningen som tidligere var aktuell for Bream, er at det nå bygges en ny FPSO. Dette innebærer gjennomgående bruk av mer moderne teknologi med reduserte utslipp som resultat, herunder lukket fakkel mens det i forrige runde var planlagt bruk at et åpent fakkelsystem. De viktigste utslippsreduserende tiltakene er følgende: Page 51

59 Bruk av energieffektivt kraftkrevende utstyr (kompressorer, elektrisk drevet). Varmegjenvinning fra kraftgenerering. Installering av VOC gjenvinningssystem Energioptimalisering under drift. Lukket fakkelsystem 5.2 Utslipp til sjø Utbyggingen av Bream-området vil medføre planlagte utslipp til sjø av følgende: Utslipp ved bore- og brønnoperasjoner Utslipp fra klargjøring av rørledninger Produsert vann Produksjonskjemikalier (i produsert vann) Kjølevann Drenasjevann Sanitæravløpsvann Hydraulikkvæske Influensområdet for regulære utslipp til sjø i utbyggings- og driftsfasen vil være nærområdet til de aktuelle innretningene. I tillegg kan utbyggingen medføre akutte utslipp som følge av en uhellshendelse, se kapittel 6 for nærmere beskrivelse av denne type situasjon. Forskningsprogrammet "Langtidsvirkninger av utslipp til sjø fra petroleumsvirksomheten (PROOF)" ble satt i gang høsten 2002, og er blitt videreført som et eget delprogram PROOFNY i Havet og kysten. Programmet ble finansieres av OLF, Olje- og energidepartementet og Miljøverndepartementet. Resultatene fra forskningsprogrammet ble i februar 2012 presentert i rapport fra Norges forskningsråd (Forskningsrådet 2012). Resultatene fra dette arbeidet inngår i grunnlaget for vurdering av konsekvenser av utslipp fra Bream-området i utbyggings- og driftsfasen. Konsekvensutredningen beskriver utslipp til sjø for anleggsperioden og normal drift samt eventuell miljøpåvirkning knyttet til disse utslippene. Nærmere beskrivelse er gitt i de følgende avsnitt. Utslipp knyttet til utbygging og klargjøring Utslipp fra bore- og brønnoperasjoner Til boring og komplettering vil det bli benyttet en halvt nedsenkbar eller en oppjekkbar borerigg og utslipp til sjø vil skje fra denne. Det planlegges boret fire produksjonsbrønner og to injeksjonsbrønner på Bream. Brønnene er ikke planlagt i detalj ennå, og det er heller ikke valgt noen leverandør av borevæsker og kompletteringsvæsker. Endelig valg av disse vil bli basert på en samlet evaluering av HMS-messige, tekniske, logistikkmessige og kostnadsmessige forhold, og vil bli beskrevet i detalj i søknad om tillatelse til virksomhet til Miljødirektoratet. Page 52

60 Det vil bli stilt strenge krav til boreoperasjonene. Det er et overordnet mål at prosjektet ikke skal medføre utslipp av miljøfarlig boreavfall. Det legges til rette for å benytte en gjenbruksordning for borevæske som vil minimalisere forbruk og utslipp. De øverste hullseksjonene (36"/42" og 17 1/2") planlegges boret med vannbaserte borevæsker. Den nederste hullseksjonen planlegges boret med oljebasert borevæske. Tabell 5.1 Borevæske og borekaks på Bream. Foreløpig oversikt over estimerte mengder og sluttdisponering av borevæske og borekaks for produksjons- og injeksjonsbrønnene på Bream (WBM - water based mud/vannbasert borevæske, OBM - oil based mud/oljebasert borevæske). Borevæske Borekaks Seksjon Væske type Total Sluppet til Deponert Sluppet til Deponert I brønn Volum volum sjø på land sjø på land (m 3 ) (m 3 ) (m 3 ) (m 3 ) (m 3 ) (tonn) (tonn) 42" x 36" WBM /8" WBM " WBM /2" OBM /2" OBM /2" & 9 1/2" OBM Boring av topphullene vil skje med høyviskøse piller/sjøvann og vannbasert borevæske. Kjemikalier som tilsettes vil være PLONOR (grønne), og vil typisk være kaliumklorid (KCl), xanthan biopolymer, polyanionisk cellulose og barytt. Boring av de dypere seksjonene er planlagt med oljebasert borevæske. Baseoljen som vil benyttes vil være en type som består av lette petroleumsdestillater. Disse petroleumsdestillatene er å betrakte som miljømessig gode sammenlignet med diesel som ble benyttet tidligere i oljebaserte borevæsker. I tillegg vil borevæsken inneholde ferskvann med lesket kalk og kalsiumklorid (CaCl 2 ), oljefuktende leirmineraler (såkalt organofil leire), barytt, grafitt, primær- og sekundæremulgator. Kjemikaliene vil bestå av komponenter som er klassifisert som grønne og gule. Et foreløpig grovt estimat på total mengde utboret kaks for brønnene på Bream er omlag m 3 kaks, tilsvarende rundt tonn. Rundt 7200 tonn bores med vannbasert borevæske og slippes til sjø. De resterende 5700 tonn bores med oljebasert borevæske og transporteres til lands. Ved komplettering, brønnopprenskning og testing vil det også brukes baseolje og kjemikalier i grønn og gul kategori. Størsteparten av kjemikaliene vil bestå av vektmateriale (tunge oppmalte mineraler) og saltlake (f.eks. CaCl 2 pulver løst i vann) i grønn kategori. Hydrat-hemmer (MEG) er også aktuelt å bruke for å hindre hydrat-/isdannelse. Produksjonsbrønnene skal renses opp mot testseparator på boreinnretningen etter at de nederste hullseksjonene er ferdigstilt/ komplettert. Opprenskningen av brønnene vil bli utført på en slik måte at det ikke vil være utslipp til vann av uforbrente hydrokarboner eller kjemikalier. Det vil være en opprenskningspakke om bord med tanker for å samle opp væsker som ikke kan brennes over brennerbom. I forbindelse med opprensking av brønnene planlegges det bare benyttet kjemikalier i grønn eller gul kategori. Det planlegges ikke utslipp til sjø av disse kjemikaliene. Page 53

61 I forbindelse med sementeringsoperasjoner i brønnene er det forventet utslipp av sement og mulige tilsetningsstoffer. Det vil bare bli benyttet kjemikalier i grønn eller gul kategori. Av et samlet forbruk på ca 1700 tonn sementeringskjemikalier vil rundt 620 tonn bli sluppet til sjø. Kjemikalier som er kategorisert som gule vil utgjøre om lag 0,5% av mengden slippet til sjø. Det resterende volumet utgjøres av stoffer som kategoriseres som grønne. Det vil bli etablert rutiner for å minimere utslippene av sement og kjemikalier. Drenasjevann fra boreoperasjonene kan være forurenset med olje og inneholde boreslam, noe som gjør at vannet er vanskelig å rense. Dersom drenasjevann ikke tilfredsstiller gjeldende krav til rensing, vil vannet bli samlet opp og transportert til land for videre behandling. Det vil bli redegjort nærmere for boring og brønnoperasjoner i egen søknad til Miljødirektoratet. Konsekvenser av utslipp av borevæske Vannbasert borevæske regnes som relativt ufarlig, men vil kunne medføre lokale effekter på plankton og bunndyr. Dette er imidlertid organismer som lever spredt over store områder, og dyre- og plantelivet forventes derfor å ta seg opp relativt hurtig etter endt eksponering. En gjennomgang av Forskningsrådet (2012) både av resultater fra miljøovervåking og laboratorieforsøk viser at vannbasert borevæske kan ha effekter på marine organismer, men resultatene viser ikke entydig at disse effektene er negative. Suspensjon av baryttbasert borevæske kan gi gjelleskader på torskelarver, men man fant også at suspensjoner på 1-10 mg/l medførte økt fødeopptak, vekst og overlevelse. Oljebasert borevæske vil ikke bli sluppet ut til sjø. Utslipp ved klargjøring av rørledninger Etter legging vil rørledningene bli vannfylt og bli liggende med vann fram til produksjonsstart. Rørledningene fylles med sjøvann for å muliggjøre sammenkopling på havbunnen og hydrostatisk trykktesting. For å forhindre begroing vil sjøvannet bli tilsatt oksygenfjerner (natrium bisulfitt) og biocid. For å muliggjøre lekkasjesøk under trykktesting vil det bli nødvendig å tilsette fargestoffer. Utslippsvann i forbindelse med klargjøring av rørledninger på Bream vil gå til sjø. For å minimalisere gjenværende vann i rørledningene under produktfylling samt unngå risiko for hydratdannelse er det nødvendig å separere vannet og produktstrømmen. Denne separasjonen oppnås ved bruk av flere små plugger av glykol (MEG). Noe av denne glykolen vil også bli sluppet ut til sjø. En nærmere beskrivelse av utslipp i forbindelse med klargjøring av rørledninger vil bli gitt i utslippssøknad for disse operasjonene. Utslipp i oppstartsfase Eventuelle utslipp til sjø i oppstartsfasen vil bli beskrevet i utslippssøknaden til Miljødirektoratet. Page 54

62 Regulære utslipp i driftsfasen Produsert vann Produsert vann er formasjonsvann som har vært i kontakt med de geologiske formasjonene og som inneholder ulike uorganiske salter, tungmetaller og organiske stoffer, samt dispergert olje og kjemikaler som er tilsatt brønnen eller brønnstrømmen. I tillegg vil produsert vann inneholde små mengder radioaktive komponenter. Produsert vann på Bream planlegges reinjisert. De to første driftsårene vil produsert vann bli injisert sammen med overskuddsgass fra produksjonen på feltet. For å sikre tilstrekkelig vann til injeksjon, vil det produserte vannet i perioder bli supplert med sjøvann. Injeksjonssystemet planlegges med høy driftsregularitet, med minimum 95% som designkriterium («worst case» regularitet på 92%). Utslipp til sjø vil bare forekomme ved vedlikehold eller driftsforstyrrelser på injeksjonssystemet. Produsert vann renses uten hensyn til om det skal reinjiseres eller slippes til sjø. Løsningen for rensing er beskrevet i kapittel 2. Det produserte vannet renses både i en hydrosyklon og i en flotasjonsenhet (CFU). Ved en slik løsning forventes det at maksimalt oljeinnhold i produsert vann utslipp er på under 15 mg/l. En videre reduksjon av oljeinnholdet under dette nivå er en målsetting. Etter det første års produksjon er utslippene av produsert vann til sjø fra Bream anslått til mellom og Sm 3 vann per år i feltets levetid. (Ref Figur 2.5). Samlede utslipp av produsert vann fra norsk sokkel har i senere år ligget på rundt 130 millioner m 3 per år. Totalt ble det i 2013 sluppet ut 1542 tonn med dispergert olje til sjø med produsert vann fra alle felt på sokkelen (NOROG 2014). Utslipp av produsert vann kan ha effekter på marine organismer i den umiddelbare nærhet av utslippet til vannet er fortynnet ned til nivå 0,1-1 %. De samlede virkningene av utslipp av produsert vann på Bream er vurdert å være marginale. Miljøundersøkelser som er gjennomført ved felt med store utslipp av produsert vann har ikke klart å påvise signifikante effekter på bestander av fisk eller andre marine organismer. Det har vært knyttet usikkerhet til mulige langtidsvirkninger av produsert vann. Årsaken til det er at produsert vann består av flere mer eller mindre giftige stoffer og at det er vanskelig å studere effekter av lave konsentrasjoner over lang tid. Blant annet viser studier at komponenter i produsert vann kan gi flere negative effekter for helsetilstand, funksjon og reproduksjon i enkeltindivider av fisk og virvelløse dyr. Den raske fortynningen av produsert vann gir for korte eksponeringstider til å gi signifikante akutte effekter i organismer. Overvåkingsresultater og gjennomførte risikovurderinger viser at potensialet for miljøskade er gjennomgående moderat, og at de konsentrasjonene som gir effekter normalt ikke forekommer lengre enn én kilometer fra utslippsstedene. Det er likevel ikke mulig å utelukke risikoen for at svake virkninger på enkeltarter kan ha akkumulerende økologiske effekter, selv om sannsynligheten for dette er liten (Forskningsrådet 2012). Produksjonskjemikalier Vannløselige kjemikalier som tilsettes i injeksjonsvannet eller i prosessen vil før eller senere havne i det produserte vannet. Produsert vann med rester av kjemikalier vil bare bli sluppet ut i perioder der injeksjonssystemet er utilgjengelig. Mengdene som slippes ut vil Page 55

63 dermed være begrensede. Det er en målsetting å redusere bruken av kjemikalier. Det er foreløpig ikke bestemt hvilke kjemikalier som skal brukes. Hovedkategorier av kjemikalier som er aktuelt å benytte er vist i Tabell 5.2. Tabell 5.2 Kjemikalietyper.. Foreløpig oversikt over kjemikalietyper som vil bli benyttet i produksjonsfasen på Bream Type kjemikalie Mulig produkt Frekvens Miljøkategori Produksjonskjemikalier Hydrat inhibitor Metanol Periodisk Gul Fortynningsmioddel 1 Flexoil CW288 Kontinuerlig Gul Avleiringshemmer A Gyptron SA3050 Periodisk (brønner) Gul Avleiringshemmer B Grypton SA3340 Kontinuerlig Gul 2 Emulsjonsbryter Emulsotron CC3295 Kontinuerlig Gul Skumdemper A Defoamer AF360 Kontinuerlig Gul H 2 S-fjerner Gastreat K144 Kontinuerlig Gul 2 Vannrenser Cleartron MRD208SW Kontinuerlig Gul Organiske biocider Bactron B1150 Periodisk (topside) Gul Asfaltenbryter/Dispergeringsmiddel Flotron D1280 Periodisk (topside) Gul Dispergeringsmiddel Flotron A1670 Kontinuerlig Gul Avleireingshemmer Gyptron SD250 Periodisk Gul Injeksjonskjemikalier Organiske biocider A Bactron B1150 Periodisk (topside) Gul Oksygenfjerner OS2 (ammonium bisulfit) Kontinuerlig Gul Filter tilsettingsmiddel 1 Cleartron EZB6101 Kontinuerlig Grønn H 2 S inhibitor 1 Kalsium nitrat (45%) Kontinuerlig Grønn/gul Avleiringshemmer Grypton SA3340 Kontinuerlig Gul 2 Oksiderende biocid Sodium hypochlorite Kontinuerlig Grønn/gul Skumdemper Defoamer AF410 Kontinuerlig Gul Avleiringshemmer Grypton SD250 Periodisk (brønner) Gul Andre kjemikalier Organisk biocid A (avløp) Bactron B1150 Periodisk Gul Organisk biocid B (diesel) Bactron B1770 Periodisk Gul Korrosjonshemmer (kjølevann) HCM9 (sodium nitrat) Periodisk Gul Avleiringshemmer B (kjølevann) Grypton SA3340 Periodisk Gul 1. Kan være nødvendig for å tilfredsstille leveransespesifikasjoner for oljen 2. Ikke registrert i Norge. Forventes å bli klassifisert i gul kategori. Alle kjemikaliene forutsettes å være innenfor Miljødirektoratets grønne eller gule kategori. Bruken av kjemikalier vil bli optimalisert i den videre prosjekteringen. Utslipp av kjemikalier til sjø vil bli nærmere beskrevet mht mengde, type mv i søknad om tillatelse til virksomhet til Miljødirektoratet. Kjølevann Det vil bli benyttet sjøvann som kjølemedium for prosess- og hjelpeutstyr på Breaminnretningen. FPSO'en har sjøvannsinntak i skroget, og kjølevannet vil bli tilsatt hypokloritt og kopper for å hindre begroing. Etter bruk slippes kjølevannet over bord. Vannet som har vært brukt til nedkjøling av prosessanlegg vil ha en sluttemperatur på grader. Vann som er brukt til nedkjøling av hjelpesystemer vil ha en temperatur som er noe lavere enn vann benyttet til nedkjøling av prosessanlegg. Page 56

64 Drenasjevann Det vil være både et åpent og et lukket dreneringssystem på Bream-plattformen. Ikkeforurenset drenasjevann som regnvann, brannvann mv samles i åpne tanker. Drenasjevann fra både forurensede brannfarlige eller ikke-brannfarlige områder vil ledes til separate tanker. Etter rensing i separator planlegges drenasjevannet sluppet ut til sjø. Vann som slippes til sjø vil ha et oljeinnhold som er mindre enn 15 mg/l. Sanitæravløpsvann Sanitæravløpsvann vil bli sluppet ut til sjø. Basert på en bemanning på opptil 40 personer og et vannforbruk på 200 liter/person/dag er utslipp av sanitæravløpsvann estimert til ca 3000 m 3 årlig. I borefasen vil det være personer ombord på boreriggen, avhengig av hvilken rigg som benyttes. Hydraulikkvæske I driftsfasen vil det bli utslipp av vannbasert hydraulikkvæske når ventiler på bunnrammene skal opereres. Det er lagt til grunn bruk av et åpent system slik at hydraulikkvæsken vil gå til sjø etter bruk. I et åpent system benyttes hydraulikkvæsker som er klassifisert som grønne. Forventet utslipp til sjø av hydraulikk væske er opp til 4 m 3 per år. Den vannbaserte hydraulikkvæsken vil fortynnes raskt med vannstrømmen etter at den er sluppet ut ved havbunnen. Det er ikke registrert negative effekter som kan relateres til utslipp av slike hydraulikkvæsker i Nordsjøen. En nærmere beskrivelse av utslipp av hydraulikkvæske vil bli gitt i utslippssøknaden til Miljødirektoratet. Radioaktive komponenter Både uran og thorium finnes naturlig i varierende konsentrasjoner i berggrunnen. Disse gir opphav til radiumisotopene 226Ra og 228Ra. Radium er mer løselig enn både uran og thorium, og vil derfor lekke ut i formasjonsvannet. Når sjøvann, som inneholder mye sulfat blandes med formasjonsvann som inneholder barium, strontium eller kalsium, dannes det tungt løselige sulfatavleiringer. Radium reagerer kjemisk på samme måte som barium, og dette fører til at bariumsulfatavleiringer som dannes i rør og prosessutstyr (scale) inneholder radium. Avleiringene kalles lavradioaktive avleiringer (LRA). Slike lavradioaktive avleiringer danner et avfall som må håndteres iht. Stråleverns-forskriften (Statens Strålevern 2011). I og med at sjøvann skal brukes til reinjeksjon sammen med produsert formasjonsvann er det viktig å hindre avleiringer. Slike avleiringer kan skape problemer i form av tetting av blant annet ventiler og rørledninger. Det planlegges benyttet kjemikalier som dels hindrer at avleiringer dannes, dels løser opp allerede dannede avleiringer. Kjemikaliene vil følge det produserte vannet og reinjiseres. Utslipp til sjø vil bare forekomme ved vedlikehold eller driftsforstyrrelser på injeksjonssystemet. Det foreligger foreløpig ikke analyse av radiumisotoper i formasjonsvannet, og det er derfor ikke mulig å anslå forventet utslipp. Radiumisotoper i formasjonsvannet er hovedsakelig knyttet til sand som følger med brønnstrømmen. Brønnene på Bream er designet for å unngå sandproduksjon, og utslipp av radioaktive komponenter vurderes å ikke representere en miljørisiko. Dersom behovet oppstår vil det etableres rutiner for håndtering iht. retningslinjer fra Statens Strålevern. Page 57

65 Produsert sand Det er ikke forventet produsert sand ved utvinning av Bream-området. Det vil likevel bli installert utstyr i hver produksjonsbrønn for tidlig deteksjon av eventuell sandproduksjon. Dersom det skulle bli produsert sand er det mulig å implementere et sandfjerningssystem på plattformen. Produsert sand vil i så fall bli transportert til land for videre behandling. Produsert sand vil ikke bli sluppet til sjø. Planlagte miljøtiltak i utbyggings- og driftsfasen Aktuelle tiltak ved gjennomføring av boreoperasjonen er listet nedenfor; og disse vil bli fulgt opp i den detaljerte planleggingen og gjennomføringen av boreoperasjonen: Det skal innføres rutiner for å minimere kjemikaliebruk, og gjenbruk skal skje når mulig. Prosedyrer og operativ logistikk for forebygging av akutte utslipp på riggen og til å samle søl hvis de oppstår, skal være på plass og være gjenstand for oppmerksomhet under rigginspeksjoner og den daglige operative ledelsen. Dette kan omfatte inspeksjon og lukking av avløp som kan medføre at akutte utslipp blir rutet til sjø. Det vil bli fulgt opp at riggen opprettholder barrierer mot utilsiktede utslipp. Minimere utslipp av overskuddssement i forbindelse med sementjobber, så langt praktisk gjennomførbart. Tørr sement som er igjen i tankene skal gjenbrukes, under forutsetning av at den er teknisk akseptabel. Ubrukte kjemikalier vil ikke gå til utslipp. I forbindelse med sementering vil noen kubikkmeter med sement måtte sirkuleres ut sammen med noe borevæske, samt sement spacer. Denne blandingen planlegges det å samle i en sloptank eller annen tank og avhende som avfall. Alle rutiner knyttet til lasting/lossing av hydrokarboner (herunder diesel) blir sjekket som en del av forberedelsene til operasjonen. Dette gjelder bl a kompatibilitet og vedlikehold på slangekoblinger, sjekking/testing/utskifting av bulkslanger, rutiner for sjekking av kritiske ventiler etc. Bruk av ROV for å verifisere retur av sement på sjøbunnen. Følgende tiltak for å minimere utslipp til sjø i driftsfasen vil bli implementert: Alle kjemikaliene som skal benyttes skal være testet mht giftighet, nedbrytbarhet og potensial for bioakkumulering. Det skal legges vekt på å redusere mengden kjemikalier og bruke mest mulig miljøvennlige kjemikalier iht. myndighetenes kriterier for klassifisering av kjemikalier. Et system for lekkasjedeteksjon vil bli installert på alle brønnhoder ("juletrær") og på produksjonsmanifold. Deteksjonssensorer vil bli plassert i taket av strukturene, slik at enhver oljelekkasje skal oppdages. Deteksjonssystemet er koblet til kontrollsystemene, og vil automatisk utløse en alarm i FPSO'ens kontrollrom dersom hydrokarboner påvises. Page 58

66 5.3 Virkninger for fiskeriene i berørt område Produksjonsboring planlegges tidligst første kvartal 2017, og boringen på Bream vil ha en varighet på ca. 345 dager. Omkring borerigg vil det være en sikkerhetssone på 500 meter. Tilsvarende vil det i produksjonsfasen etableres en sikkerhetssone med radius på om lag 550 meter omkring FPSO'en (500 meter regnet fra innretningens ytterpunkt). Det tillates ikke etablert egne sikkerhetssoner omkring havbunnsinnretninger. Det er et myndighetskrav at havbunninnretninger og rørledninger skal være overtrålbare. Resultater fra satellittsporingen av fiskefartøyer Den planlagte utbyggingen planlegges gjennomført innenfor et havområde der resultatene fra Fiskeridirektoratets sporing av større fiskefartøyer (fartøyer > 15 meter) viser at det foregår et omfattende fiske, jf Kapittel For den norske fiskeflåten er det de pelagiske fiskeriene (sild og makrell) som er viktigst i området. Det foregår også et betydelig utenlandsk fiske i området, men sporingsresultatene viser ikke hvilke redskaper utenlandske fartøyer benytter. Som hovedregel benytter imidlertid utenlandske og norske fartøyer de samme redskapene innen samme område og fiskeri. Det er i hovedsak fiske med bunntrål som kan bli direkte berørt av den planlagte utbyggingen, dette gjelder spesielt dersom det blir aktuelt med en havbunnsutbygging av Mackerel og eventuelt også Herring. Figur 5.4 viser den kvartalsvise fordelingen av norsk fiske med bunntrål i nærområdet til den planlagte utbyggingen. I denne delen av Nordsjøen foregår utenlandsk fiske med bunntrål i samme områder som det norske trålfisket. Det drives et svært begrenset fiske med bunntrål i nærområdet omkring av selve utbyggingen. Fisket med bunntrål foregår lengre øst, i vestskråningen av Norskerenna. I praksis betyr dette at det i dag er de pelagiske fiskeriene med ringnot og trål som dominerer, med ringnotfiske etter sild og makrell som viktigst. I det aktuelle området drives nær alt fisket av fartøyer som omfattes av satellittsporingen. Konsekvenser i utbyggingsfasen Aktivitetene i forbindelse med boring og feltutbygging kan medføre større ulemper for fisket enn selve driftsfasen. Uten hensyn til valg av utbyggingsløsning vil all aktivitet i forbindelse med boring, rørlegging og klargjøring av innretningene på Bream medføre midlertidige operasjonelle ulemper og arealbeslag for fisket i berørt område. Sikkerhetssonen omkring boreriggen representerer et arealbeslag for fiskeriene. Dersom det benyttes en halvt nedsenkbar borerigg med ankre som ligger utenfor sikkerhetssonen, vil ankerbeltet medføre en økning av arealbeslaget for fiske med bunnredskaper (trål) i anleggsfasen. Konsekvenser i driftsfasen Omkring den planlagte FPSO'en etableres det en sikkerhetssone med radius på om lag 550 meter, jf ovenfor. I tillegg vil det være et ankerbelte med radius på om lag 1,6 kilometer om-kring FPSO. I henhold til norsk regelverk skal rørledninger og havbunnsinnretninger utenfor sikkerhetssonen være overtrålbare. Page 59

67 Figur 5.4 Norsk fiske med bunntrål i Registrert norsk trålfiske i området som berøres av den planlagte utbyggingen. Ankerbeltet omkring Bream FPSO er markert med en sirkel i figurene (radius 2 km i figurene). Figurene er basert på sporingsdata fra Fiskeridirektoratet Som påpekt ovenfor foregår det et omfattende fiske omkring de planlagte utbyggingslokalitetene, dette er i hovedsak pelagiske fiskerier (sild og makrell). Det pelagiske fisket er lite stedbundet, hvor fisket finner sted vil variere fra år til år avhengig av fiskens vandringer og de reguleringer som myndighetene gjennomfører. Tilstedeværelsen av en FPSO kan i enkelte år, med innsig i det berørte området, påvirke hvor fangstene kan tas. Virkninger utover dette ventes ikke. Tråleraktiviteten i det umiddelbare nærområdet til utbyggingen har vært svært begrenset. Ankerbeltet ventes derfor ikke å medføre arealbeslag eller operasjonelle ulemper av noen betydning for fisket med bunntrål. Samlet vurderes virkningen for fiskeriene av den planlagte utbyggingen som små for det valgte utbyggingsalternativet. Avbøtende tiltak i forhold til fiskeriene Feltutbyggingen vil foregå i et område med et omfattende fiske, men i det området som berøres direkte av utbyggingen dominerer de pelagiske fiskeriene med ringnot og flytetrål. Disse fiskeriene er ikke like stedbundne som fiske med bunntrål. Det viktigste avbøtende tiltaket i forhold til disse fiskeriene vil være god informasjon til fiskerne i forkant av og under planlagte aktiviteter på feltet slik at uønskede hendelser i forhold til fiskeriene kan unngås. Utover dette planlegges det ikke spesifikke avbøtende tiltak. Page 60

68 5.4 Virkninger for skipsfart En feltutbygging representerer en risiko for kollisjon med skipstrafikk. Faren for konflikt mellom skip og petroleumsinstallasjoner knytter seg først og fremst til sammenstøt med innretninger ved skipshavari og skip i drift. Erfaringer fra Nordsjøen tilsier at det er liten konflikt mellom petroleumsaktivitet og skipstrafikk. Figur 5.5 Skipstrafikk i området ved Bream. Venstre: Trafikktetthet i Nordsjøen. Utbyggingsområdet markert med oransje sirkel (Kystverket 2014). Høyre: Skipsleder for handels- og offshorefartøy innenfor en radius på 10 nautiske mil fra Bream (Safetec 2009) Trafikktettheten i området omkring den planlagte utbyggingen i 2011 er vist i Figur 5.5, basert på Kystverkets AIS-registreringer (Kystverket 2014). Det er tidligere gjennomført en egen studie av skipstrafikken omkring Bream (Safetec 2009). Hensikten var å etablere et overordnet bilde av den samlede skipstrafikken i området, og hvordan denne fordeler seg i forhold til eksisterende offshoreinstallasjoner og trafikken til og fra disse. I den videre planleggingen av utbyggingen vil denne studien bli oppdatert slik at den dekker området omkring både Bream FPSO og borelokaliteten på Bream Sør. Bream ligger omlag 110 kilometer vest-sørvest for Egersund og har en høy frekvens av passerende fiskefartøyer og skipstrafikk. Fartøyer med kurs mot den engelske kanal er dominerende i trafikkbildet (Rutene 3, 4, 12, 13 og 1 i figuren). Skipsleden Haugesund - Tees (UK), rute 2 i figuren, går på tvers av disse, passerer nærmest og har en frekvens på nær 60 seilinger i året. I utbyggingsfasen vil planlagte aktiviteter også berøre områder mot sørøst i sirkelen med radius 10 nautiske mil i figuren. Page 61

69 Virkninger under utbygging og drift Enhver feltutbygging representerer en risiko for kollisjon med skipstrafikk. Det vil bli innført midlertidige ferdselsrestriksjoner for fiskefartøyer og øvrig skipstrafikk mens feltutbygging og rørleggingen pågår. I utbyggingsfasen etableres det en sikkerhetssone med radius 500 meter omkring borerigg, og denne vil forflytte seg med boreaktiviteten. I driftsfasen vil de være en sikkerhetssone på om lag 550 meter omkring Bream FPSO. Sikkerhetssonene etableres i et område med omfattende passerende skipstrafikk. I utbyggingsfasen vil det pågå aktiviteter som inkluderer bruk av kranfartøyer, dykkerfartøyer og andre støttefartøyer. I utbyggingsfasen kan derfor de samlede aktiviteter medføre større arealbeslag og ulemper for skipstrafikken i området enn det som følger av selve sikkerhetssonen. Dette er imidlertid aktiviteter av begrenset varighet, i størrelsesorden to år. All aktivitet vil bli varslet, og det er ikke forventet at disse aktivitetene vil medføre problemer for avvikling av skipstrafikken i berørte deler av Nordsjøen eller vesentlig forhøyet risiko for kollisjon med skipstrafikk. Tilsvarende vil det i driftsfasen være behov for forskjellige støttetjenester, som forsyningsfartøyer m v. Dette representerer en økt seilingsaktivitet i området rundt feltet. Det samme gjelder fartøyaktiviteter knyttet til eksport av olje med skytteltankere. Forsyningsfartøy vil seile mellom en landbasert base og plattformen med forsyninger og gods. Seilingsfrekvensen på forsyningsfartøy til Bream antas å være i størrelsesorden en gang per uke. Mulig samordning med andre felt vil bli vurdert. I driftsfasen vil ikke feltinnretninger på Bream Sør eller rørledninger medføre noen ulemper for skipstrafikken i området. Avbøtende tiltak Det er iverksatt mange tiltak for å redusere risikoen for kollisjon mellom fartøy og faste installasjoner til havs. De fleste av disse tiltakene er rettet mot å oppdage skip så tidlig som mulig, for å varsle og unngå kollisjon med installasjonen. Slike tiltak inkluderer radarovervåkning av skipstrafikk, VHF-radiokommunikasjon, trafikkovervåkningssystemer m m. Premier Oil Norge vil samarbeide med andre operatører om tiltak for å redusere kollisjonsrisikoen. For å forhindre potensielle konflikter med skipstrafikken i området i utbyggingsfasen vil det bli informert om varigheten av denne aktiviteten, samt posisjoner og seilingskurser. Det direkte arealbeslaget vil være lite. Navigasjonsinnretninger som radarer og radarreflektorer vil i perioder med dårlig sikt (nedbør og tåke) være med på å redusere faren for kollisjoner mellom fartøy og installasjoner i utbyggings- og driftsfasen. I både utbyggings- og driftsfasen vil innretninger være merket av på sjøkart med eksakte posisjoner, slik at det kan tas hensyn til feltet og tilhørende aktiviteter ved planlegging av seilingsruter. I tillegg vil kommunikasjonsutstyr om bord på feltinnretningen besørge nødvendig kontakt med fartøy i området. I den videre prosjektplanleggingen vil det gjennomføres en detaljert skipskollisjonsanalyse, hvor kollisjonsrisiko og risikoreduserende tiltak i utbyggings- og driftsfasen vil adresseres i detalj. Page 62

70 6 Konsekvenser av uhellsutslipp av olje Beregning av mulige miljøskade ved et oljeutslipp tar utgangspunkt i graden av overlapp mellom et oljesøl og forekomsten av biologiske ressurser eller brukerinteresser og deres sårbarhet ovenfor olje. Berørt havområder er inndelt i et rutenett, med ruter på 10 km x 10 km. Mengden olje innen hver kartrute bestemmer andelen av individer for en bestand som dør i ruta. Dette summeres over alle berørte ruter, og brukes til å beregne relativt tap og restitusjonstid for bestanden. Tapsandelene beregnet med utgangspunkt i regionale bestandsestimater innenfor et avgrenset geografisk område. For fisk er det gjennomført en kvalitativt overlappsanalyse av influensområdet i vannkolonnen og gyteområder til viktige fiskebestander. En beskrivelse av de ulike ressursene og deres sårbarhet ovenfor oljeforurensning er gitt i Kapittel 5. De biologiske ressursene og brukerinteressene som inngår i beregningene er vist i Tabell 6.1. Metoden som er benyttet for beregning av miljøskade er beskrevet i den gjennomførte miljørisikoanalysen for Bream (Acona, 2012). Den anvendte metoden bygger på såkalte effektnøkler og skadenøkler i henhold til OLFs metode for miljørettet miljørisikoanalyse, MIRA (OLF, 2007). Tabell 6.1 Biologiske ressurser og brukerinteresser som inngår i skadeberegningene Biogogiske ressurser til havs Biologiske ressurser langs kysten Brukerinteresser Koraller og andre sjøbunnsressurser Fisk Sjøfugl på apent hav Kystnær sjøfugl Sjøpattedyr Strandhabitat Fiskeriaktivitet Akvakultur Marine kulturminner Rekreasjonsområder 6.1 Konsekvenser av akuttutslipp av olje for sårbare naturressurser I Tabell 6.2 og Tabell 6.3 presenteres en sammenstilling av virkninger av akuttutslipp fra Bream i hhv. feltutbyggingsfasen og produksjonsfasen. Omfanget av virkninger er basert på restitusjonstider og er angitt med en grader fargeskala som korresponderer med de enkelte miljøskadekategoriene. Sammenstillingen viser at virkningen på de verdsatte økosystemkomponentene (VØK'ene) og andre brukere jevnt over er lavere i feltutbyggingsfasen enn i produksjonsfasen. Dette resultatet skyldes i hovedsak at det er lagt til grunn lavere utslippsrater og i noen grad kortere utslippsvarighet enn i driftsfasen, jf kapittel 4. Biologiske ressurser på åpent hav har størst sannsynlighet for å bli skadet om vinteren og høsten, mens biologiske ressurser langs kysten har størst sannsynlighet for å bli skadet om våren og sommeren. Sammenstillingen viser også hvilke bestander i Nordsjøen som har størst sannsynlighet for å bli påvirket av et uhellsutslipp. I den gjennomførte miljørisikoanalysen for Bream redegjøres det nærmere for de anvendte akseptkriterier og beregningsmetoder (Acona 2012a). Page 63

71 Plan for Utbygging og drift av Bream - Konsekvensutredning - Rev.3 Tabell 6.2 Oljeutslipp under feltutbygging. Sammenfatning av virkninger for miljøressurser og brukerinteresser av større oljeutslipp fra Bream. (NS=Nordsjøbestand, NH= Norskehavbestand, SO=sørlig bestand, VØK=Verdifulle Økosystem Komponenter) Page 64

72 Tabell 6.3 Oljeutslipp under produksjon. Sammenfatning av virkninger for miljøressurser og andre brukerinteresser av større oljeutslipp fra Bream. (NS=Nordsjøbestand, NH= Norskehavbestand, SO=sørlig bestand) Page 65