Utvinningstillatelsene 040, 043 og 043BS. Plan for utbygging, anlegg og drift av Hild. Del 2 Konsekvensutredning

Størrelse: px
Begynne med side:

Download "Utvinningstillatelsene 040, 043 og 043BS. Plan for utbygging, anlegg og drift av Hild. Del 2 Konsekvensutredning"

Transkript

1 Utvinningstillatelsene 040, 043 og 043BS Plan for utbygging, anlegg og drift av Hild Del 2 Konsekvensutredning Desember 2011 DM#

2 DM# Side 2 av 118 December 2011

3 FORORD Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 040, 043 og 043BS har startet en planleggingsprosess for utbygging av Hild. Et forslag til utredningsprogram ble sendt på høring Basert på dette forslaget og mottatte kommentarer fastsatte Olje- og energidepartementet utredningsprogrammet 6. juli I henhold til fastsatt utredningsprogram, og på vegne av rettighetshaverne TOTAL E&P NORGE AS, Petoro AS og Statoil Petroleum AS, har operatøren TOTAL E&P NORGE AS utarbeidet foreliggende konsekvensutredning for prosjektet. Veiledning til plan for utbygging og drift, datert februar 2010, er konsultert i arbeidet med konsekvensutredningen. For en del tema bygger konsekvensutredningen på Regional Konsekvensutredning for Nordsjøen, RKU Nordsjøen 2006, samt at oppdatert informasjon fra myndighetenes arbeid med forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak er benyttet. For vurdering av konsekvenser for fiskeri er oppdatert fiskeriinformasjon innhentet fra Fiskeridirektoratet. Herunder inngår også informasjon om utenlandske fartøyer i området. Det Norske Veritas AS og Asplan Viak AS har bistått operatøren i konsekvensutredningsarbeidet. Konsekvensutredningen legges nå frem for høring. Høringsperioden er satt til 8 uker i samråd med Olje- og energidepartementet. Relevante interessenter bes om å sende eventuelle kommentarer direkte til operatøren TOTAL E&P NORGE AS. Stavanger, 7. desember 2011

4 DM# Side 4 av 118 December 2011

5 Innholdsfortegnelse FORORD 3 FORKORTELSER 9 1 SAMMENDRAG 11 2 INNLEDNING Bakgrunn og målsetting Rettighetshavere og historie Lovverk og beslutningsprosess Lovverkets krav til konsekvensutredning Annet relevant regelverk og tillatelser Tidsplan for konsekvensutredningsprosessen Helse, miljø og sikkerhet 17 3 TILTAKSBESKRIVELSE OG PLANER Feltbeskrivelse Reservoarbeskrivelse Ressurser og produksjonsplaner Reservoarovervåking / seismiske undersøkelser Mulige fremtidige tilleggsressurser Alternative utbyggingsløsninger Tilknytning til eksisterende felt Selvstendig utbygging Vurdering av energiløsninger Kraft basert på gassturbiner på plattformen Kraft fra nærliggende plattform Tilknytning til nettverk Kraft fra land direkte til Hild Beskrivelse av anbefalt utbyggingsløsning Feltinnretninger Kraftbehov og energiløsning Hild telekommunikasjonskabler Prosessering og kjemikaliebehov Separasjon av olje/vann Olje- og gasseksport Boring og brønn Forsyningsbase, støttefunksjoner og driftsfilosofi Økonomi Tidsplan Avvikling 37 4 METODIKK FOR VURDERING AV KONSEKVENSER 38 5 SAMMENFATNING AV INNKOMNE HØRINGSUTTALELSER TIL FORSLAGET TIL UTREDNINGSPROGRAM 40 6 STATUSBESKRIVELSE AV MILJØTILSTAND Meteorologi og oseanografi, vannsøyle Bunnforhold Bunnforhold på sokkelområdet Bunnforhold langs elektrisk kabeltrase Bunnfauna Pockmarks Koraller Plankton Fisk Fisk med gyteområder ved Hild 49 DM# Side 5 av 118 December 2011

6 6.7.2 Fisk med utbredelsesområder ved Hild Sjøfugl Marine pattedyr Kystnære ressurser Spesielt verdifulle områder (SVO) Miljøovervåkning Kulturminner 62 7 MILJØKONSEKVENSER OG AVBØTENDE/FOREBYGGENDE TILTAK Utslipp til luft Energi og utslipp knyttet til produksjon av materialer Beskrivelse av utslipp til luft i bore- og installasjonsfasen Beskrivelse av utslipp til luft i driftsfasen Utslipp til luft ved avvikling Utslipp til luft livsløpsbetraktninger Konsekvenser av utslipp til luft Regulære utslipp til sjø Beskrivelse og konsekvenser av regulære utslipp til sjø i installasjons- og borefase Beskrivelse og konsekvenser av regulære utslipp til sjø i driftsfasen Fysiske inngrep Konsekvenser for bunnfauna Konsekvenser for kulturminner Konsekvenser av seismiske undersøkelser Avfallshåndtering Akuttutslipp og beredskap Utslippsscenarier Olje- og forvitringsegenskaper Influensområde Konsekvenser Oppsummering miljørisiko Risiko relatert til kjemikalieutslipp Oljevernberedskap 86 8 SAMFUNNSMESSIGE KONSEKVENSER Problemstillinger belyst i samfunnsanalysen Økonomiske hovedstørrelser ved utbygging og drift av Hild Inntekter Kostnader Samfunnsøkonomisk lønnsomhet og Statens inntekter Virkninger på investeringsnivået i norsk petroleumsvirksomhet Vare og tjenesteleveranser til utbygging og drift Forventede norske andeler av leveranser Investeringskostnader Leveranser i driftsfasen Sysselsettingsvirkninger Metode Utbyggingsfasen Driftsfasen Konsekvenser for fiskeri Fiskeriaktivitet i området Fiskeri langs kabeltrase til Kollsnes Fiskeri nær kysten Akvakultur Konsekvenser for fiskeri i installasjons- og borefasen Konsekvenser for fiskeri i driftsfasen Konsekvenser for fiskeri ved avvikling 107 DM# Side 6 av 118 December 2011

7 8.8 Konsekvenser for skipstrafikk SAMMENSTILLING AV KONSEKVENSER OG FORSLAG TIL AVBØTENDE TILTAK Sammenstilling av konsekvenser for installasjons- og borefasen Sammenstilling av konsekvenser for driftsfase Sammenstilling av konsekvenser for avviklingsfase Forslag til avbøtende tiltak Plan for oppfølging av problemstillinger/forhold utredet i KU og fremtidig miljøovervåking REFERANSER 116 DM# Side 7 av 118 December 2011

8 DM# Side 8 av 118 December 2011

9 FORKORTELSER Forkortelse AC ALARP BAT BOP BS CFU CO 2 DECC E EIF EN-ISO E&P EPC ES FSO FUKA HMS HP H 2 S HVDC IMO IPPC IRIS ISO Klif kv KU LNG LRA LSA Mboe MOB MRDB MEG NGU nmvoc NO x NOFO oe OED OLF OSD OSPARkonvensjonen PAD PAH ph PLEM PLONOR Beskrivelse Vekselstrøm As low as reasonable practicable Best tilgjengelig teknologi Ventil for å hindre utblåsning (Blowout preventer) Stratigrafisk del av en lisens Kompakt flotasjons enhet Karbondioksid Department of Energy and Climate Change (UK) Effektgrad Environmental Impact Factor Standard for miljøledelse Exploration & Production Engineering, Procurement and Construction (kontraktsterminologi) Environmental Statement (britisk betegnelse på konsekvensutredningsrapport) Flytende lagerskip Gasstransport og prosesseringssystemet som består av Frigg UK Offshore Rørledning og tilhørende anlegg ved gassterminalen ved St fergus i Skottland som betjener denne rørledningen Helse, miljø og sikkerhet Høyt trykk Hydrogen sulfid High voltage direct current / Høyspenning likestrøm International Maritime Organizations Integrated pollution prevention and control (EU direktiv om forurensningsreduksjon) International research institute of Stavanger Den internasjonale standardiseringsorganisasjonen Klima- og forurensningsdirektoratet Kilo Volt Konsekvensutredning Flytende naturgass Lavradioaktive avleiringer Low specific activity scale (Lavradioaktive avleiringer) Millioner fat oljeekvivalenter Modell/Miljøprioriteringer/Marin Oljevern Beredskap Marin ressurs database Mono etylen glykol Norges geologiske undersøkelse Flyktige organiske forbindelser unntatt metan Nitrogenoksider Norsk Oljevernforening For Operatørselskap Oljeekvivalent Olje- og energidepartementet Oljeindustriens landsforening Oil spill detection Konvensjon om bevaring av det marine miljø i Nordøst-Atlanteren Plan for anlegg og drift av innretninger for transport og utnyttelse av petroleum Polysykliske aromatiske hydrokarboner Måleenhet for surhetsgrad i vannløsninger Pipeline End Manifold Pose little or no risk to the environment DM# Side 9 av 118 December 2011

10 Forkortelse PON ppmv ppb ppm Ptil PUD PFS PVRI RKU ROV S Sm 3 SMO SO 2 SURF SVO TAN TCC THC TOM TOTAL E&P TPA TP1 VOC Beskrivelse UK Petroleum Operations Notice Deler per million i volum Deler per milliard Deler per million Petroleumstilsynet Plan for utbygging og drift av en petroleumsforekomst Power from shore / kraft fra land Produsert vann reinjeksjon Regional konsekvensutredning Remotely operated vehicle Sensitivitet Standard kubikkmeter Spesielt miljøfølsomme områder Svoveldioksid Sealines, Umbilicals, Risers and Flowlines (rørledninger, mm) Spesielt verdifulle områder Olje med høyt syretall Termomekanisk mølle /thermo-mechanical cuttings cleaner Totalmengde hydrokarboner Totalt organisk materiale TOTAL Exploration & Production Tetra protic acid Behandlingsplattform 1 på Frigg som er avviklet Flyktige organiske forbindelser DM# Side 10 av 118 December 2011

11 1 SAMMENDRAG Utbygging, anlegg og drift av Hild baserer seg på hydrokarbonressurser i flere reservoar innen Hild Unit lokalisert i den nordvestre del av norsk sektor i Nordsjøen, 2 0'53,403ʺØ, 60 30' 22,302ʺN (østlig X: og nordlig Y: ), mellom Oseberg og delelinjen mot Storbritannia. Basis for utbygging av Hild er de påviste reserver (ressursklasse 2 1 ) i reservoarene Hild Øst med gass/kondensat på 132 millioner fat oe og Hild Olje med hovedsakelig olje på 43 millioner fat oe. Også gass/kondensat ressursene (ressursklasse 4F 1 ) i reservoarene Hild Vest og Hild Sentral, som til sammen representerer foreløpige (risket) ressurser på 13,5 millioner fat oe, er en del av basis for utbygging. Det bør her bemerkes at det vil være nødvendig med videre utforskning før påviste ressurser i Hild Vest og Hild Sentral kan bekreftes som reserver. Det er flere prospekter i Brent-gruppen innen Hild Unit som vurderes som meget interessante for utvinning (ressursklasse 8 1 ). Gass/kondensat-reservoarene som er identifisert til nå, kalt Gunn, Herja, Hervor og Hild Sør, vil derfor være en del av plan for utbygging og drift (PUD) for Hild. Det er imidlertid nødvendig med ytterligere utforskning før en kan konkretisere omfanget. Anbefalt utbyggingsløsning for Hild er installasjon av en integrert brønnhode-, produksjons- og boligplattform på et stålunderstell med åtte ben (heretter kalt produksjonsplattform). På plattformen vil det bli utført full separasjon av gass og væske samt gasskompresjon. Plattformen vil kobles opp mot et flytende lagerskip for videre separasjon av olje/produsert vann samt lagring av olje. Oljeeksport vil skje ved skytteltankere. Eksport av tørket rikgass vil gå via det britiske rørledningssystemet FUKA. Figur 1-1 viser en prinsippskisse av anbefalt utbyggingsløsning av Hild. Boring vil foregå med en oppjekkbar borerigg ved Hild-plattformen med boretårnet plassert over plattformen (figur 1-1). Det planlegges 4 produksjonsbrønner hver på Hild Olje og Hild Øst. I tillegg kommer 1 brønn for reinjeksjon av produsert vann. Utvinning av Hild Vest og Hild Sentral er planlagt med 1 en brønn i hvert reservoar. Brønnprogrammet vil kunne optimaliseres basert på erfaringer gjort fra foregående boringer og produksjonsresultater. Produksjonsplattform Borerigg Lagerskip Skytteltanker Gassrørledning fra Alwyn Elektrisk- og kommunikasjonskabel fra Kollsnes Gassrørledning fra Hild til FUKA Tilknytning til FUKA N Figur 1-1. Illustrasjon av anbefalt utbyggingsløsning for Hild 1 Oljedirektoratets ressursklassifisering DM# Side 11 av 118 December 2011

12 Akkumulerte CO2-utslipp (1000 tonn) Plan for utbygging, anlegg og drift av Hild Etter en omfattende teknisk og økonomisk vurdering av mulige alternativ, har en konkludert med at den foretrukne utbyggingsløsning vil være å elektrifisere Hild (produksjonsplattform og lagerskip) med kraft fra land via en lavfrekvens vekselstrømkabel fra Kollsnes-området. De økonomiske vurderingene viser at investerings-kostnadene ved overføring av elektrisk kraft fra land er noe høyere sammenlignet med alternativt 2x100 % gassturbiner installert om bord på plattformen. Løsningen med kraftforsyning fra land vil allikevel være økonomisk likestilt når en inkluderer driftskostnadene over feltets antatte levetid samt at brenngassen til turbinene representerer en kommersiell verdi. Antar en videre at Hild plattformens levetid vil bli forlenget ved tilførsel av ekstra gassvolum over tid, det være seg oppside volum innenfor Hild lisensen eller 3.-part, vil løsningen med kraft fra land fremstå som et enda bedre konseptvalg enn en gassturbinløsning. Over tid vil gassturbiner kreve mye vedlikehold og måtte skiftes ut, i tillegg til at den termiske effektiviteten avtar over turbinens levetid. Denne konsekvensutredningen har vurdert mulige positive og negative virkninger av utbygging og drift av Hild på naturressurser, miljø, kulturminner, og samfunn/andre næringer. Utredningen viser generelt neglisjerbare og små negative konsekvenser. For enkelte aktiviteter skyldes dette at avbøtende tiltak allerede er implementert i prosjektplanene. For enkelte andre områder kan det være aktuelt å søke ytterligere tiltak for å redusere konsekvens- og/eller konfliktpotensialet. Slike tiltak er diskutert og presentert i konsekvensutredningen. Anbefalt energiløsning med strøm fra land for produksjonsplattform og lagerskip gir en betydelig reduksjon av nasjonale utslipp til luft av CO 2 og noe redusert utslipp av NO X i forhold til alternativ løsning for kraftproduksjon, se figur 1-2. Med strøm fra land vil årlige utslipp fra driften av feltet i driftsfasen være i størrelsesorden tonn CO 2 og tonn NO X. I bore- og utbyggingsfasen vil det være noe høyere utslipp og i tillegg noe NO X -utslipp fra maritime aktiviteter spesielt. De årlige driftsrelaterte CO 2 -utslippene er i driftsperioden redusert med ca 90% i forhold til alternativet med to gassturbiner offshore, og med 84% over feltets levetid (alle aktiviteter). Dette tilsvarer ca. 2 millioner tonn CO 2 i reduserte utslipp nasjonalt i driftsperioden og avvikling (antatt til ) Anbefalt løsning: Strøm fra land 1000 Løsning med to gassturbiner Figur 1-2. Akkumulerte utslipp av CO 2 fra Hild i et livsløpsperspektiv; anbefalt løsning med strøm fra land sammenstilt mot en løsning med to store gassturbiner på produksjonsplattformen. Konsekvensutredningen antar at boreriggen vil være selvforsynt med elektrisk kraft (fra dieselgeneratorer) ettersom det ennå ikke er konkludert om den kan benytte seg av kraft fra land. Dersom det viser seg teknisk og økonomisk gjennomførbart vil også boreriggen bli drevet med elektrisk kraft via plattformen når den kommer i drift. Dette vil medføre ytterligere reduksjon i utslipp av CO 2 og NOx. DM# Side 12 av 118 December 2011

13 Produsert vann vil, etter rensing, bli reinjisert i det vannførende laget i Frigg-formasjonen via en dedikert deponeringsbrønn. Olje-vann separasjon vil foregå på lagerskipet, og løsningen kan således ha kapasitet for lagring av vann i tilfeller med nedetid på injeksjonsanlegget. For utredningsarbeidet er det antatt at vann vil injiseres i 95% av tiden. Hvis utslipp til sjø er påkrevet vil produsert vann bli renset i henhold til myndighetskrav ved rensing i en kompakt flotasjonsenhet (CFU), med maksimum oljeinnhold i vannet før utslipp på 30 ppm. Borekaks med vedheng av oljebasert borevæske fra de lavere seksjonene er primært planlagt å fraktes til land for behandling og deponering, mens borekaks fra seksjoner boret med vannbasert borevæske er planlagt sluppet ut til sjø. Basert på erfaringer fra miljøovervåking har denne type og omfang av utslipp kun lokale og midlertidige konsekvenser på havbunn/bunnfauna. Det vurderes imidlertid en løsning med termisk behandling av oljeholdig borekaks på riggen, med påfølgende utslipp av renset kaks til sjø. En underlagsstudie utført viser at behandling av oljeholdig borekaks på riggen med påfølgende utslipp av renset kaks er den beste løsningen med hensyn til kost og miljønytte i forhold til alternativene med injeksjon i egen deponeringsbrønn og frakt til land og landdeponering (Acona Wellpro, 2011). Eventuell behandling av oljebasert borekaks på riggen med påfølgende utslipp av renset kaks krever tillatelse fra Klima- og forurensningsdirektoratet. Hild er lokalisert i et område som er karakterisert som viktig for norske og utenlandske fiskerier, spesielt i enkelte perioder av året (tredje kvartal har størst aktivitet). Sikkerhetssoner knyttet til feltinnretning og lagerskip, samt begrensningssone rundt denne som følge av ankerlinjer, vil medføre arealbeslag med negative konsekvenser for fiskeriene. Det er derfor initiert en dialog med relevante myndigheter og parter for å søke å minimere omfanget. Det er begrenset skipstrafikk i området ved Hild og kollisjonsfaren er vurdert som lav. Som følge av meget lavt trykk i Frigg Olje reservoaret er en olje-utblåsning fra Hild lite sannsynlig. Gass/kondensatbrønnene har høyt trykk, men en utblåsning har lav sannsynlighet. Et større oljeutslipp kan også følge av havari av lagerskip eller tilknytting til oljelossing, men dette vil i såfall være begrensede volum. Miljørisikoanalysen angir at miljørisikoen ligger godt innenfor selskapets akseptkriterier. Kun havari av lagerskip gir en liten sannsynlighet for at olje kan drive inn i kystsonen. De største konsekvensene av et akuttutslipp i området er funnet å være skade på sjøfugl. En felttilpasset beredskapsplan for å kunne ivareta eventuelle utslippshendelser og begrense skadene fra et eventuelt oljesøl vil bli utarbeidet. Det er ikke identifisert noen spesifikke konsekvenser ved legging og drift av elektrisk kabel inkludert en kommunikasjonskabel fra Kollsnes til Hild; disse vil bli nedgravd samlet. Dette gjelder også kommunikasjonskabel fra Hild til Huldra. Der kablene må krysse andre rørledninger og kabler vil steindumping bli lagt for å understøtte eller stabilisere disse. Der sjøbunnen er for hard til nedgraving vil steindumping bli lagt. Kablene vil være overtrålbare i hele deres lengde. Prosjektet vil generere inntekter til Staten gjennom skatter og avgifter, samt eierandeler i Petoro og Statoil Petroleum. Det er videre gjort en vurdering av mulige leveranser til norsk næringsliv tilknyttet prosjektets utbyggings- og driftsfase, samt estimert nasjonale sysselsettingsvirkninger. Investeringskostnadene er ca. 25,6 mrd. norske 2011 kroner. Dette er beregnet å kunne gi betydelige norske leveranser av varer og tjenester under utbygging, og kan totalt medføre i størrelsesorden årsverk. De totale driftskostnadene i feltets levetid er anslått til 15 mrd. norske 2011 kroner som består av ordinære kostnader til å drive feltet og transport av olje og gass, samt tariffer og avgifter til Staten. Dette kan gi årsverk per år inklusive konsumvirkninger, eller totalt årsverk i driftsperioden ut år De totale sysselsettingsvirkninger av prosjektet anslås til ca årsverk for utbygging og drift. Da er det sett bort fra virkninger fra avvikling av innretningene som forventes å være omkring på 3,6 mrd. norske 2011 kroner etter DM# Side 13 av 118 December 2011

14 2 INNLEDNING 2.1 Bakgrunn og målsetting Utbygging, anlegg og drift av Hild baserer seg på hydrokarbonreserver i reservoarer innen Hild Unit som består av utvinningstillatelsene 040, 043 og 043BS i blokkene 29/9, 29/6, 30/4 og 30/7 på norsk kontinentalsokkel like ved grensen mot britisk kontinentalsokkel. Rettighetshaverne for feltet er TOTAL E&P NORGE AS, Petoro AS og Statoil Petroleum AS, hvor TOTAL E&P NORGE AS er operatør. Hild ble først oppdaget for over 30 år siden. Feltet består av flere forkastninger og segmenterte gass/kondensat reservoar i Brent-gruppen av Jura alder som ligger mellom til m under havoverflaten. I tillegg er det et overliggende mindre olje/gass reservoar i Frigg-formasjonen av Eocen alder som er kalt Hild Olje og ligger omkring 1 700m under havoverflaten. Basis for utbygging av Hild er de påviste reserver (ressursklasse 2) i Hild Øst med 17,7 milliarder Sm 3 gass og 2,2 millioner Sm 3 kondensat (til sammen 132 millioner fat oe) og Hild Olje på 6,0 millioner Sm 3 olje og 0,8 milliarder Sm 3 gass (til sammen 43 millioner fat oe). Også gass/kondensat-ressursene i Hild Vest og Hild Sentral, som til sammen representerer risket ressurser (ressursklasse 4F) på 13,5 millioner fat oe, er en del av utbyggingen. Det bør her bemerkes at det vil være nødvendig med videre utforskning før påviste ressurser i Hild Vest og Hild Sentral kan bekreftes som reserver. Det er flere gassfylte prospekter i Brent-gruppen innen Hild Unit som vurderes som meget interessante for utvinning og disse vil derfor være en del av plan for utbygging og drift (PUD) for Hild. Det er imidlertid nødvendig med ytterligere utforskning før en kan konkretisere omfanget. De fleste av disse kan dreneres ved brønner boret fra Hild installasjonen. For enkelte reservoar, som ikke kan nås fra Hild, vil en tilknytning fra undervannsinstallasjoner bli vurdert. Gass/kondensat reservoarene som er identifisert til nå er kalt Gunn, Herja, Hervor og Hild Sør. Dimensjonering av prosessutstyr, antall brønnslisser og plassering av produksjonsplattformen tar hensyn til denne oppsiden. Tilleggskostnadene ved å utvinne fra ytterligere reservoarer vil hovedsakelig være offshore med boring og komplettering av brønner på produksjonsplattformen. Innfasing av tilleggsressurser i Hild Unit vil medføre en marginal økning i utslipp til luft fra boring av flere brønner og forlengelse av produksjonsperioden. Konsekvensene på miljø vil tilsvarende kun bli marginalt større. Dette er sannsynliggjort ved å inkludere foreløpige utslippsprognoser for Hild Vest og Hild Sentral. Konsekvensutredningen redegjør for vurderte og anbefalte utbyggingsplaner for Hild. Hensikten er å vurdere mulige positive og negative virkninger på miljø, kulturminner, kulturmiljø, naturressurser og samfunn som følge av utbygging og drift av feltet, samt forebyggende og avbøtende tiltak. Konsekvensutredningen skal inneholde informasjon slik at myndighetene på riktig grunnlag kan vurdere om, og på hvilke vilkår, en godkjennelse av plan for utbygging og drift (PUD) og plan for anlegg og drift (PAD) av en petroleumsforekomst skal gis. Gjennom høringsprosessen har andre aktører enn utbygger mulighet til å komme med synspunkter når det gjelder den eventuelle utbyggingen, anlegget og mulige miljø- og samfunnsmessige konsekvenser som følge av den. Dette er en sentral del av konsekvensutredningsprosessen som sikrer at offentligheten gjøres oppmerksom på alternative utbyggingsplaner og virkninger av en utbygging. Utarbeidelsen av konsekvensutredningen er basert på et utredningsprogram som ble fastsatt av Olje- og energidepartementet (OED) etter en offentlig høring av rettighetshavernes forslag til utredningsprogram (se kapittel 5). DM# Side 14 av 118 December 2011

15 2.2 Rettighetshavere og historie Plan for utbygging og drift av Hild omfatter funn i utvinningstillatelsene 040, 043 og 043BS. Utvinningstillatelse 040 omfatter blokkene 29/9 og 30/7, og 043/043BS blokkene 29/6 og 30/4. Utvinningstillatelsene har nylig fått forlenget lisensperioden til Rettighetshavere i Hild Unit er TOTAL E&P NORGE AS (operatør), Petoro AS og Statoil Petroleum AS, og eierfordelingen er angitt i tabell 2-1. Utvinningstillatelse Blokk TOTAL E&P NORGE AS Petoro AS Statoil Petroleum AS /9, 30/7 51 % 30 % 19 % /6, 30/4 51 % 30 % 19 % 043BS 29/6, 30/4 51 % 30 % 19 % Tabell 2-1. Rettighetshavere og eierfordelingen i Hild Unit. Utvinningstillatelsene 040 og 043 ble tildelt henholdsvis og Opprinnelig var Norsk Hydro operatør under utvinningstillatelse 040 og BP under 043. Den første brønnen i lisensen ble boret i 1975 og det ble oppdaget et lite oljefunn av tertiær opprinnelse. Hovedfunnet, et gass/kondensatreservoar av Jura opprinnelse, ble oppdaget i TOTAL E&P NORGE overtok operatøransvaret for utvinningstillatelse 043 den og for 040 den Lovverk og beslutningsprosess Lovverkets krav til konsekvensutredning Petroleumsloven 4-2 (fra , sist endret ) hjemler krav til konsekvensutredning i forbindelse med utbygging og drift av petroleumsforekomster. Konsekvensutredningen utgjør en del av myndighetenes beslutningsgrunnlag. Det er rettighetshaverne som har ansvaret for å utarbeide konsekvensutredningen. Krav til innhold i konsekvensutredningen er angitt i 22 i petroleumsforskriften (fra , sist endret ) og i veilederen til plan for utbygging og drift av petroleumsforekomst (PUD) og plan for anlegg og drift av innretninger for transport og utnyttelse av petroleum (PAD) (Olje og energidepartementet, 2010) Annet relevant regelverk og tillatelser Petroleumsressursene på Hild ligger på norsk sokkel og feltinnretninger vil plasseres her. Konsekvensutredningen følger derfor norsk regelverk. Eksport av gass fra Hild inkluderer imidlertid tilknytning til en eksisterende rørledning på britisk sokkel og eksport til gassterminalen i St Fergus i Skottland. På britisk side kreves det normalt ikke utarbeidet en konsekvensutredning (Environmental Statement (ES)) etter britisk regelverk for rørledninger kortere enn 40 km. Et slikt alternativ medfører at det i stedet utarbeides en PON 15c (Petroleum Operations Notice) som skal godkjennes av Department of Energy and Climate Change (DECC) i god tid før legging av rørledningen. Det vil være en dialog med britiske myndigheter angående nødvendigheten av en ES. En eventuell ES vil basere seg på vurderingene gjort i denne konsekvensutredning. EUs habitatdirektiv er implementert i britisk regelverk (ved forskrift av 2001, revidert i 2007) og kan være relevant for den delen av gassrørledningen som vil legges på britisk sokkel. Herunder inngår krav til gjennomføring av forkantundersøkelser. Steindumping og annen form for rørledningsbeskyttelse er videre gjenstand for en Pipelines Work Authorisation søknad (inkludert en PON15) etter britisk regelverk. I forhold til konsekvensutredning for tiltak med potensial for grenseoverskridende forurensning, og vedrørende samarbeid om beredskap mot akutt forurensning, har både Norge og Storbritannia DM# Side 15 av 118 December 2011

16 signert internasjonale avtaler (for eksempel Espookonvensjonen og Bonnavtalen). Disse avtalene følges opp av de respektive land. Forurensningsloven gjelder ved utslipp til luft, utslipp til sjø, bruk og utslipp av kjemikalier, avfallshåndtering, og vil gjelde ved boreoperasjoner, utbygging og drift av petroleumsanlegg. Rettsområdet innebefatter også krav til miljørisikoanalyse og planer for beredskapstiltak ved akutt forurensning. I henhold til petroleumsforskriften 23, jf. petroleumsloven 4-4, skal rettighetshaver søke departementet om produksjonstillatelse, herunder også tillatelse til fakling og kaldventilering. Rammeforskriften innen helse, miljø og sikkerhet (HMS) i petroleumsvirksomheten (fra ) setter spesifikke krav til helse-, miljø- og sikkerhetsmessige forhold. Forskriftene er fastsatt av Petroleumstilsynet (Ptil), Helsedirektoratet, Mattilsynet og Klima- og forurensningsdirektoratet (Klif) og forskriftene er underlagt Ptils myndighetsområde. I tråd med kulturminneloven 9, plikter rettighetshaverne å melde ifra hvis petroleumsvirksomheten vil virke inn på fredede kulturminner. I driftsperioden antas det at produksjonsplattformen og FSO forsynes med elektrisk kraft fra via en kabel fra Kollsnes som vil være tilgjengelig ved oppstart i Aktuelle tilknytningspunkt på Kollsnes er eksisterende 132 kv og 300 kv anlegg og Hild vil derfor representere et begrenset omfang av nye installasjoner innenfor et område som allerede er regulert til industriformål. Det er derfor planlagt å sende søknad om anleggskonsesjon uten konsekvensutredning til NVE, ref. Energiloven. En oversikt over nødvendige søknader og tillatelser som må innhentes fra norske og eventuelt britiske myndigheter er gitt i tabell 2-2. Søknad Plan for utbygging og drift av en petroleumsforekomst inkludert konsekvensutredning Utslippstillatelse boring Samtykke boring Søknad om produksjonstillatelse Utslippstillatelse klargjøring av rørledninger Utslippstillatelse drift Konsesjon til å bygge og drive anlegg på land (ut til grunnlinjen). Konsekvensutredning dersom i henhold til plan og bygningslovens kapittel 14. Petroleum Operations Notice (PON) 15c (rørlegging på britisk kontinentalsokkel) Environmental Statement (konsekvensutredning, britisk kontinentalsokkel) Gjeldende lovverk/ansvarlig myndighet Petroleumsloven/ Olje- og energidepartementet /Arbeidsdepartementet Forurensingsloven/ Klima- og forurensningsdirektoratet Petroleumsloven/ Petroleumstilsynet Sendes Olje- og energidepartementet med kopi til Oljedirektoratet Forurensingsloven/ Klima- og forurensningsdirektoratet Forurensingsloven/ Klima- og forurensningsdirektoratet, Statens strålevern for radioaktive forbindelser (i produsert vann) Energiloven 3-1/ Norges vassdrags- og energidirektorat The Offshore Petroleum Production and Pipe-lines (Assessment of Environmental Effects) Regulations 1999 and Amendment Regulations 2007/ Department of energy and climate change The Offshore Petroleum Production and Pipe-lines (Assessment of Environmental Effects) Regulations 1999 and Amendment Regulations 2007/ Department of Energy and Climate Change Tabell 2-2. Nødvendige søknader og tillatelser tilknyttet utbygging, anlegg og drift av Hild. Nødvendige søknader/tillatelser ved eksport av gass i rørledning til Storbritannia er markert med grønt. DM# Side 16 av 118 December 2011

17 2.4 Tidsplan for konsekvensutredningsprosessen Tabell 2-3 viser forventet tidsplan for konsekvensutredningsprosessen. Aktivitet Tidsplan Oversende forslag til utredningsprogram til relevante høringsinstanser 1. februar 2011 Offentlig høring av forslag til utredningsprogram 1. februar april 2011 OED fastsettelse av program for konsekvensutredning 6. juli 2011 Offentlig høring av konsekvensutredning 8. desember februar 2012 Antatt godkjenning av plan for utbygging, anlegg og drift Juni 2012 Tabell 2-3. Tidsplan for Hild konsekvensutredningsprosess. Aktiviteter markert med grønt er utført. Høringsperioden for konsekvensutredningen er satt til 8 uker i samråd med Olje- og energidepartementet. 2.5 Helse, miljø og sikkerhet TOTAL E&P globalt arbeider aktivt for å opprettholde og videreutvikle en høy standard på HMS og kan vise til en meget god historikk innen disse områdene. Kravene innen HMS og kvalitet er nedfelt i HMS-politikken til TOTAL E&P NORGE. TOTAL E&P NORGE har siden år 2000 vært sertifisert etter standarden EN-ISO for miljøledelse. ISO er et styringsverktøy som blir revidert av en uavhengig godkjent revisor årlig og skal hjelpe selskap og andre organisasjoner med å evaluere, rapportere og forbedre sine miljøprestasjoner. For å kunne forbedre miljøprestasjonene og gjøre riktige valg er det vesentlig å ha kunnskap om effektene innen helse- sikkerhet og miljø. Ett av TOTAL E&P sine fem forskningssentre er lagt til Norge og TOTAL E&P NORGE er den største utenlandske bidragsyteren til norsk forskning med et årlig budsjett på ca. 85 millioner kroner. Innen miljørelatert forskning har Forsknings- og Utviklingsavdelingen i Norge siden 1998 bidratt med ca. 12 millioner kroner hvert år til miljørelatert forskning på effekter av utslipp, utvikling av modeller for risikovurderinger, overvåkningsmetodikk, renseteknologi for produsert vann og utvikling av utstyr til oljevernberedskap. Dette er kunnskap som benyttes for å kunne sannsynliggjøre valgene ut i fra den overordnede miljøfilosofien for utbyggingen av Hild om å redusere det miljømessige fotavtrykket i samsvar med As low as reasonable practicable (ALARP)- prinsippet. Hovedprinsippene er således: Ingen kontinuerlige utslipp av hydrokarboner til sjø produsert vann returneres til plattformen for reinjeksjon Bruk av elektrisk kraft fra land (alternativ er bruk av lav NO x turbiner, som er vurdert som BAT offshore). Delvis strømforsyning fra land via plattform til lagerskip (FSO) for å unngå å bruke dieselgeneratorer for kraftgenerering ved normal drift. Bruk av rustfritt stål for å redusere behov for kjemikalier i rød kategori som på grunn av negative miljøpåvirkninger er pålagt å fases ut (kjemikalier er inndelt etter fargekoder i henhold til Klif s kategorisering av kjemikalier). Tilrettelegge plattformen for mulig elkrafttilknytning av boreriggen Lukket fakkel på Hild installasjonen. Gjenvinningsanlegg for VOC på FSO. Transport av oljebasert borekaks til land for behandling. Vurdere nærmere muligheten for termisk behandling av oljebasert borekaks på borerigg med påfølgende utslipp. Vil ikke medføre endringer i design på plattformen, og vil være gjenstand for en søknadsprosess til Klif. DM# Side 17 av 118 December 2011

18 I prosessen med konseptvalg for Hild har utfordringene knyttet til oljekvalitet vært styrende for hvilke løsninger som ble vurdert som mulige teknisk og kommersielt sett (kapittel 3.3. redegjør nærmere for hvilke vertsplattformer / utbyggingsløsninger som er studert). Miljøvurderinger utgjør en integrert del av TOTAL E&P NORGE sine interne beslutningsprosesser. I tillegg til interne krav og spesifikasjoner er NORSOK S-003 standarden benyttet som grunnlag ved design av plattformen. Som en viktig premiss for TOTAL E&P NORGE sine vurderinger av miljøløsninger for Hild ligger prinsippet om bruk av best tilgjengelige teknikker (BAT). I dette legges det til grunn at det til enhver tid velges den løsningen som samlet sett gir minst mulig skade på miljøet og hvor de beste resultatene oppnås ved hjelp av de mest effektive teknikkene (inkludert teknologier). Kostnadene og miljøeffekten som oppnås, bør ikke stå i et misforhold. Forhold som vurderes ved fastsettelse av BAT er installasjonens design, styring, vedlikehold, operasjoner og avvikling. BAT prinsippet er definert i EUs Integrated Pollution Prevention and Control (IPPC)-direktiv, artikkel 2 (11), samt i rammeforskriften og i forurensningsloven. For utbyggingen av Hild er det gjort vurderinger angående bruk av BAT på en rekke systemer, herunder blant annet for beslutninger angående valg av kraftforsyning, løsning for olje/vannseparasjon, kjølevann og borekakshåndtering. Resultatene av vurderingene inngår i miljøkonsekvenskapitlet (kapittel 7). DM# Side 18 av 118 December 2011

19 3 TILTAKSBESKRIVELSE OG PLANER 3.1 Feltbeskrivelse Hild er lokalisert i den nordvestre del av norsk sektor i Nordsjøen, 2 0'53,403ʺØ, 60 30' 22,302ʺN (østlig X: og nordlig Y: ), helt opp mot grenselinjen med Storbritannia. Hild ligger 151 km vest for fastlands-norge og 45 km vest for Oseberg-/Troll-området (figur 3-1). Havdybden ved plattformen er 115 m, mens den ved lagerskipet er 120 m. Hild Figur 3-1. Plassering av Hild i Nordsjøen. 3.2 Reservoarbeskrivelse Hild ble oppdaget så tidlig som i 1975, men på grunn av store usikkerheter knyttet til reservoaret har feltet ikke blitt bygget ut tidligere. I 2009/2010 ble det boret en avgrensingsbrønn og prøvetaking (i form av kjerneprøver og væske- og gassprøver) og testing av reservoaret ble gjennomført. Dette ga en forbedret forståelse av hydrokarbonforekomstenes kvalitet og størrelse, strømningsegenskapene i oljereservoaret og kommunikasjonen mellom de forskjellige delene av gass/kondensatreservoarene. Hild består av to nivå; flere gass/kondensatreservoar i Brent-gruppen av Jura alder og et overliggende oljereservoar i Frigg-formasjonen av Eocen alder; som vist på figur 3-2. Gass/kondensat-reservoarene Hild Øst, Hild Vest og Hild Sentral i Brent-gruppen klassifiseres som reservoar med høyt trykk (HP). Et sterkt vannførende lag vil gi vanndriv i reservoaret og begrenser den naturlige trykkavlastningen ved produksjon. Hild Olje i Frigg-formasjonen er tilnærmet under hydrostatisk trykk. Den vertikale avstanden mellom Brent-gruppen og Frigg-formasjonen er om lag 2100m. DM# Side 19 av 118 December 2011

20 Qliq - sm3/d Qg - M sm3/d Plan for utbygging, anlegg og drift av Hild Figur 3-2. Lokalisering av Hild Øst, Hild Vest, Hild Sentral og Hild Olje Ressurser og produksjonsplaner Utbyggingen av Hild er grunnlagt i en utvinningsstrategi basert på først å utvinne Hild Øst (gass/kondensat) og Hild Olje (olje) samtidig. Gass/kondensat og olje vil utvinnes uten trykkstøtte. Oljereservene i Frigg-formasjonen vil bli produsert ved hjelp av gassløft. Produksjonen fra Hild Vest og Hild Sentral vil fases inn noe senere (figur 3-3). Før produksjonsstart planlegges det å bore tre produksjonsbrønner på Hild Olje og en på Hild Øst samt en reinjiseringsbrønn for produsert vann i Frigg-formasjonen. Deretter vil ytterligere en brønn på Hild Olje og tre brønner på Hild Øst bli boret samtidig som det produseres fra de første brønnene. På Hild Vest og Hild Sentral planlegges en produksjonsbrønn i hvert reservoar. Dette boreprogrammet og antall brønner kan forandres over tid avhengig av produksjonsforløpet. Planlagt oppstart av olje- og gassproduksjon er satt til 4. kvartal Figur 3-3 viser foreløpig produksjonsprofil for Hild Hild East + Frigg oil + West/Central West/Central water Frigg water Hild East condensate Field 100% availability Hild East+Frigg gas Hild East water West/Central cond. Frigg oil HE+Frigg+ HW/HC gas Frigg gas Figur 3-3. Foreløpig produksjonsprofil for gass og væske fra Hild. Q liq er volum væske. Q g er volum gass. DM# Side 20 av 118 December 2011

21 Vannproduksjonen, hovedsakelig fra Hild Olje, er antatt å stige nokså raskt de første årene. Deretter vil økningen avta mot slutten av driftsperioden (figur 3-3). Produsert vann vil renses på det flytende lagerskipet og injiseres fra plattformen tilbake i det vannførende laget i Frigg-formasjonen Reservoarovervåking / seismiske undersøkelser I Hild-området er det innhentet 3D seismikk i henholdsvis 1991, 2003 og 2005 som en del av kunnskapsgrunnlaget før lete- og avgrensningsboringer. For reservoarovervåking av feltet planlegges 4D undersøkelser; muligens i 2014 som vil gjentas med en undersøkelse i Disse undersøkelsene vil gjennomføres i henhold til gjeldende krav og retningslinjer Mulige fremtidige tilleggsressurser Det er flere gassfylte prospekter i Brent-gruppen innen Hild Unit som vurderes som meget interessante for utvinning. Det er imidlertid nødvendig med ytterligere utforskning før en kan konkretisere omfanget. De fleste av prospektene kan dreneres ved brønner boret fra Hildinstallasjonen. For enkelte reservoar, som ikke kan nås fra Hild, vil en tilknytning fra undervannsinstallasjoner bli vurdert. Gass/kondensat-reservoarene som er identifisert til nå er kalt Gunn, Herja, Hervor og Hild Sør. Disse vil derfor være en del av plan for utbygging og drift (PUD) for Hild. Dimensjonering av prosessutstyr, antall brønnslisser og plassering av produksjonsplattformen tar hensyn til denne oppsiden av tilleggsressurser. Tilleggskostnadene ved å utvinne fra ytterligere reservoarer vil hovedsakelig være offshore med boring og komplettering av brønner på produksjonsplattformen. 3.3 Alternative utbyggingsløsninger Lisensen har tidligere vurdert muligheten for en trinnvis utbygging, med havbunnsbasert testproduksjon av gass og deretter mulighet for videre utbygging til full gass- og oljeproduksjon. Disse planene ble skrinlagt og en planlegger nå en utbygging som omfatter utvinning av både oljeog gassressursene i Hild Øst og Hild Olje samlet. En rekke utbyggingsløsninger har blitt vurdert for utbyggingen av Hild, herunder overflate- eller havbunnsinnretninger med tilknytning til andre felt samt selvstendig utbygging Tilknytning til eksisterende felt I det geografiske området hvor Hild er lokalisert finnes flere eksisterende felt både på norsk og britisk side. En rekke eksisterende felt har derfor vært vurdert for mulig tilknytning av Hild, herunder Oseberg, Heimdal, Kvitebjørn, Troll, Alwyn, Bruce og Forvie (figur 3-4). Konseptvurderingene har omfattet havbunnsproduksjon på Hild med eksport av gass og kondensat samlet, eller i separate strømmer til ulike vertsplattformer. I de senere vurderinger har oppmerksomheten vært rettet mot Oseberg og Alwyn (på britisk side) som vertsplattformer. Problemer med høy viskositet, høyt syretall (lav ph) i Hild-oljen, samt manglende gasskapasitet på disse feltene, umuliggjorde havbunnsutbygging med produksjon til Oseberg eller Alwyn. Årsaken til at olje med høyt syretall (TAN) ikke er ønsket blandet med andre oljer et at en vanligvis har en spesifikasjon på TAN ved oljesalg. Ved innblanding av høy TAN-olje vil en komme over salgsspesifikasjon og få en lavere pris. En annen ulempe med høy TAN-olje kan være en høyere risiko for utvikling av emulsjonsstabiliserende egenskaper og økt korrosjon. En kombinert utbygging med egen innretning og tilknytning/eksport til henholdsvis Oseberg, Alwyn eller en kombinasjon av disse er også vurdert. Tilsvarende forhold som nevnt ovenfor for havbunnsutbygging, umuliggjorde dette. I tillegg ville det kreve svært omfattende ombygginger på Alwyn, noe som gjorde denne løsningen uøkonomisk. DM# Side 21 av 118 December 2011

22 Kvitebjørn Huldra Alwyn Dunbar Hild Oseberg Nuggets Rhum Bruce Heimdal Figur 3-4. Vertsplattformer vurdert for Hild. Tilslutningsstudier til Oseberg hadde lignende konklusjon hvor både tillatte vektlaster og eksplosjonslaster for anlegget ville bli oversteget. Operatøren på Oseberg konkluderte også med at på grunn av stor aktivitet med andre prosjekter ville det være svært vanskelig å gjennomføre prosjektet innen de gitte tidsrammer. For begge alternativene ville kvaliteten (syretallet) til Hild-oljen forringet feltenes egen oljekvalitet slik at oljens verdi ville bli vesentlig nedsatt Selvstendig utbygging Tredje konseptkategori er en egen utbygging, med full eller delvis prosessering på feltet. Her er også mange eksportalternativer vurdert, og omfatter igjen del-eksport til felt som Oseberg, Alwyn eller Troll (figur 3-5). Som følge av utfordringene knyttet til Hild-oljen (høy viskositet, høyt syretall og behov for høy separasjonstemperatur for å unngå dannelse av karbonat/naftalenavsetninger) er det konkludert med å bygge ut feltet med en egen innretning for oljeproduksjon. Gasseksport til Heimdal er vurdert, enten direkte til Heimdal eller til Heimdal via Huldrarørledningen. Kapasitetsproblemer på Heimdal, gjenbruk av Huldra-rørledningen for Valemon, samt betydelig høyere investeringskostnader enn alternativene har talt imot denne løsningen. Videre har det blitt vurdert å ta gassen til Kårstø via tilknytning til Brage Tee og Statpiperørledningen, men denne løsningen er forlatt på grunn av manglende kapasitet i rørledningen. Gasseksport til FUKA rørledningssystem på britisk sokkel er således funnet å være en bedre løsning som medfører en 70 km rørledning til en eksisterende undervannsinstallasjon kalt TP1 pluggsluseramme som ligger ca. 3,5 km vest av Frigg-feltet som nå er avviklet. Anbefalt utbyggingsløsning for Hild er nærmere beskrevet i avsnitt 3.5. DM# Side 22 av 118 December 2011

23 Figur 3-5. Oversikt over vurderte eksportløsninger for gasseksport. 3.4 Vurdering av energiløsninger I henhold til Stortingets beslutninger skal det for nye utbyggingsprosjekter til havs gjøres vurderinger av energiløsning med kraftoverføring fra land. For Hildutbyggingen er det sett på direkte overføring fra land, samt overføring fra andre felt i området, eventuelt fra en kabel som måtte legges i området i fremtiden. I tillegg er det sett på en konvensjonell løsning for kraftforsyning, med gassturbiner Kraft basert på gassturbiner på plattformen I en tidlig fase av prosjektet ble det vurdert en lokal kraftgenerering på plattformen ved hjelp av to generatorer som hver ble drevet av en LM 2500 G4 gassturbin med lav-nox teknologi. På grunn av økt kraftbehov på plattformen ble det imidlertid behov for ytterligere en slik generator, eventuelt to større (LM 6000). Siste del av forprosjektet benyttet løsningen med to store generatorer som kraftforsyning. Dette medførte en annen design og en større plattform. I pre-prosjekteringsfasen ble det identifisert at det var teknisk mulig med en løsning med strøm fra land som et godt alternativ til lokal kraftgenerering. I den foreliggende konsekvensutredning er det benyttet en løsning med kraft fra land som anbefalt utbyggingsløsning. Denne løsningen er sammenlignet med lokal kraftgenerering på selve plattformen med to LM 6000 turbiner Kraft fra nærliggende plattform Det er teoretisk vurdert å være teknisk mulig for Hild å få kraft fra Oseberg eller en annen nærliggende plattform i området. Det er derimot identifisert at ingen av de nærliggende plattformene har planer om å elektrifiseres i nærmeste fremtid. En løsning med kraft fra annen plattform er ikke forenelig med tidsplanen for Hild-prosjektet med produksjonsstart i Av den grunn er dette alternativet ikke undersøkt videre. Figur 3-6 viser en oversikt over nærliggende DM# Side 23 av 118 December 2011

24 plattformer der Hild teoretisk kunne fått kraft fra hvis disse i fremtiden blir elektrifisert, avstander gitt i tabell 3-1. Den lengste kjente vekselstrømkabelen hittil er 100 km (figur 3-11). Kvitebjørn Dunbar Nuggets Alwyn Huldra 70 km 50 km 30 km 40 km 10 km Hild Oseberg Rhum Bruce Heimdal 100 km Figur 3-6. Nærliggende felt til Hild Avstand fra Hild Faste overflatestrukturer på den norske kontinentalsokkelen i forhold til Hild 0-45 km Oseberg km Huldra, Kvitebjørn, Brage km Alvheim, Heimdal, Troll, Gullfaks, Statfjord, Snorre, Visund Tabell 3-1. Faste overflatestrukturer på norsk kontinentalsokkel i nærheten av Hild (Kilde: Oljedirektoratet) Tilknytning til nettverk Det har vært vurdert om Hild kan tilknyttes et mulig fremtidig elektrifiseringsnettverk i området. Dette er funnet å kunne være mulig innenfor et område på 100 km (DNV, 2011c). Det er derimot en del utestående problemer som må løses før plattformer kan knyttes til et slikt nettverk langs norskekysten. Det er ikke ansett som sannsynlig at et slikt rutenett vil være tilgjengelig før i 2020 (DNV, 2011c). Et annet alternativ er tilkobling til en eventuell fremtidig kabel mellom Norge og UK. Det er derimot lite sannsynlig at designen på kabelen vil endres for å inkludere et tilførselspunkt for vekselstrøm/likestrøm. Totalt sett er det vurdert å være for mange usikkerheter knyttet til slike løsninger for Hild. Av den grunn er disse alternativene ikke undersøkt videre. DM# Side 24 av 118 December 2011

25 3.4.4 Kraft fra land direkte til Hild Kraftoverføring fra land til Hild via en høyspent likestrømskabel (HVDC) er vurdert, men vil ikke være en mulig teknisk løsning. Hild-plattformen har ikke den tilgjengelige plassen dette krever og er heller ikke dimensjonert for den vekten som en HVDC-omformer om bord representerer. Derimot er en løsning med en lavfrekvens vekselstrømkabel vurdert å være en løsning som gir både en høy driftsregularitet og et positivt bidrag til arbeidsmiljø samt forenklet drift og vedlikehold. De økonomiske vurderingene viser at investeringskostnadene ved overføring av elektrisk kraft fra land er noe høyere sammenlignet med alternativt 2x100 % gassturbiner installert om bord på plattformen. Løsningen med kraftforsyning fra land vil allikevel være økonomisk likestilt når en inkluderer driftskostnadene over feltets antatte levetid samt at brenngassen til turbinene representerer en kommersiell verdi. Antar en videre at Hild plattformens levetid vil bli forlenget ved tilførsel av ekstra gassvolum over tid, det være seg oppside volum innenfor Hild lisensen eller 3.-part, vil løsningen med kraft fra land fremstå som et enda bedre konseptvalg enn en gassturbinløsning. Over tid vil gassturbiner kreve mye vedlikehold og måtte skiftes ut, i tillegg til at den termiske effektiviteten avtar over turbinens levetid. Etter en omfattende teknisk og økonomisk vurdering av mulige alternativ, har en konkludert med at den foretrukne utbyggingsløsning vil være å elektrifisere Hild med kraft fra land via en lavfrekvens vekselstrømkabel fra Kollsnes-området. Løsningen er nærmere presentert i kapittel Beskrivelse av anbefalt utbyggingsløsning Feltinnretninger Anbefalt utbyggingsløsning for Hild er installasjon av en ny integrert brønnhode-, produksjons- og boligplattform på et stålunderstell med 8 ben (figur 3-7). Understellet vil ha en vekt på tonn. Boligplattformen er designet for maksimum 95 personer. Under normal drift er det forventet å være mindre enn 20 personer om bord, men antallet vil være høyere under vedlikehold og reparasjoner som er planlagt utført i kampanjer. På plattformen vil det bli utført full separasjon av gass og væske samt gasskompresjon. Understellet vil ha en konduktorramme med plass til 21 brønnslisser. Beregnet levetid for installasjonen er 30 år. Videre vil plattformen kobles opp mot et flytende lagerskip (FSO) for separasjon av olje/produsert vann samt lagring av olje. Lagerskipet vil enten være et konvertert skytteltankskip eller et nytt skip. Det er planlagt en lagerkapasitet på om lag fat olje. Den optimale plasseringen av lagerskipet er øst for plattformen på grunn av dominerende vindretning. Hildplattformen vil ha anlegg for prosessering, brønner, hjelpesystemer (kraftforsyning, etc.) og boligmodul. Plattformen vil bli designet for fremtidig fjernstyring fra land. Hildprosessen er basert på full stabilisering av olje/gass samt lagring og lossing av olje/kondensat på feltet. Etter separasjon på Hildplattformen kjøles gassen ned til om lag 23 ºC før behandling i væskeutskiller (scrubber). Denne prosessen vil sikre at eksportgassen møter eksportspesifikasjonene og fjerner kondensert vann fra gassen før kompresjon. Gassen vil deretter tørkes i et glykolekstraksjonstårn og eventuelle spor av kvikksølv fjernes før gassen måles og eksporteres. Etter separasjon på Hildplattformen overføres olje, kondensat og vann til lagerskipet hvor vannseparasjon og avsaltning foretas i en vasketankprosess før oljen eksporteres til markedet ved hjelp av skytteltankere. DM# Side 25 av 118 December 2011

26 Figur 3-7. Illustrasjon av Hildplattformen. Avstanden fra Hildplattformen til lagerskipet er om lag 3,4 km. Plattformen og lagerskipet knyttes sammen av en 12 rørledning for olje/kondensat/vann, en 10 rørledning for retur av produsert vann for injisering fra plattformen en 8 rørledning for dekkgass samt en navlestrengkabel som inneholder kraftkabel og en fiberoptisk kabel. Lagerskipet vil være innleid og ligge fast på feltet. En oppjekkbar borerigg vil utføre alle boreoperasjoner. En skjematisk fremstilling av anbefalt utbyggingsløsning er gitt i figur 3-8. Produksjonsplattform Borerigg Lagerskip Skytteltanker Gassrørledning fra Alwyn Elektrisk- og kommunikasjonskabel fra Kollsnes Gassrørledning fra Hild til FUKA Tilknytning til FUKA N Figur 3-8. Illustrasjon av anbefalt utbyggingsløsning for Hild DM# Side 26 av 118 December 2011

27 Kraftbehov[MW] Plan for utbygging, anlegg og drift av Hild Kraftbehov og energiløsning Gjennomsnittlig energibehov i driftsfasen er antatt å ligge nær 40 MW. De største energibrukerne vil være gasseksport, vanninjeksjon, prosessering og gassløft, se figur 3-9. Når lagerskipet ligger på svai vil det få overført ca 2 MW kraft fra Hild via en egen kraftkabel. Ved lossing av olje og kondensat til skytteltankere vil lagerskipet selv generere kraft ved hjelp av dieselgeneratorer. Det er ikke identifisert noe stort varmebehov for prosesseringen av gass/kondensat og olje. Det samlede maksimale kraftbehovet er vurdert til å ligge på rundt 45 MW. Det er derimot planlagt en kabel som er i stand å levere 55 MW til produksjonsplattformen siden kostnadene er nesten de samme som en 45 MW kabel. Denne ekstra kapasiteten vil kunne være tilgjengelig f. eks. til borerigg. Et tap på ca. 10 MW er beregnet ved kraftoverføring fra Kollsnes til Hild. Det betyr at ønsket effekt fra Kollsnes vil være 65 MW for å kunne gi en effekt på 55 MW på plattformen. En vekselsstrøms kabel vil være ca. 170 km med utganspunkt fra Kollsnes. Den er planlagt nedgravd til ca. en meter under sjøbunnen og vil inkludere en av de to fiberoptiske kablene for fjernstyring av Hild. 40 Estimert kraftbehov - Normal drift trinns rekompressor Gasseksport PVRI Andre operasjoner FSO Figur 3-9. Oversikt over de største energibrukerne på Hild (Add Novatech, 2011). Over feltets levetid (livsløpsperspektiv) er det gasseksport som krever størst energimengde med 50%. De andre største energibrukerne er vanninjeksjon (17%), plattformoperasjoner (13%) og materialproduksjon for innretninger og infrastruktur (8%), figur % 8 % 1 % 1 % 1 % 2 % 6 % 17 % Fordeling av Energibehov 1 % 0 % 50 % Gassleveranse Vanndeponering Basis plattformdrift Ståltilvirkning FSO basis last Skip og båter Boring - flyttbar innretning Oljeleveranse Rørlegging Helikoptertransport Ståltransport Figur Prosentvis fordeling av energibrukerne på Hild over feltets levetid. (Add Novatech, 2011) DM# Side 27 av 118 December 2011

28 Basisalternativet for Hild er basert på å hente kraft fra land via en vekselstrømkabel (50 Hz) fra Kollsnes like utenfor Bergen. Denne løsningen vil kunne la seg gjennomføre i tilstrekkelig tid før produksjonsstart i fjerde kvartal 2016, forutsatt at det er tilgjengelig kraft fra land ved oppstart av Hildutbyggingen (Aker Solutions, 2011b). Det er gjennomført dedikerte studier for å vurdere ulike løsninger for hvordan Hild kan få overført elektrisk kraft fra land (Aker Solutions, 2011b, DNV, 2011c). Hild er lokalisert 151 km fra kysten. Figur 3-11 er basert på simuleringer og viser en indikasjon av overføringskapasitet som en funksjon av lengde for ulike teknologiske overføringsvalg. Figuren viser at Hild ligger innenfor et område hvor overføring av kraft via en vekselstrømkabel fra land er mulig. En utfordring ved bruk av en løsning med vekselstrømkabel er den høye kapasitansen av kabelen, som resulterer i et betydelig energitap. Den lengste kjente vekselstrømkabelen er 104 km, 90 kv kabel mellom Isle of Man og England. Gjøaplattformen får strøm via en 100 km, 90 kv vekselstrømkabel. Aker Solutions (2011b) anbefaler at Hildplattformen får strøm via en 170 km lang, 90 kv vekselstrømkabel fra Kollsnes. På Kollsnes vil det bli benyttet eksisterende infrastruktur. Konsesjonsprosessene for å kunne kobles på strømnettet er i gang. 200 Statnett- Ormen Lange Nyhamna 420 kv 4 km> 300 MVA HVDC effektoverføring Valhall HVDC light 78 MW 290km Troll A 45 kv 20 MVA 50km Goliat 90 kv 70 MW 100km Hild 90 kv 55 MW 170km Gjøa 90 kv 45 MW 100km AC effektoverføring Avstand (km) Figur Indikasjon av overføringskapasitet som en funksjon av lengde for forskjellige kraftoverføringsmuligheter, basert på simuleringer (NVE, 2008). AC: vekselstrøm, HVDC high voltage direct current. Den planlagte traséen for kraftkabelen fra Hild til Kollsnes vil gå forbi Tune og 5 km sør for Oseberg D. Videre er kraftkabelen planlagt lagt parallelt med den eksisterende Oseberg-Sture rørledningen. Kabelen vil deretter legges østover til Norskerenna. Ved den vestre skråningen fra Norskerenna planlegges kraftkabelen lagt sammen med eksisterende rørledninger og kabler før landfall ved Kollsnes skjer via indre Kollsøyvågen. Landfall ved Kollsnes er planlagt å foregå sammen med den eksisterende Troll-Kollsnes kabelen. Planlagt trasé for kraftkabelen fra Kollsnes til Hild er gitt i figur 3-12 (DOF Subsea, 2011). Traséen er beregnet å være 170 km lang og kraftkabelen vil spyles ned mellom 0,7-1,0 m langs hele kabeltraséen, for så og dekkes over. Installasjonen av kraftkabelen er beregnet å vare i 120 dager. Kabelen vil under hele leggeoperasjonen bli overvåket av en ROV for å sikre riktig posisjon. En illustrasjon av kabellegging er vist i figur Undersøkelser av havbunn langs planlagt trasé mellom Hild og Kollsnes for kraftkabel og telekommunikasjonskabel gjennomføres høsten Endelig trasé vil bli anbefalt etter dette. DM# Side 28 av 118 December 2011

29 Figur Oversikt over planlagt trasé for kraft- og telekommunikasjonskabel til Hildplattformen fra Kollsnes se rød strek (DOF Subsea, 2011) Figur Skjematisk fremstilling av installasjonen av kraftkabelen fra Hild til Kollsnes Hild telekommunikasjonskabler Det er planlagt å legge to uavhengige fiberoptiske kabler fra Hild til land for å kunne opprette en sikker kommunikasjon for en integrert operasjon av produksjonsplattformen og lagerskipet fra land: Den ene er planlagt lagt sammen med den elektriske kabel fra Kollsnes (se figur 3-12). Den andre fiberoptiske telekommunikasjonskabelen fra Hild vil tilknyttes en eksisterende kabel ved Huldra, som vist på figur Traséen vil gå nord for Vikingbanken. Havdybden i området ligger på mellom meter og havbunnen består av sand og grus (Global Marine Systems, 2011). Kabelen vil generelt graves ned (1m) og ved overkrysninger av eksisterende rørledninger/kabler vil kabelen beskyttes med duk og betongmadrasser. DM# Side 29 av 118 December 2011

30 Figur Planlagt trasé for fiberoptisk telekommunikasjonskabel mellom Hild og Huldra (Global Marine Systems, 2011). Undersøkelser av havbunn langs planlagt trasé for kommunikasjonskabel mellom Hild og Huldra gjennomføres høsten Endelig traséer vil bli anbefalt etter dette Prosessering og kjemikaliebehov Hildoljen er prosessmessig utfordrende. Den har høy tetthet, høy viskositet og høyt syretall. Den inneholder videre kalsium og har en risiko for å inneholde Tetra Protic Acid (TPA) som kan danne kalsiumnaftenat ved de rette betingelsene. Prosessanlegget på Hild skal derfor designes for å forhindre/redusere utfellinger av naftenater. Det antas forøvrig at tilstedeværelse av naftenater i oljen fra Hild Olje i Frigg-formasjonen ikke vil medføre store problemer knyttet til avleiring siden mesteparten vil avsettes i reservoaret. Det er også en risiko for utfelling av barium- og strontiumsulfat i prosessanlegget. Risikoen for utfelling av kalsiumkarbonat er størst i starten av produksjonsperioden, og øker med temperaturen. Det er derfor anbefalt å holde temperaturen i væske-gass separatorene så lav som mulig. Tiltaket vil redusere risiko for utfelling av kalsiumkarbonat og samtidig redusere behov til å tilsette avleiringshemmende kjemikalier. På grunn av oljens høye tetthet er det forventet dannelse av emulsjoner. For å skille vann og olje må det derfor tilsettes emulsjonsbryter. Det kan også bli aktuelt å tilsette en skumdemper. Utfelling av asfalten er ikke forventet. Under produksjon er utfelling av voks heller ikke forventet. For å forhindre utfelling av voks er det imidlertid anbefalt å holde temperaturen over 25 o C i rørledninger og på installasjonene. Det kan også bli aktuelt å tilsette korrosjonshemmer. For å redusere behov for korrosjonshemmende kjemikalier, vil rustfritt stål benyttes. For å forhindre hydratdannelse vil det bli tilsatt en hydrathemmer. For å opprettholde stabil produksjon på Hild og forhindre brønnproblemer kan det således bli nødvendig å tilsette følgende kjemikalier: Avleiringshemmer(e) ph buffer Korrosjonshemmer Biosid Metanol/Mono etylen glykol (MEG) Emulsjonsbryter Skumdemper H 2 S fjerner Kjemikalier vil bli valgt basert på de mest miljøakseptable kjemikalier tilgjengelig som samtidig tilfredsstiller tekniske krav i henhold til intern prosedyre for valg av kjemikalier og regelverkskrav. For ferskvannbehandling kreves i tillegg et klorineringssystem. DM# Side 30 av 118 December 2011

31 CFU 1st Stage Separator Scrubber Scrubber Scrubber Scrubber Scrubber Scrubber Plan for utbygging, anlegg og drift av Hild En layout av prosessen på Hild er vist i figur Fuel Gas for Platform Gas Lift Gas Export Gas Compressor A/B Fuel Gas Offtake Metering To flare Gas Export FUKA 153 bara 4th Stage Recompression 3rd Stage Recompression Hg removal unit TEG Contactor 2nd Stage Recompression 1st Stage Recompression Fuel Gas to FSO cricondenbar < 106 bara water content < 24 mg/sm3 CO2 < 3.8 mole% Hg < 0.01 μg/sm3 H 2S = 2.3ppm (based on equipment ) Hild (Brent) Gas Brent Gas HP Manifold Metering BSW < 0,5% Salt < 60 mg/l To Tanker MPM Brent Gas LP Manifold Gas Lift Manifold Hild Frigg MPM PWRI Manifold Frigg Oil Manifold Frigg PW Injection Pump Solid removal To sea (back-up) Bypass Future with gas only Booster Pump OIW < 30ppm 2nd Stage Separator Hydrocyclones To sea (back-up) Start-up heater 3rd Stage Separator 12 Produced water 12 Oil Export Pump For initial low water cut recycling 2 x Transfer tanks 8 VOC Fresh water RO unit FSO To cargo tanks 2 tanks 2 tanks From cargo tanks Figur Oversikt over Hild prosess Separasjon av olje/vann Olje-vann separasjon er utfordrende, og separasjonsteknologi for olje-vann separasjon på Hild er nøye vurdert. I tillegg til å ha vurdert konvensjonelle olje-vann separasjonsteknologier har TOTAL E&P NORGE også vurdert nyere teknologiløsninger. Det er konkludert med en løsning basert på en vasketankprosess. Dette er teknologi som er kvalifisert og i drift av TOTAL E&P, men som ikke tidligere er benyttet på norsk sokkel. Metoden er patentert av TOTAL E&P. Etter at gass er separert ut fra brønnstrømmen på Hildplattformen vil olje, kondensat og vann overføres til lagerskipet hvor vannfjerning og avsaltning skjer i vasketanker som er plassert i skipets skrog. For at vasketankprosessen skal fungere skikkelig tilsettes ferskvann til prosessen. Emulgert råolje med tilsatt emulsjonsbryter føres inn langs bunnen av tanken som inneholder ferskvann. Selve vaskeprosessen er basert på at vanndråper i emulsjonen danner større dråper i kontakt med vannet i tanken. Resultatet er at det dannes større vanndråper som skilles ut av oljen hurtigere. Ved å tilsette kjemisk emulgator øker effektiviteten av vannvaskingen. Over vannlaget i tanken vil råoljen stige opp og danne et emulsjonslag hvor prosessen med utfelling av vanndråper fortsetter. Når oljen når toppen av tanken vil den flyte over til en oppsamlingsenhet og deretter pumpes til avsaltningstank før den føres lasttank etter en avsaltingsprosess. Produsert vann tas ut i bunn av tanken og pumpes til sloptankene for videre bunnfelling. Prosessen er illustrert skjematisk i figur DM# Side 31 av 118 December 2011

32 Olje ut Oljefase Fase med høytetthet av oljedråper Vannfase Produksjonsstrøm inn Produsert vann ut Figur Oversikt over vasketankprosessen. Etter denne prosessen vil vannet pumpes tilbake til Hildplattformen for videre behandling til olje-ivann konsentrasjonen er under 30 ppm. Flere alternative rensemetoder er vurdert som vist i tabell 3-2, og bruk av en kompakt flotasjons enhet (CFU) er anbefalt. CFU teknikken er en godt utprøvd teknologi til vannrensing offshore og basert på flotasjonsprinsippet der små gassbobler i vannet bidrar til separasjonsprosessen. Produsert vann vil dekantere i to store lagertanker (hver m 3 ) på lagerskipet. Deretter vil det passere en CFU før det injiseres i det vannførende laget (Friggreservoaret) fra Hildplattformen. Dersom injeksjon av vannet ikke lar seg gjøre er reserveløsningen utslipp til sjø etter rensing. Bufferkapasiteten i lagertankene bidrar til høy grad av reinjisering av produsert vann. For å sikre at produsert vann utslippene ikke overskrider myndighetskrav skal Hildplattformen ha et system for måling av volumer sluppet til sjø, samt kontinuerlig måling av olje-i-vann konsentrasjoner. Nivået av radioaktivitet i det produserte vannet vil også bli målt før utslipp. I driftsfasen vil det bli tatt jevnlige prøver av sammensetningen av produsert vann. Det er for utredningsarbeidet sin del estimert at produsert vann vil injiseres i minimum 95 % av driftstiden. En intern studie bekrefter at Frigg-formasjonen er egnet til å ta imot produsert vann og holde på dette / unngå lekkasje oppover. DM# Side 32 av 118 December 2011

33 Teknologi Ulemper Fordeler Kompakt flotasjons enhet (CFU) C-Tour Mekaniske filter (i kombinasjon med tradisjonell behandling av produsert vann) Hydrosyklon og tre fase kompakt flotasjons enhet Det antas at olje-i-vann konsentrasjonen vil øke med økende konsentrasjon i inntaksvann Kondensatstrømmen må være over en viss kvalitet og injeksjonsraten 1-1,5 %. Det antas at systemet er sårbart for både trykket og temperaturen til kondensatet og produsert vann. Operasjonelle vanskeligheter ved skifting av filter, avfallshåndtering, etc. Tyngre, dyrere, mer kompleks og tar mer plass enn fire fase kompakt flotasjonsenheten. Kompakt og plassbesparende. Velkjent og utprøvd teknologi som klarer kravene til utslipp. Forskjellige konfigurasjoner i prosessen er mulig. Antatt olje-i-vann konsentrasjon er 3-5 ppm etter rensing for en konsentrasjon ved inntak av produsert vann på under 1000 ppm. Fjerner 98 % av oljeinnholdet. Tolerant ovenfor faste stoffer. Rensesystemet kan vaskes og gjenbrukes. Produsert vann kan renses til en olje-i-vann konsentrasjon på 5 ppm. Salgsgaranti på olje i produsert vann <7 ppm. Tabell 3-2. Rensemetoder evaluert i pre-project for produsert vann på nye installasjoner (Aker Solutions 2011) osamholdt med TOTAL E&P NORGE sitt valg av CFU som renseteknologi (Basis of Design). I forprosjektet til Hild ble det gjort en foreløpig evaluering av rensemetoder for produsert vann etter en studie utført av Aker Solutions (2011a). Her anbefales det et rensesystem med to kompakte flotasjonsenheter i en serie for ytterligere å redusere olje-i-vann konsentrasjonen Olje- og gasseksport Etter separasjon på lagerskipet transporteres råoljen til lagertanker på lagerskipet før den eksporteres fra feltet med skytteltankere til raffinerier i Europa. Frekvens på oljeeksport er om lag ett skipsanløp pr åttende dag det første produksjonsåret. Behovet for oljeeksport vil imidlertid raskt avta under produksjonsperioden. Flere løsninger for eksport av tørket rikgass har vært vurdert. Etter studier og dialog med relevante parter anbefales det at gassen vil bli sendt til St Fergus Gas Terminal i Skottland. En 70 km ny 24 rørledning fra Hild vil bli tilkoblet det britiske rørledningssystemet FUKA ved Frigg TP1 (ca. 3,5 km fra Frigg-feltet som nå er avviklet), hvor en lengde på ca. 4,7 km vil ligge på britisk kontinentalsokkel. Det vil være behov for en del steindumping for å avbøte eventuelle frie spenn, til å dekke over nytt rør inn mot tilkoblingspunktet, samt ved overkrysning av eksisterende rørledning. Det er beregnet et behov for stein på i størrelsesorden tonn. Figur 3-17 viser planlagt rørledningstrasé fra Hild til den eksisterende TP1 pluggsluserammen på britisk side som er knyttet til rørledningssystemet som vil transportere gassen videre til gassterminalen i St Fergus. Før selve tilknytningen til TP1 pluggsluseramme vil det være behov for en ny bunnramme (Pipeline End Manifold-PLEM) for å forenkle installasjonsarbeidet samt en ny Y- struktur hvor gassen fra Hild og Alwyn blir forent. Figur 3-17 viser de to planlagte bunnrammene like før rørledningen ankommer den eksisterende TP1 pluggsluserammen på britisk kontinentalsokkel. DM# Side 33 av 118 December 2011

34 Pipeline End Manifold (PLEM) 1.5 km 61.4 km 4.7 km 7.4 km Y Struktur Eksisterende TP1 pluggsluseramme Planlagt rørledningstrasé fra Hild til eksisterende TP1 pluggsluseramme på bristisk sektor (blå strek) Figur Planlagt rørledingstrasé fra Hild og tilhørende arrangement (endelig utforming ikke avklart) før tilknytning til eksisterende TP1 pluggsluseramme på britisk side Undersøkelser av havbunn langs planlagt trasé for rørledning gjennomføres høsten Endelig trasé vil bli anbefalt etter dette. Det er ennå ikke avklart i detalj hvordan rørleggingsoperasjonen på Hild skal utføres. Generelt er det vanlig å legge rørledningene på bunnen eller grave dem helt eller delvis ned i sedimentet. Det er også vanlig å dekke til rørene med stein eller betongmatter for å beskytte og stabilisere rørledningene, samt å underbygge rørledninger med stein for å hindre frie spenn. I detaljplanleggingen for trasèvalg ved Hild vil bruk av steinfyllinger søkes begrenset til et minimum og tilrettelegges for best mulig overtrålbarhet. Valg av type fartøy for legging av rør og kabler er ikke avklart. For å holde fartøyet i riktig posisjon under installasjonen kan fartøyet enten bruke ankere eller dynamisk posisjonering basert på satellittnavigasjon Boring og brønn Boringen planlegges utført med en oppjekkbar borerigg som vist på figur På grunn av vanndybden i området samt lange brønner på Hild må dette være en heavy duty borerigg. Basisalternativet innebærer boring av 4 gass/kondensat brønner i Hild Øst, 4 oljebrønner i Hild Olje og 1 brønn for vanninjeksjon i det vannførende laget i Frigg-formasjonen. I tillegg er det planlagt en brønn hver på Hild Vest og Hild Sentral. DM# Side 34 av 118 December 2011

35 Borestart er planlagt til høsten 2014 og antatt å vare i nærmere 4 år fordelt over ulike kampanjer. Det er i alt lagt til rette for 21 brønnslisser på plattformen for å ivareta uttak av mulige andre ressurser i Hild Unit. I tråd med praksis på norsk sokkel er basisalternativet for avhending av borekaks at kaks fra boring med oljebasert borevæske tas til land for behandling og deponering når en deponeringsbrønn ikke er tilgjengelig. Håndteringen og transporten av borekaks vil kunne gi utfordringer i forhold til logistikk og oppbevaringsmuligheter av borekaksen offshore. Miljømessige utfordringer vil være knyttet til bruk av drivstoff / utslipp til luft og behandling og lagring av borekaksen på land. Som et alternativ til anbefalt løsning har løsninger for injeksjon av borekaks, samt løsninger med termisk behandling på rigg før utslipp til sjø blitt studert (Acona Wellpro, 2011). Denne studien viste at injeksjon i dedikerte injeksjonsbrønner er en teknisk gjennomførbar løsning for Hild, men at løsningen ikke er kostnadseffektiv (boring av avfallsbrønn er en kostbar løsning når antallet produksjonsbrønner er forholdsvis begrenset). Videre viste studiet at injeksjon i ringrommet på en annen brønn ikke anbefales på Hild, blant annet fordi det er en risiko for gjennombrudd i de grunnere injeksjonssonene. Erfaringer fra sokkelen viser også at det er en viss sjanse for at borekaks/slam som er injisert i brønner kan lekke ut til havbunnen. I følge Klif (2010) er det dokumentert lekkasje fra 13 av 110 injeksjonsbrønner i Norge, og operatørselskapene har igangsatt arbeider for å undersøke og eventuelt forhindre slike situasjoner. Studiet, som vurderte alternative løsninger, viste at behandling av borekaks på feltet ved hjelp av termomekanisk mølleteknologi, med påfølgende utslipp til sjø, er den beste løsningen i et kost miljønytte perspektiv (Acona Wellpro, 2011). Metoden innebærer en oppmaling av borekaksen før den varmes opp slik at baseoljen og vannet fordamper Denne teknologien resulterer i komponentene tørrstoff, vann og baseolje. Det finmalte tørrstoffet vil slurrifiseres før utslipp og vannet vil slippes til sjø ettter behandling i henhold til myndighetskrav. Baseoljen kan gjenbrukes eller gjenvinnes. Ved bruk av denne rensemetoden vil innholdet av hydrokarboner i borekaksen reduseres til <0,2 % etter endt behandling. Metoden er foreløpig den eneste termiske teknologien som er kvalifisert for bruk i Nordsjøen. Behandling av borekaks offshore gir et signifikant lavere CO 2 utslipp enn både injeksjon av kaks og transport av kaks til land. Acona Wellpro vurderer at utslippet av behandlet borekaks ikke vil gi noen negative effekter i vannsøylen, men at borekaksen vil kunne slamme ned området rundt utslippet med sedimenter som har en annen sedimentsstørrelse enn hva som er naturlig i området. På Hild er dette området beregnet å være 1,38 km 2 (Acona Wellpro, 2011). Dette forholdet vil imidlertid vurderes nærmere hva gjelder partikkelfordeling og spredning i vannmassene i forhold til fisk/fiskelarver i området. Avansert renseteknologi på rigg har tidligere ikke blitt benyttet på norsk sokkel da den ikke har kunnet møte gjeldende miljøkrav til rensegrad (og relatert til vekt/plassbegrensninger på rigg). Dette kan nå imøtekommes med god margin av nevnte teknologi. Denne muligheten vil derfor følges opp i den videre prosjektplanleggingen (se kapittel 7.2 og 9.5). Figur Skisse av borerigg som skal utføre boreoperasjonen på Hild plattformen DM# Side 35 av 118 December 2011

36 3.5.8 Forsyningsbase, støttefunksjoner og driftsfilosofi For drift av Hild vil det legges til grunn en filosofi basert på: Lav bemanning offshore under vanlig drift Operasjonssenter og kontrollrom på land ved TOTAL E&P NORGEs kontor i Stavanger Vedlikehold basert på reparasjon på land, bytte ut offshore Kampanjebasert vedlikehold som planlegges på land Mest mulig bruk av vedlikeholdsfritt utstyr Kortest mulig tid til reparasjon i tilfelle av produksjonsstopp TOTAL E&P NORGE har sitt hovedkontor i Stavanger, og dette vil i framtiden også være senter for driftsorganisasjonen. Driftsfilosofien krever en svært tett samhandling mellom folk på plattformen og driftsorganisasjonen på land som på fulltid støtter driften. Det vil således være store driftsmessige fordeler ved å bruke en forsyningsbase som ligger nært hovedkontoret under ordinær drift. Kjøp av basetjenester vil bli dekket etter en samlet vurdering som lisensen mener ivaretar behovene best mulig. Samseiling og samarbeid med andre aktører i Hild området kan også være aktuelt. Omfanget av kjøpte tjenester vil variere svært mye alt etter hvilken fase en befinner seg i. I forbindelse med boring og installasjon vil behovet være mange ganger større enn ved ordinær drift. Helikoptertransport vil foregå fra Sola. Det planlegges flygninger 2-3 ganger per uke til Hild, avhengig av aktivitetsnivå. 3.6 Økonomi Investeringskostnadene er beregnet til omlag 25,6 mrd. kroner (gitt i 2011 verdi) basert på antatt produksjon av Hild Olje, Hild Øst, Hild Vest og Hild Sentral, hvorav boring av 10 produksjonsbrønner og 1 re-injeseringsbrønn for produsert vann utgjør omkring 6,4 mrd. kroner. De totale driftskostnadene fra oppstart er anslått til 15 mrd. norske 2011 kroner som består av ordinære kostnader til å drive feltet og transport av olje og gass, samt tariffer og CO 2 - og NOx avgifter til Staten. Det forventes en avviklingskostnad på 3,6 mrd. kroner etter 2027 (gitt i 2011 verdi). 3.7 Tidsplan Prosjektets hovedplan som er lagt til grunn for utbygging av Hild er vist i figur For-boring av 3 produksjonsbrønner på Hild Olje, 1 produksjonsbrønn på Hild Øst samt en reinjeseringsbrønn for produsert vann er planlagt fra høsten 2014 etter at plattformens stålunderstell er installart. En oppjekkbar borerigg vil da bore gjennom boreslisser lagt inn i selve stålunderstellet. Etter at plattformens overbygning er installert våren 2016 og produksjonen startet i 4. kvartal samme år, vil boreriggen fortsette boring av produksjonsbrønner. Legging av 24ʺ rørledningen for eksport av gassen er planlagt sommeren DM# Side 36 av 118 December 2011

37 Figur Tidsplan for utbygging av Hild 3.8 Avvikling Feltet vil bygges ut med en flytende og en fast innretning. Etter endt bruk vil disse disponeres i henhold til de gjeldende rammebetingelser. Per i dag gjelder OSPAR beslutning 98/3, som i utgangspunktet krever full fjerning, men med unntak for etterlatelse av enkelte typer og størrelser av innretninger dersom fjerning er vurdert som for risikofylt. Understellet på tonn vil være designet for mulig fjerning, og endelig disponeringsløsning vil vurderes i forbindelse med planleggingen av avviklingen av feltet. For lagerskip og overbygning på Hild-plattformen, er fjerning for gjenbruk eller opphogging krav i dagens regime, og vil være relevante løsninger som da må vurderes. TOTAL E&P NORGE har betydelig erfaring med å gjennomføre avviklingsarbeider til havs med påfølgende etterlatelse eller opphogging på land, da spesielt fra avvikling og disponering av innretninger på Frigg-feltet (inkludert omkringliggende satellittfelt). Basert på egne erfaringer fra tidligere gjennomførte disponeringsprosjekter vurderes konsekvenser ved fjerning og deponering av de planlagte innretningene som begrensede. For eventuell etterlatelse må det gjøres grundigere vurderinger i forbindelse med avslutningsplanen. Disponering av overflødige rørledninger vurderes på en fra sak til sak basis i Norge. Viktighet av Hild-området for fiskeri vil stå sentralt ved vurdering av sluttdisponering av felttilknyttede rørledninger. DM# Side 37 av 118 December 2011

38 4 METODIKK FOR VURDERING AV KONSEKVENSER Hovedmålet med konsekvensutredningen er å skille de viktige kildene til påvirkning fra de mindre viktige. For å evaluere konsekvenser av Hildutbyggingen er det benyttet en systematisk tilnærming som er basert på en metodikk utviklet av Verdensbanken samt ISO standarden. Metoden inngår som standard i TOTAL E&P og brukes verden over. Det første steget i metodikken består av å identifisere kildene til påvirkning og potensielle effekter av prosjektet, deretter konsekvenser for miljøet. Til slutt vurderes avbøtende tiltak. Dersom avbøtende tiltak implementeres skal konsekvenser analyseres på ny for på ny å vurdere effekten av disse. Metodikken som benyttes for å analysere konsekvenser er den samme for vurderingene som gjøres både før og etter implementering av avbøtende tiltak: den totale påvirkningen bestemmes ved hjelp av en Leopold matrise, der kilder til påvirkning defineres på den horisontale aksen mens område/miljøkomponenten defineres på den vertikale aksen. Hensikten med prosessen er å vurdere grad av konsekvenser på område eller miljøkomponent for hver effekt. For hver kilde til påvirkning skal effektgrad defineres i henhold til følgende kriterier: effekten kan være positiv eller negativ, direkte eller indirekte, reversibel eller ikke-reversibel, kortvarig eller langvarig. Den geografiske utstrekningen av effekten skal også tas med i vurderingen i tillegg til vurdering av mulige kumulative effekter. I noen tilfeller hvor effekten kvantifiseres kan det være mulig å modellere denne, som for eksempel utslipp til luft eller utslipp av væsker. Tallverdier mellom 1-4 benyttes for å angi effektgrad, hvor 4 er høyest effekt. Områdets eller miljøkomponentens sensitivitet karakteriseres i henhold til kriterier som tilstedeværelse av vernede områder eller sårbare arter. Tallverdier mellom 1-4 benyttes for å angi sensitivitet, hvor 4 er høyest sensitivitet Den totale påvirkningen bestemmes deretter ved å kombinere effektgrad og området eller miljøkomponentens sensitivitet. Til slutt beskrives den totale påvirkningen i henhold til en skala som er basert på Verdensbankens definisjoner og spenner fra neglisjerbar konsekvens til stor konsekvens (figur 4-1). Oversikt over påvirkningstema og miljøkomponenter som benyttet i konsekvensutredningen for Hild er presentert i tabell 4-1. Påvirkning = Effektgrad (E) x Sensitivitet (S) Påvirkning 1-2 Neglisjerbar E 3-4 Liten Påvirkning 5-9 Moderat S > 9 Stor Figur 4-1. TOTAL E&P metodikk for å vurdere omfang av konsekvenser. Påvirkningen bestemmes ved å kombinere effektgrad (E) og områdets eller miljøkomponentens sensitivitet (S). Den totale påvirkningen bestemmes ved å multiplisere effektgrad (E) med områdets / miljøkomponentens sensitivitet (S). Den totale påvirkningen kan deretter beskrives i henhold til skalaen for total påvirkning som spenner fra neglisjerbar konsekvens til stor konsekvens. Rubrikken til høyre i figur 4-1 forklarer oppsettet i tabell 4-1. DM# Side 38 av 118 December 2011

39 Dersom alvorlige negative konsekvenser identifiseres, består neste steg av å definere avbøtende tiltak og vurdere effekten av disse. Disse tiltakene bør velges basert på BAT konseptet, i henhold til definisjonen i OSPAR konvensjonen. Dersom de foreslåtte avbøtende tiltak er vurdert ikke å gi tilstrekkelig virkning skal konsekvensutredningen foreslå andre tiltak som kan redusere konsekvensene til et minimum. Tabell 4-1. Oversikt over matrise for angivelse av konsekvens per påvirkningskategori og miljøkomponent. DM# Side 39 av 118 December 2011

40 5 SAMMENFATNING AV INNKOMNE HØRINGSUTTALELSER TIL FORSLAGET TIL UTREDNINGSPROGRAM Et forslag til utredningsprogram for Hild ble sendt på ekstern høring til 35 høringsinstanser 1.februar Det ble mottatt kommentarer fra 15 parter. De innkomne høringsuttalelsene til forslaget til utredningsprogram er listet opp nedenfor. 1. Arbeidsdepartementet 2. Arbeids- og velferdsdirektoratet 3. Bellona 4. Direktoratet for naturforvaltning 5. Fiskeridirektoratet 6. Forsvarsbygg 7. Havforskningsinstituttet 8. Helsetilsynet i Rogaland 9. Industri Energi 10. Klima- og forurensningsdirektoratet 11. Kystverket 12. Miljøverndepartementet 13. Norges Fiskarlag 14. Rogaland Fylkeskommune 15. Statens Strålevern Nedenfor følger en oppsummering av de mottatte høringsuttalelsene med TOTAL E&P NORGEs vurdering av hvordan kommentarene kan bli ivaretatt i konsekvensutredningen. INNKOMNE KOMMENTARER TIL FORSLAG TIL PROGRAM FOR HILD KONSEKVENSUTREDNING 1. ARBEIDSDEPARTEMENTET Ingen merknader. Arbeidsdepartementet har oversendt høringen til Petroleumstilsynet som har ingen merknader. 2. ARBEIDS- OG VELFERDSDIREKTORATET Ingen merknader 3. BELLONA En spesifikk oversikt over energimengden og kostnadene ved å forsyne innretningen med kraft fra land fremfor å bruke gassturbiner til havs bør legges frem i konsekvensutredningen. Bellona ber om at konsekvensutredningen legger forutsetningene som er brukt i Klimakurarbeidet til grunn for å vurdere elektrifisering. Bellona ber rettighetshaverne se på elektrifisering av Hild, med kraft fra land og i sammenheng med elektrifisering av nærliggende felt som Oseberg. TOTAL E&P NORGEs VURDERING Kommentaren tas til etterretning. Kommentaren tas til etterretning. TOTAL E&P NORGE gjennomfører en spesifikk studie for å undersøke muligheter for og kostnader ved kraft fra land. Resultatene vil redegjøres for i konsekvensutredningen (KU). I de studiene som utføres vil TOTAL E&P NORGE benytte de forutsetningene som ansees som mest relevante for Hild utbyggingen. Forutsetninger vil bli diskutert i konsekvensutredningen og sammenlignet med blant annet forutsetningene i Klimakurarbeidet og andre studier som er utført. I pågående studie sees det på områdestudie for elektrifisering av Hild i sammenheng med elektrifisering av nærliggende felt slik som Oseberg. Det vurderes både kabel fra land, interconnector mellom Norge og UK og grid langs norskekysten. 4. DIREKTORATET FOR NATURFORVALTNING Direktoratet for naturforvaltning mener det er svært viktig at det benyttes oppdatert kunnskap om naturressurser, der slik ny kunnskap foreligger, ved feltlokaliteten og innen et relevant influensområde. Ny kunnskap vil benyttes hvor dette finnes, for eksempel fra myndighetenes arbeid med forvaltningsplan for Nordsjøen. Videre bør det utføres en kartlegging av havbunnen Basert på de undersøkelsene som er gjort, blant DM# Side 40 av 118 December 2011

41 INNKOMNE KOMMENTARER TIL FORSLAG TIL PROGRAM FOR HILD KONSEKVENSUTREDNING med fokus på eventuelle sårbare organismer/habitat i det arealet som kan bli berørt av utbyggingen. Resultatet av disse undersøkelsene må legges frem i konsekvensutredningen, og det må belyses hvordan eventuelle funn av sårbare organismer eller habitat vil tas hensyn til i den videre planleggingen. Eventuelle miljøkonsekvenser for tobisbestanden på Vikingbanken i forbindelse med utbygging og drift av Hild, må diskuteres i konsekvensutredningen. 5. FISKERIDIREKTORATET Anbefalt utbyggingsløsning vil medføre et relativt stort arealbeslag som følge av sikkerhetssoner og vil i perioder være til hinder for utøvelse av fisket. Som følge av oljetypens kompleksitet forstår FDIR at en havbunns-utbygging ikke lar seg gjøre. Anbefalt løsning anses derfor som tilfredsstillende. FDIR er positive til at alle overflateinstallasjoner vil fjernes eller gjenbrukes etter avvikling. FDIR mener at det også må planlegges for fjerning av rørledninger for å unngå fremtidige hefter for fiskeriene. FDIR finner beskrivelsen av forventet fiskeriaktivitet som i all hovedsak dekkende. Kap 5.2 om konsekvenser for fiskeriene synes i hovedsak å være dekkende. FDIR ønsker å presisere at rørledninger o.a. må være overtrålbare og frie spenn redusert til et minimum. steinfyllinger må begrenses til et minimum, og dersom slike må benyttes bør helningsvinkel og størrelse på steinen være så liten som mulig slik at de lett kan forseres med trål. 6. FORSVARSBYGG Ingen merknader 7. HAVFORSKNINGSINSTITUTTET Ingen merknader 8. HELSETILSYNET I ROGALAND Ingen merknader 9. INDUSTRI ENERGI Industri Energi sitt primære standpunkt er at ved rikgass på norsk sokkel skal den vurderes ilandføres i Norge for videre behandling, og gjennom dette å øke verdiskapningen. Når det gjelder transportløsning for Hild, er Industri Energi klar over situasjonen med at det ikke finnes ledig kapasitet i Statpipe til Kårstø før I dette tilfellet mener Industri Energi at det vil være mest hensiktsmessig dersom rettighetshaverne velger en transportløsning som sikrer en rask utbygging, fremfor ilandføring i Norge. TOTAL E&P NORGEs VURDERING annet grunnlagsundersøkelsen utført i 2007, samt den kunnskap man har om denne delen av Nordsjøen, er det ingenting som tilsier funn av spesielle sårbare habitat/organismer. Undersøkelser av havbunnen (rørtrasè osv.) vil gjennomføres, men ikke nødvendigvis innen tidsperioden for konsekvensutredningen. I KU vil det imidlertid redegjøres for hvordan eventuelle funn vil ivaretas. Tobisområdet på Vikingbanken ligger i en viss avstand fra Hild, men vil vurderes i KU (bla kap om konsekvenser ved akuttutslipp). Kommentaren tas til etterretning. Endelig disponering av rørledninger vil bli utredet i konsekvensutredningsdelen av avslutningsplanen for Hild i tråd med det gjeldende regelverk. Kommentaren tas til etterretning. Kommentarene tas til etterretning. I detaljplanleggingen for trasèvalg vil bruk av steinfyllinger søkes begrenset til et minimum og tilrettelegges for best mulig overtrålbarhet. Kommentaren tas til etterretning. Kommentaren tas til etterretning. Kommentaren tas til etterretning. Kommentarene tas til etterretning. Industri Energi forventer at utbygging og drift av Hild tilfredsstiller de krav som finnes til HMS og arbeidsmiljø og at operatøren ivaretar en av Norges største konkurransefortrinn - Den norske modellen, og legger til rette for aktiv arbeidstakermedvirkning og god dialog. DM# Side 41 av 118 December 2011

42 INNKOMNE KOMMENTARER TIL FORSLAG TIL PROGRAM FOR HILD KONSEKVENSUTREDNING 10. KLIMA- OG FORURENSNINGSDIREKTORATET Utslipp av klimagasser fra petroleumsindustrien på norsk sokkel utgjør en betydelig andel av Norges samlede utslipp. En økning av utslippene til luft som følge av utbyggingen vil bidra i negativ retning. Klif ber om at det foretas en grundig utredning av miljøkonsekvensene, fordeler og ulemper av alternative kraftforsynings- og energiløsninger, inkludert utbyggingsfasen. Klif gjør oppmerksom på at det nå stilles nye utslippskrav til VOC i forbindelse med lasting av olje på sokkelen (utslippsgrense på 0,45 kg nm VOC/Sm3), og forventer at TOTAL vil ta høyde for dette ved valg av løsning for lagring og lasting av olje. Konsekvensutredningen skal gi en grundig vurdering av utslippskilder, utslippsmengder og avbøtende tiltak knyttet til utslipp til sjø. Klif forventer at TOTAL synliggjør vurderinger knyttet til utfordringer med å separere olje fra vann og valgt renseteknologi og om dette kan skape problemer for regularitetsmål for reinjeksjon. Konsekvensutredningen bør inkludere en beskrivelse av miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning, inkludert effekten av de risikoreduserende tiltak som velges for valgt utbyggingsløsning. Miljøkonsekvensene må utredes spesielt med vekt på organismer i vannsøylen. Sannsynlig beredskapsorganisasjon og beredskapsløsning bør beskrives. TOTAL gjennomførte en grunnlagsundersøkelse på Hild i TOTAL informerer om at feltet vil innlemmes i den regionale overvåkningen for region III etter produksjonsstart. Klif minner om at ifølge aktivitetsforskriften 53 skal en grunnlagsundersøkelse ha gyldighet i seks år. Det må vurderes om feltet bør innlemmes i den regionale overvåkningen for region III i Miljøeffektene av fysiske inngrep og arealbruk i forbindelse med eventuell legging av rørledning, plassering av ankre og undervannsinstallasjoner og utslipp av borekaks må inkluderes i konsekvensutredningen. Det må tas hensyn til bunnfauna i området. Avbøtende tiltak bør vurderes for å unngå skade i gyteområder eller i områder med annen sårbar bunnfauna. Vurderinger og avbøtende tiltak må beskrives i konsekvensutredningen. 11. Kystverket Forvitringsstudier av oljen fra feltet er meget viktig. Disse må forligge så snart som mulig. Dette er nødvendig for å få på plass en god beredskap med ulike metoder (tidsvindu for dispergering, opptaksutstyr i forhold til viskositet osv). TOTAL E&P NORGEs VURDERING I KU vil det redegjøres for utslipp til luft fra Hild, inkludert alternative energiforsyningsløsninger, samt at fordeler og ulemper diskuteres. TOTAL E&P NORGE vil forholde seg til de krav som til enhver tid gjelder for virksomheten. De påpekte forhold vil ivaretas i KU. De påpekte forhold vil ivaretas i KU. Som en del av KU-prosessen gjennomføres nye analyser for miljørisiko og oljevernberedskap. De påpekte forhold vil ivaretas her og oppsummeres i KU. TOTAL E&P NORGE vil vurdere det påpekte forhold. Siden det har vært boret èn brønn på feltet i 2009/2010 mener TOTAL E&P NORGE det kan vært fornuftig å la feltet inngå i den regionale undersøkelsen for Dette vil vise eventuelle effekter av den boringen samt gi en oppdatert status for området før produksjonsboringen starter. De påpekte forhold vil ivaretas i KU. De er ikke avdekket spesielle sårbar bunnfauna eller habitater i området, men eventuelle tiltak ved funn av slike vil adresseres i KU. Det vil bli igangsatt forvitringsstudier på olje og kondensat fra Hild så snart det foreligger nok ferske prøver av olje og kondensat til å gjennomføre slike tester hos Sintef. Det utarbeides en Miljørisiko- og oljevernberedskaps-analyse for Hild som inkluderer produksjons- og borefasen. Denne analysen, som utføres av DNV, baserer seg på Huldra kondensat og Balder olje som referanseoljer. Huldra kondensat ble benyttet som referanse for oljevernberedskapsplanen som ble utarbeidet i forbindelse med boring av avgrensnings-brønnen på Hild. Balder olje blir benyttet basert på en sammenligning med analyser av stabilisert Hild olje. Oljevernberedskapen ved oppstart av Hild DM# Side 42 av 118 December 2011

43 INNKOMNE KOMMENTARER TIL FORSLAG TIL PROGRAM FOR HILD KONSEKVENSUTREDNING TOTAL E&P NORGEs VURDERING produksjon vil basere seg på den analysen som blir utarbeidet av DNV i forbindelse med KU-prosessen. Denne vil bli oppdatert basert på resultatene av forvitringsstudiene så snart disse foreligger. Aktivitetens påvirkning av sjøsikkerhet bør også tas med i KU arbeidet. 12. MILJØVERNDEPARTEMENT Viser til kommentarer fra Direktoratet for naturforvaltning, Klima- og forurensningsdirektoratet og Statens Strålevern og har for øvrig ingen merknader. 13. NORGES FISKARLAG Norges Fiskarlag ber om at det i utredningen gjøres en vurdering av hvilke kjemikalier som kan fases ut, for å forhindre mulige negative effekter på det marine miljøet. Risiko for kollisjon med feltinnretningene vil adresseres i Risikoanalysen (QRA) for feltet. En del tiltak for å redusere risikoen knyttet til kollisjon med passerende maritim trafikk følger også direkte etter regelverket, herunder å etablere en sikkerhetssone rundt feltinnretningene (jf. rammeforskriftens 52). Det vil videre etableres systemer og prosedyrer for kontakt med og håndtering av fartøy som nærmer seg sonen, både passerende fartøy og felttilknyttede fartøy (forsyningsfartøy, skytteltankere osv.). Tekniske anordninger knyttet til dette vil omtales i PUD, mens operative prosedyrer vil etableres i fasen frem mot drift. I konsekvensutredningen vil det gis en overordnet oversikt over ulike tiltak som vil implementeres for å redusere risiko for kollisjon/påvirkning av sjøsikkerhet. Det vil også gis en oversikt over trafikkbildet i området. Kommentaren tas til etterretning. Siden feltet er under planlegging er bruksområdene for kjemikalier identifisert, mens selve produktene ikke er valgt. Evaluering, valg og innkjøp av kjemikalier vil bli utført i henhold til intern prosedyre og myndighetskrav. Miljøvurderinger er et sentralt kriterium ved kjemikalievalg. Bruk og utslipp av kjemikalier er søknadspliktig og underlagt utslippstillatelse fra Klif. TOTAL E&P NORGE vil alltid benytte miljøakseptable produkter som samtidig tilfredsstiller tekniske krav til funksjon. Vurdering av tiltak som sikrer minst mulig utslipp til sjø totalt fra både produksjonsboring og selve produksjonen bør inkluderes i konsekvensutredningen. 14. ROGALAND FYLKESKOMMUNE Rogaland Fylkeskommune mener at konsekvensutredningen må ses i sammenheng med det pågående arbeidet med en forvaltningsplan for Nordsjøen. Ettersom prosessene skal gjennomføres i nært tidsrom er det hensiktsmessig å koordinere metodikken som legges til grunn for arbeidet. Dersom feltet Hild ønsker en elektrifisering av sokkelen bør dette koordineres med planer om utbygging av offshore vindenergi, og tilhørende overføringsnett. Anbefalt løsning inkluderer reinjeksjon av produsert vann, med høy regularitet og bufferkapasitet på lagerskip. Planlagte utslipp til sjø ved boring og drift vil adresseres i KU basert blant annet på miljøkonsekvensanalyse av forskjellige behandlings- og deponeringsløsninger for borekaks. Hild KU er et enkeltstående prosjekt som konsekvensutredes spesifikt i henhold til norsk lov, med gitte tidsfrister og krav til innhold. Myndighetenes arbeid med forvaltningsplaner er en politisk prosess som favner store regioner og mange aktiviteter. Med unntak av å benytte dokumentasjon fra myndighetenes forvaltningsplanarbeid, finnes ikke synergieffekter mellom prosessene. Hild er et konkret prosjekt med definerte tidsplaner og krav. TOTAL E&P NORGE gjennomfører en spesifikk studie for å undersøke muligheter for og kostnader ved kraft fra land. Resultatene vil redegjøres for i konsekvensutredningen. I denne studien sees det på områdestudie for elektrifisering av Hild i sammenheng med elektrifisering av nærliggende felt slik som Oseberg. Det vurderes både kabel fra land, interconnector mellom Norge og UK og grid langs norskekysten. DM# Side 43 av 118 December 2011

44 INNKOMNE KOMMENTARER TIL FORSLAG TIL PROGRAM FOR HILD KONSEKVENSUTREDNING 15. STATENS STRÅLEVERN Statens Strålevern mener at en vurdering av tiltak for å redusere utslipp av radioaktive stoffer ved utslipp av produsert vann bør inkluderes i konsekvensutredningen. Konsekvensutredningen bør beskrive hvordan radioaktivt avfall fra produksjonsutstyr og radioaktivt avfall i form av nivåmålere eller annet utstyr, vil behandles. Det bør redegjøres for forventet tid vanninjeksjonsanlegget for produsert vannet vil være i drift. Konsekvensutredningen bør inneholde en beskrivelse av mulige metoder/teknologi for fjerning av andre komponenter enn olje fra produsert vann, da spesielt radioaktive stoffer. TOTAL E&P NORGEs VURDERING TOTAL E&P NORGE legger til grunn en løsning med rensing og reinjeksjon av produsert vann med svært høy regularitet. Det vil derfor kun være begrensede mengder produsert vann som slippes til sjø, inklusive eventuelle radioaktive komponenter. KU vil adressere avfallshåndtering som foreslått. KU vil angi regularitet for vanninjeksjonssystemet, samt bufferkapasitet på lagerskip. Nivået av radioaktivitet i det produserte vannet vil bli evaluert også med tanke på miljøeffekter ved utslipp. Teknologi for rensing av lavradioaktive forbindelser i produsert vann er ikke kjent og anses ikke som hensiktsmessig å utrede for Hild som har reinjeksjon som basis. Basert på forslag til utredningsprogram, mottatte kommentarer samt operatørens vurdering av hvordan kommentarene implementeres, fastsatte OED utredningsprogrammet 6. juli DM# Side 44 av 118 December 2011

45 6 STATUSBESKRIVELSE AV MILJØTILSTAND 6.1 Meteorologi og oseanografi, vannsøyle Vannmassene i Nordsjøen består av en blanding av atlantisk vann og kystvann (figur 6-1). Vann fra Atlanterhavet strømmer i hovedsak inn i Nordsjøen fra Norskehavet, men en liten del strømmer også inn sørfra, fra Den engelske kanal. Det atlantiske vannet har høy saltholdighet og beveger seg i den vestre delen av Norskerenna. Kystvannet går nær land, det fører med seg brakkvann fra Østersjøen og ferskvann fra land, og har lav saltholdighet. Innstrømningen av atlanterhavsvann er topografisk styrt, mens kystvannet styres av vind og tidevann. Vannstrømmene i Nordsjøen går i hovedsak mot klokken, og det meste av vannet passerer innom Skagerrak før det fortsetter nordover. Om vinteren danner det atlantiske vannet en markert temperaturfront mot det kaldere kystvannet. Om sommeren vil det varmere og ferskere kystvannet flyte lenger ut fra kysten, og dekke det atlantiske vannet. I store områder av Nordsjøen vil det om vinteren være en god vertikalblanding av vannsøylens øvre og nedre lag, mens det om sommeren dannes et sjikt ved m som følge av oppvarmet overflatevann. Langs norskekysten vil derimot vannmassene gjennom hele året være sjiktet, på grunn av lavere saltholdighet i overflatevannet enn i vannsøylens nedre lag. Ved 58-62º N er det Eggastrømmen som dominerer. Eggastrømmen kommer fra Norskehavet og går sørover langs vestskråningen av Norskerenna i sørøstlig retning. Om sommeren går denne strømmen under et ferskere overvannslag, mens den om vinteren kan komme helt opp i overflaten. Den østlige delen av området er i større grad influert av kyststrømmen mot nord, særlig om sommeren. Strømretningen er imidlertid i stor grad påvirket av vindforholdene. Bølgeforholdene varierer gjennom året, de største bølgehøydene forekommer oftest i høstsesongen, mens i vår - og sommersesongen er bølgeklimaet roligere. Den dominerende vindretningen er fra sør og sørvest om vinteren, med et økende innslag av nordlige vinder i sommerhalvåret. Langs kysten påvirkes vindretningen av kystkonturen og de dominerende vindretningene er mot nord og sør. Næringsinnholdet i vannsøylen er høy om vinteren da den vertikale blandingen av vannlagene er god og næringstilførselen fra land er høy. Om våren, vil bedre lysforhold og en mer stabil vannmasse skape gode forhold for produksjon av planteplankton. Planteplankton utgjør grunnlaget for hele den marine næringskjeden. Nordsjøen belastes ved tilførsel av miljøfarlige stoffer og næringssalter som følge av skipsfart, petroleumsvirksomhet, fiskeri, landbaserte næringer og ved avrenning fra land, samt ved fysiske inngrep. Selv om forurensingssituasjonen i dag er bedret siden 1985, anses belastningen å være stor. Det er også uvisst hvilke effekter en kombinasjon av miljøfarlige stoffer, forsuring av havet, klimaendringer og fysiske inngrep vil føre til over tid. DM# Side 45 av 118 December 2011

46 Figur 6-1. De viktigste trekkene ved sirkulasjonsmønstre og dybdeforhold i Nordsjøen og Skagerrak. Røde piler: atlantisk vann. Grønne piler: kystvann. (Ottersen et al., 2010). 6.2 Bunnforhold Bunnforhold på sokkelområdet Nordsjøen regnes som et veldig grunt hav med dybder på mellom m, med unntak av Norskerenna som er over 700 m dyp. I grunne havområder er ofte de pelagiske og bentiske prosessene nært knyttet til hverandre, noe som fører til en høy biomasse. I de grunneste områdene av Nordsjøen består havbunnen av sand, skjellsand og grus, mens den i dypere områder består av silt og leire (figur 6-2). Havdybden på Hild er på mellom m, og bunnen er dekket av et sandholdig sediment. En grunnlagsundersøkelse av Hild ble gjennomført i 2007 for å kartlegge miljøstatus. Resultatene av undersøkelsen viste et høyt innhold av barium og sink i 1 av 14 undersøkte stasjoner og et høyt innhold av kadmium i 13 av 14 stasjoner. Det relativt høye kadmium-nivået er ansett å være et naturlig høyt bakgrunnsnivå på Hild (Unifob, 2007). Undersøkelser utført i forbindelse med utbyggingen av Forvie og Jura (TOTAL E&P UK, 2004) indikerer tilstedeværelse av større steiner (boulders) i Forvie/Alwyn området på britisk sektor, dvs. noe nord for området som vil berøres av Hildutbyggingen Bunnforhold langs elektrisk kabeltrase Havbunnen ved Hild og Tune er relativt flat med en havdybde på m. I området rundt Tune er det observert flere langstrakte groper i terrenget med tilhørende høyder på om lag 1 m. Ved Oseberg finnes det flere mindre pockmarks som er opptil 1 m i diameter og ikke dypere enn 30 cm. Langs denne delen av kabeltraséen er havbunnen bortimot flat og havdybden varierer mellom m. Videre langs den østre skråningen ned til Norskerenna er det også observert flere langstrakte groper. Ved grensen til Norskerenna jevner havbunnen seg ut, og her finnes det flere større pockmarks. Havbunnen i Norskerenna er preget av pockmarks og sedimenthauger og havdybden ligger på mellom 290 og 358 m. I den vestre skråningen fra Norskerennna er havbunnsmorfologien relatert til variasjoner i havbunnssammensetningen (fra leire til stein). Nær Kollsnes er havbunnen preget at avsetninger fra istiden inkludert rullestein/kampestein. I den siste kilometeren av kabeltraséen varierer sedimenttykkelsen fra 14-2 m (DOF, 2011). DM# Side 46 av 118 December 2011

47 Dersom det under kartleggingen av kabeltraséen oppdages aktive pockmarks, vil det gjøres nærmere undersøkelser av disse, med vurderinger om mulig omlegging av kabeltrasé for å unngå disse. Sedimenter ved Tune og Oseberg Resultater fra miljøovervåkningen av Tune og Oseberg D feltene viser at sedimentene ved Tune har lave THC verdier og at bunnfaunaen ved feltet fremstår som upåvirket (Miljøovervåkning Region III, 2011). Ved 2 av 5 stasjoner ble det påvist forhøyede Ba verdier. For Oseberg D ble det ikke påvist forhøyede verdier av THC eller Ba og faunasammensetningen gjenspeiler en sunn uforstyrret havbunn. Grunnlagsundersøkelse ved Kollsnes I forbindelse med etableringen av gassanlegget på Kollsnes ble det gjennomført grunnlagsundersøkelser av havbunnen. I de senere årene har det også blitt utført oppfølgende undersøkelser. Disse undersøkelsene viser at resipientforholdene på vestsiden av Kollsnes er generelt gode, og det kan ikke påvises endringer i det marine miljøet utenfor anlegget som kan relateres til driften av terminalanlegget (Alvsvåg et al., 2008). Generelt er det påvist lave konsentrasjoner av tungmetaller og hydrokarboner i sedimentene ved Kollsnes. Figur 6-2. Sedimentfordeling i Nordsjøen (DNV basert på data fra NGU). 6.3 Bunnfauna Sammensetningen av bunndyr i Nordsjøen avhenger av sedimenttype, temperatur, dyp og strømforhold. Generelt er det frittlevende arter som dominerer i de sørlige områdene, mens det i de dypere, nordlige områdene er fastsittende arter som dominerer. Artsmangfoldet er også antatt å være høyere i nord enn i sør, og biomassen regnes som høyere nær kysten enn lenger ute. Bunnfaunaen ved Hild er dominert av arter innen Annelida (leddormer, 41 %), Arthropoda (leddyr, 25 %) og Mollusca (bløtdyr, 24 %). Børstemarken Pectinaria koreni var den mest tallrike arten ved 13 av 14 undersøkte stasjoner (Unifob, 2007). Undersøkelser utført i forbindelse med utbyggingen av Islay på britisk sektor, dvs. noe vest for Hild, avdekket en variert, men sparsom epifauna i Forvie-området. Epifaunaen var imidlertid mer tallrik i områder med grovere sediment (TOTAL E&P UK, 2010). DM# Side 47 av 118 December 2011

48 På britisk sokkel er det ikke observert sårbare arter i nordlig del av Nordsjøen (DTI, 2001). Dette bekreftes av nyere undersøkelser utført i forbindelse med Islay utbyggingen (TOTAL E&P UK, 2010). Noen isolerte individer av sjøfjæren Virgularia mirabilis ble imidlertid registrert i sandige, fine sediment på dybder rundt m. Arten er oppført på OSPAR List of Threatened and/or Declining Species and habitats som en del av biotop komplekset seapen and burrowing megafauna communities. I henhold til metodikken benyttet for konsekvensutredning (kapittel 4) er bunnfaunaen i Hildområdet vurdert som en faktor 1 i sensitivitet (lite sensitivt). Området ved Kollsnes er artsrikt. Faunaen varierer forholdsvis mye i området, men ulike arter av børstemark og muslinger dominerer i antall. Denne variasjonen gjenspeiler til en stor grad de varierte bunnforholdene i området og artenes krav til miljøforhold i sine leveområder. Det har tidligere ikke blitt observert kaldtvannskoraller langs den foreslåtte kabeltraséen fra Hild til Kollsnes. Ved det planlagte landfallstedet består sedimentene hovedsakelig av grove partikler i form av grus, sand, stein og skjellsand. Det er derfor en viss mulighet for vekst av koraller i dette område og det vil derfor utføres en havbunnskartlegging før leggeoperasjonen starter for å utelukke denne muligheten. Sannsynligheten for å identifisere et uoppdaget korallrev er derimot relativ lav, da det allerede finnes flere rørledninger og kabler i området ved Kollsnes. Det er også en viss mulighet for at det kan finnes koraller i den vestre skråningen ved Norskerenna. 6.4 Pockmarks Pockmarks er fordypninger i sjøbunnen som oppstår ved at naturlig gass og/eller væske lekker ut av lommer under havbunnen, enten ved en sakte utsiving av gass/væske eller ved plutselige utblåsninger. Gassen/væsken virvler opp finkornete sedimenter som føres bort av havstrømmer og gropene dannes. Aktive pockmarks inneholder karbonat-sedimenter (aragonitt og kalsitt) som sannsynligvis er dannet ved bakteriell nedbrytning av utstrømmende metan. Disse sedimentene utgjør et viktig habitat for bunnlevende organismer. Utsivningen av gass gir også et næringsgrunnlag for mange organismer og gropene er ofte preget av høy biologisk aktivitet. En slik lokal anrikning av næring har blitt knyttet til forekomsten av kaldtvannskoraller (Hovland & Mortensen, 1999). EU s habitat direktiv definerer habitatene om spesielt interessante, og de kan i fremtiden bli definert som fredede områder. Pockmarks forekommer fra Skagerrak i sør til Barentshavet i nord, i bløte sedimenter på bunnen av Norskerenna, men også over deler av Nordsjøplatået. Aktive pockmarks er tidligere observert i sentrale og i nordlige deler av Nordsjøen, på Fladengrunn og i Witch Ground bassenget (DTI, 2001). Pockmarks langs kabeltraséen er omtalt under kapittel Hild Figur 6-3. Plassering av Hild i forhold til hovedområder for pockmarks på britisk sokkel (markert med rødt) (DTI, 2001). DM# Side 48 av 118 December 2011

49 Det er ikke forventet at det vil finnes pockmarks langs traséen for kommunikasjonskabelen fra Hild til Huldra, da disse fordypningene vanligvis ikke oppstår i områder som er dominert av sand og grus (Global Marine Systems, 2011). Dersom det ved nærmere undersøkelser av kabeltraséen oppdages aktive pockmarks, vil det gjøres nærmere undersøkelser av disse, med vurderinger om mulig omlegging av kabeltrasé for å unngå disse. 6.5 Koraller Langs norskekysten finnes de største kjente korallrevene av kaldtvannskorallen Lophelia pertusa. Korallrevene er bygget opp av kalkskjelett og utgjør et viktig habitat for en mengde ulike dyrearter. Det er ikke registrert naturlige korallrev i Nordsjøen eller i Skagerrak. Det er derimot registrert korallkolonier på plattformbein i sentrale deler av Nordsjøen, noe som tyder på at korallarver driver i vannmassene. Forekomst av korallrev ved Hild er lite sannsynlig da havbunnen er dekket av sand, og larvene til kaldvannskorallen bunnslår på hardt substrat. 6.6 Plankton Plankton er en fellesbetegnelse for mikroskopiske organismer som flyter fritt rundt i vannmassene, og som danner grunnlag for den marine næringskjeden. Plankton kan deles inn i to grupper, planteplankton og dyreplankton. Planteplankton får energi fra fotosyntesen og lever i de øverste m av vannmassene. Oppblomstringen av planteplankton er størst om våren i mars-april, men en mindre oppblomstring skjer også om høsten i september-oktober. Viktige planteplanktongrupper er grønnalger, kiselalger og dinoflagellater. Gruppen for dyreplankton består av encellede organismer, små krepsdyr, samt egg og larver fra større dyr. Den viktigste dyreplanktonarten i Nordsjøen er raudåte (Calanus finmarchicus), som årlig tilføres fra Norskehavet via de atlantiske vannmassene. Sammensetning og mengde dyreplankton vil dermed kunne endres ved regionale forandringer i vind og temperaturforhold, eller i mengde innstrømning av atlantisk vann. De siste årene har mengden raudåte i Nordsjøen blitt betydelig redusert, trolig som følge av økt havtemperatur. Dette har igjen har hatt negativ innvirkning på rekrutteringen av fisk, blant annet for tobis, øyepål og torsk. Nordsjøen er oppvekstområde for flere kommersielt viktige fiskearter og næringstilgang, predasjon og fysiske forhold i den planktoniske livsfasen hos fisk har også stor betydning for fiskebestandene. Både plante- og dyreplankton er lite sårbare for oljeforurensning i vannmassene på grunn av vid utbredelse, raske generasjonstider og rask innstrømning fra upåvirkede områder (Melle et al., 2001). 6.7 Fisk Flere økologisk og økonomisk viktige fiskebestander har sin utbredelse i Nordsjøen, deriblant sild, brisling, makrell, hestmakrell, torsk, hyse, hvitting, øyepål, sei, rødspette, gapeflyndre, sandflyndre, tunge og lomre. I nord finnes de viktigste områdene for voksen torsk, sei, sild, hyse og øyepål, mens flatfiskene har sine leveområder lenger sør. Noen arter befinner seg i Nordsjøen hele året (sild, makrell, brisling), mens andre bare tilbringer visse perioder av året her (norsk vårgytende sild, vestlig og sørlig makrell). De fleste fiskeartene i Nordsjøen gyter om våren, med unntak av nordsjøsild og tobis, som gyter henholdsvis i august-september og november-februar. Generelt gyter hvitting over hele Nordsjøen, sei, sild og øyepål i nordlige deler av Nordsjøen, og hyse og makrell i mer sentrale deler. Tobis og torsk har mer avgrensede geografiske gyteområder. Generelt har Nordsjøbestandene til makrell, øyepål, sei og hyse full reproduksjonsevne, mens bestandene til nordsjøsild, torsk, hvitting og tobis har lav rekrutteringsevne. I henhold til metodikken benyttet for konsekvensutredning (kapittel 4) er fisk i området vurdert som faktor 2 i sensitivitet Fisk med gyteområder ved Hild I følge Marin Ressurs DataBase (MRDB) har blant annet torsk, makrell, hyse, hvitting, sei og øyepål gyteområder som overlapper med området for Hild-utbyggingen, eller i tilgrensende områder. Gyteperioden og de tidligste utviklingsstadiene er sårbare perioder i fiskens livssyklus. En oversikt over gyteperioder for aktuelle arter i området er gitt i tabell 6-1. Som vist i figur 6-4 gyter artene generelt over et større område. DM# Side 49 av 118 December 2011

50 Art Januar Februar Mars April Mai Juni Juli August September Nordsjømakrell x x x Øyepål x Sei x x Torsk x x x x Hyse x x x Hvitting x x x x x x x x x Tabell 6-1. Oversikt over gyteperioder for fisk som har gyteområder som overlapper med Hild utbyggingen. Figur 6-4. Gyteområder for hyse, sei, øyepål, torsk, makrell, hvitting og sild (MRDB). Hild-området markert med sirkel. DM# Side 50 av 118 December 2011

51 I de følgende avsnitt gis det en kort presentasjon av de ulike artene som har gyteområde som overlapper med området for Hild utbyggingen. Makrell (Scomber scombrus) Makrellen er en hurtigsvømmende pelagisk stimfisk. Makrellbestandene i Europa forvaltes som én bestand (nordøstatlantisk makrell), da det ved fangst ikke er mulig å skille bestandene fra hverandre. Nordøstatlantisk makrell består av 3 komponenter: nordsjømakrell som gyter i Nordsjøen (mai - juli), vestlig makrell som gyter i nordlige del av Biscaya, vest av Irland og Storbritannia (mars juli) og sørlig makrell som gyter utenfor Portugal og Spania (februar mai). Makrellen er kjønnsmoden når den 30 cm eller 3-4 år gammel. Etter gyting vandrer vestlig og sørlig makrell til Norskehavet og Nordsjøen for å beite. Her blir de værende fra desember til mars, for så å vandre tilbake til sine gyteområder. Makrellen har pelagiske egg som flyter i overflatelaget og larver som måler 3,5 mm ved klekking. Hoppekreps (Calanus spp), vingesnegl, yngel, fiskelarver og småfisk er viktigste byttedyr, og makrellen er selv mat for sjøpattedyr, fugl og større fisk. Makrellbestanden har vist tilbakegang siden 1998, som følge av et høyt fangstnivå. Gytebestanden i 2010 lå over føre-var nivået, og bestanden anses å ha full reproduksjonsevne. Øyepål (Trisopterus esmarkii) Øyepål er en liten torskefisk som svømmer i store stimer. Den er utbredt i Nordsjøens nordlige deler, i området øst for Shetland (Fladen), langs vestkanten av Norskerenna og inn i Skagerrak. Den lever på dyp mellom m, helst over mudderbunn. Øyepålen er kjønnsmoden når den er 1-2 år gammel og gyting foregår i februar i området utenfor nordøstkysten av England og Skottland, mellom Shetland og Norge, spesielt rundt Vikingbanken. Eggene driver i de frie vannmassene og yngelen flyter med havstrømmene og spres over store deler av den nordlige Nordsjøen og i Skagerrak. Øyepålen blir sjeldent eldre enn 4-5 år og viktigste føde er krepsdyr, raudåte, krill og pilormer. Selv er den byttedyr for torsk, hvitting, sei og sjøpattedyr. I 2004 var gytebestanden under kritisk grense, men i de senere år har rekrutteringen vært noe bedre. I dag viser beregninger at bestanden har full reproduksjonsevne. Sei (Pollachius virens) Sei er en stimfisk som har leveområder i Nordsjøen, vest for Skottland, i Skagerrak og langs norskekysten. Seien i Nordsjøen utgjør to bestander; en bestand består av individer i Nordsjøen, Skagerrak og langs norskekysten opp til 62 ºN, og en bestand av individer nord for 62 ºN. Seien holder seg hovedsakelig nær havbunnen, vanligvis ikke dypere enn 300 m, men den kan også svømme i de øvre vannmassene. Seien er kjønnsmoden når den er 4-6 år gammel. I februar mars gyter den på mellom m dyp i områder fra vest av Shetland, Tampen og til Vikingbanken. Larvene føres sørover langs vestkanten av Norskerenna, og deretter tvers over kyststrømmen. Yngelen oppholder seg først langs Vestlandskysten, og av og til Skagerrakkysten, før de trekker ut på dypere vann. Om sommeren finnes seien over hele nordsjøplatået nord for ca. 57 ºN. De første årene er raudåte, krill, fiskelarver og yngel viktigste næring, og etter hvert blir øyepål, sild og annen fisk hovednæringen. Seibestanden anses å være i god forfatning og høstes bærekraftig. Torsk (Gadus morhua) Torsk i Nordsjøen, Skagerrak og i østlige deler av Den engelske kanal utgjør Nordsjøbestanden. Torskebestander finnes også i Østersjøen, Kattegat, Irskesjøen, ved Færøyene, Island, langs norskekysten, i Barentshavet, øst og vest av Grønland og langs Canada og USA. Torsken er bunnlevende, er vanlig på dyp ned til 600 m, men den kan også beite høyere opp i vannet. Torsken er kjønnsmoden i 3-4 års alderen og gyter i områdene rundt Den engelske kanal, langs skotskekysten og i Dogger fra januar til april. Gytingen forekommer på m dyp ved temperaturer på 4-6 C. Eggene klekkes etter 2-3 uker og yngelen vokser opp langs danskekysten og i Tyskebukta, men en god del yngel finnes også rundt Shetlandsøyene. Torsken spiser mye krepsdyr som juvenil, og etter hvert som den blir eldre spiser den også tobis, sild og øyepål. Eldre torsk kan også spise opp til 3 år gamle artsfrender. Nordsjøtorsken er sjelden over 1 m og 12 kg. Torskebestanden i Nordsjøen har som følge av lav rekruttering vært kritisk i flere år, og torsken regnes som sårbar i Norsk rødliste DM# Side 51 av 118 December 2011

52 Hyse (Melanogrammus aeglefinus) Hysebestandene opptrer i de samme områdene som torsken, bortsett fra i Østersjøen. Hysa er bunnlevende, er vanlig ned til ca. 500 m dyp og finnes hovedsakelig på kontinentalsokkelen. Nordsjøhysa blir sjelden større enn 60 cm og 2 kg, og kan bli 20 år gammel. Gytingen foregår i sentrale deler av Nordsjøen fra mars - mai. Viktige oppvekstområder er i kystnære områder i Moray Firth, ved Orknøyene og Shetland, og langs Eggakanten fra Shetland til Skagerrak. Hysas viktigste føde er børstemark, muslinger, slangestjerner, tobis og sildeegg. Yngre individer av hyse utgjør selv næring for annen fisk, blant annet torsk. Bestanden har full reproduksjonsevne og høstes bærekraftig. Hvitting (Merlangius merlangus) Hvittingens leveområder er i Øst-Atlanteren fra Gibraltar til Island og i det sørøstlige Barentshavet. Hvittingen er utbredt langs hele norskekysten, men er vanligst nord for Stadt. Bestanden i Nordsjøen er den største. Hvittingen er bunnlevende ned til 200 m dyp, men den kan også beite oppover i vannmassene. Den er kjønnsmoden når den er 2 år gammel og individene blir sjeldent større enn 40 cm og 0,5 kg. Hvittingen gyter over hele Nordsjøen og gyteperioden varer i flere måneder. I januar starter gytingen sør i Nordsjøen, mens det i september er registrert egg og larver i nord. Hovednæring er øyepål, tobis og sild, samt yngel av torsk, hyse og artsfrender. Hvittingbestanden anses å være i dårlig befatning. Gytebestanden er redusert til 1/3 av nivået i 1990 og rekrutteringen av hvitting har vært svak siden Gytebestanden har derimot økt siden 2006 og rekrutteringen har vært økende de siste årene Fisk med utbredelsesområder ved Hild Tobis, hestmakrell og nordsjøsild har utbredelsesområder som overlapper med området for Hildutbyggingen (RKU Nordsjøen, 2006). Som vist i figur 6-5 er utbredelsen av artene generelt over et større område. Tobis Sild DM# Side 52 av 118 December 2011

53 Hestmakrell Figur 6-5. Utbredelsesområder for tobis, sild og hestmakrell (RKU Nordsjøen, 2006). I de følgende avsnitt gis det en kort presentasjon av de ulike artene som har utbredelsesområde som overlapper med området for Hild utbyggingen. Tobis Havsil (Ammodytes marinus) Tobis er en samlebetegnelse for fisk i silfamilien, hvor havsilen er den mest dominerende i Nordsjøen. Det finnes syv separate bestander av tobis i Nordsjøen. Havsilen er utbredt fra sør i Den engelske kanal til Barentshavet, hvor den holder seg på rundt m dyp. Den er en liten, åleformet fisk på inntil 24 cm, som ligger i dvale, nedgravd i sand mesteparten av året. I mars-april kommer den ut av sanden for å beite på dyreplankton. Havsilen er kun ute av sanden på dagtid, og om nettene ligger den nedgravd. Fra tiden rundt St. hans går den i dvale igjen. Havsilen er kjønnsmoden når den er rundt 2 år, og gytingen foregår i samme område som den ligger nedgravd. Havsilen gyter i områdene fra Vikingbanken til danskekysten, Dogger, Storbritannia og ved Shetland. Eggene festes til bunnen, klekkes i mars og larvene er pelagiske frem til de bunnslår juni-juli. Yngelen beiter frem til oktober-november før de går i dvale det første året. Havsilen er bytte for en mengde fisk, sjøpattedyr og fugl. Etter årtusenskifte har bestandene ligget under kritisk grense. I 2011 ble det iverksatt en områdebasert forvaltning av tobis i norsk sone. Formålet er å sikre at det er tilstrekkelig med gytefisk i alle historisk viktige tobisområder, for å øke rekrutteringen. Nordsjøsild (Clupea harengus) Silda er en pelagisk stimfisk som lever hele sitt voksne liv i Nordsjøen. Sildas viktigste beiteområder er ved vestkanten av Norskerenna, samt i Skagerrak. De yngste individene befinner seg i Skagerrak og Kattegat, mens de voksne holder seg lenger mot nord. Silda er kjønnsmoden ved 2-3 års alderen og gyter fra juli-oktober. De viktigste gyteområdene finnes i nordvestlige deler av Nordsjøen, rundt Shetland, ved østkysten av Skottland og England, og i Den engelske kanal. Eggene synker til bunns etter befruktning, kleber seg fast i bunnen og de klekkes etter døgn. Små krepsdyr er viktigste byttedyr, mens silda selv utgjør en viktig del av næringskjeden opp til de høyere trofiske nivåer. De siste 10 årene har rekrutteringen av nordsjøsild vært dårlig, trolig som følge av manglende næring for larvene. Siden 2006 har gytebestanden vært under føre-var grensen, og det er en risiko for at bestanden har en redusert reproduksjonsevne. DM# Side 53 av 118 December 2011

54 Hestmakrell (Trachurus trachurus) Hestmakrell er en hurtigsvømmende pelagisk stimfisk som kan vandre over store områder. Hestmakrellen i Europa er inndelt i tre bestander etter hvor gyteområdene er; den sørlige bestanden gyter utenfor Spania og Portugal, den vestlige gyter i Biscaya, vest av Irland og Storbritannia og nordsjøbestanden gyter i sørlig del av Nordsjøen. Hestmakrellen er kjønnsmoden når den er ca. 3-5 år gammel og levetiden er opp til 40 år. Etter gyting flyter eggene i overflatelaget og hestmakrellen ser ut til å kunne justere eggproduksjonen gjennom gytesesongen. Etter gyteperioden foretar den vestlige bestanden næringsvandring inn i Norskehavet og Nordsjøen hvor den beiter på plankton, yngel, småfisk og bunndyr. Det er uvisst hvor stor Nordsjøbestanden er og derfor ikke mulig å angi status for bestanden. Gyteområder ved Kollsnes Registrerte gyteområder i området ved Kollsnes er registrert ved Greipingen, Senosen og Stureosen for torsk, og ved Kvaliosen for lange (figur 6-6), (Kystsoneplan for Øygarden, 2004). Fiskeartene som gyter i området ved Kollsnes har gyteområder som har en stor utstrekning og det er ikke forventet at kabelleggingen vil utgjøre en risiko for hverken torsk eller lange på bestandsnivå. Figur 6-6. Registrerte gyteområder for torsk og lange nær Kollsnes. Kollsnes er markert med rødt punkt. 6.8 Sjøfugl Sjøfugl er arter som lever hele eller deler av livet i marine områder og som er avhengige av havet for å skaffe næring. Generelt har sjøfugl en høy levealder, de er sent kjønnsmodne og har en lav reproduksjonsrate. Sjøfugl kan deles inn i typiske sjøfugl og sesongmessige sjøfugl. De typiske sjøfuglene oppholder seg i marine områder hele året og omfatter havhest, stormsvaler, havsvale, lirer, havsule, skarver, alkefugler, mange måkefugler, og enkelte andefugler og vadefugler. De sesongmessige sjøfuglene er avhengig av havet i kortere eller lengre perioder av året, enten under myting, trekk eller overvintring. Denne gruppen omfatter lommer, dykkere, mange andefugler og enkelte måkefugler. Sjøfuglene deles videre inn i økologiske grupper ut fra hvordan de finner næringen sin. DM# Side 54 av 118 December 2011

55 Pelagisk sjøfugl omfatter arter som er knyttet til fuglefjell i hekkeperioden, som leter etter føde langt ute fra koloniene og som i hovedsak lever av stimfisk og krill. Pelagisk overflatebeitende sjøfugl omfatter havhest, havsule, havsvale, stormsvale, storjo, tyvjo, krykkje, lirer og sildemåke. Pelagisk dykkende sjøfugl omfatter lomvi, polarlomvi, alke, lunde og alkekonge. Kystbundne sjøfugl finnes i kystnære områder og inne i fjordarmer, og livnærer seg på fisk og bunndyr. Kystbundne overflatebeitende sjøfugl omfatter rødnebbterne, hettemåke, fiskemåke, gråmåke, sildemåke, svartbak og makrellterne. Kystbundne dykkende arter omfatter storskarv, toppskarv, smålom, storlom, islom, gråstrupedykker, teist, laksand og siland. Kystbundne bentisk beitende arter omfatter havelle, svartand, sjøorre, ærfugl, bergand, toppand og kvinand. Nordsjøen er et viktig område for flere store sjøfuglbestander. Spesielt viktige er havområdene over kontinentalsokkelen utenfor Vest Agder til Sogn og Fjordane (Skov et al., 1995). I vintersesongen finnes det store bestander av krykkje i hele Nordsjøen. Også alkekonge har en vid utbredelse i Nordsjøen om vinteren, med unntak av de kystnære strøkene lengst nord. I de nordlige delene av Nordsjøen overvintrer en del bestander av svartbak, og i de sørlige delene av Nordsjøen overvintrer alker. Langt til havs finnes en stor del av den sørnorske og britiske bestanden av lunde, samt bestander av gråmåke og lomvi. Om våren er det stor tetthet av sildemåke og gråmåke i de sørligste delene av Nordsjøen og i Skagerrak. Svartbak har et mer kystnært preg i vårsesongen, mens lomvi finnes i store mengder til havs. Om høsten finnes det et høyt antall lomvi i hele Nordsjøen, og en lavere tetthet av havhest i nordlige kystnære områder. Om sommeren er det en liten mengde svartbak i Nordsjøen. Lomvibestandene holder seg langs kysten om sommeren, med en lav tetthet i de sørligste delene av Nordsjøen. I de nordligste delene av Nordsjøen finnes det en del lunde om sommeren, da de største hekkekoloniene på britisk og norsk side finnes her. Gjennom hele året finnes det et moderat antall havsule i Nordsjøen, med unntak av kystnære strøk i vår - og sommerhalvåret. Også fiskemåkebestander opptrer kystnært i Nordsjøen gjennom hele året, men i en lavere tetthet om sommeren. Utbredelsesdataene er basert på toktdata fra 2006 (Fauchald et al., 2006) og data fra European Seabird at Sea. Influensområdet for oljeutslipp ved et større oljeutslipp fra Hild har lav sannsynlighet for å nå kysten. Likevel er kystnære sjøfuglområder i nordre del av Hordaland og Sogn og Fjordane beskrevet. Låtersøy er en viktig hekkeplass for toppskarv, svartbak og gråmåke i Hordaland. I Sogn og Fjordane er Einevarden et viktig fuglefjell for lunde, toppskarv, krykkje, lomvi, alke, havhest, gråmåke og sildemåke. Ytterligere viktige hekkelokaliteter i Sogn og Fjordane er Indrevær-Utvær, Moldvær/Håsteinen/Ryggesteinen, Ytterøyane og Veststeinen. Kolonier som holder til her er toppskarv, ærfugl, svartbak, sildmåke, gråmåke, grågås, teist, fiskemåke, tyvjo, lunde, lomvi, alke, havsule og havhest. Viktige overvintringsområder for ærfugl, teist og havelle er i Indrevær-Utvær (RKU Nordsjøen, 2006). Flere av sjøfuglene i Nordsjøen har en nasjonal og internasjonal verneverdi. Krykkje er en norsk ansvarsart og står oppført som sterk truet i Norsk rødliste Lunde og lomvi står oppført som henholdsvis sårbar og kritisk truet i rødlistene. Lomvi og andre alkefugler regnes som ekstra sårbare arter da de myter i åpent hav og er flygeudyktige i de påfølgende dagene. Både havhest, krykkje og lunde har en internasjonal verneverdi. Ved et oljeutslipp vil fuglens fjærdrakt ødelegges ved direkte kontakt med oljen. Fjærdrakten vil ikke lenger virke vannavstøtende og varmeisolerende, noe som vil føre til et økt varmetap. For å kompensere for varmetapet vil fuglen forsøke å øke metabolismen, noe som vil ende med at fuglen dør av nedkjøling og underernæring. Som vist i figur 6-7 er Hild-området generelt vurdert å ha lav til moderat sårbarhet for sjøfugl i de ulike sesonger. Data på artsnivå er presentert i miljørisikoanalysen, basert på siste SEAPOP-data (DNV, 2011a). Basert på dette, og i henhold til metodikken benyttet for konsekvensutredning (kapittel 4), er sjøfugl i området vurdert som en faktor 2 i sensitivitet. DM# Side 55 av 118 December 2011

56 Figur 6-7. Forekomst av sjøfugl i Nordsjøen i ulike sesonger (februar, april, juni og august) (Kilde: MRDB). DM# Side 56 av 118 December 2011

57 6.9 Marine pattedyr Vågehval, nise og kvitnos er de tre vanligste hvalartene i Nordsjøen. Vågehvalen oppholder seg i Nordsjøen i forbindelse med næringsvandring, mens nise og kvitnos er mer stedsbundne. Generelt er forekomsten av hval større i den vestlige delen av Nordsjøen enn i den østlige. Vågehvalen oppholder seg i den nordvestlige delen av Nordsjøen, spesielt i områdene rundt Storbritannia. På sommerstid er det mellom individer i Nordsjøen, avhengig av næringstilbudet. Om vinteren oppholder vågehvalen seg i varmere farvann hvor ungene fødes og parringen finner sted. Voksne individer har en kroppslengde på 7-9 m og totalvekt på 4-7 tonn. Levetiden er rundt 30 år. Den er kjønnsmoden som 5 åring, og det antas at hunnene føder én unge i året etter dette. Viktigste byttedyr i Nordsjøen er tobis, makrell, sild og andre fiskearter. Nise forekommer i hele Nordsjøen og er den mest tallrike arten. Nordsjøbestanden er beregnet til individer og nisen er totalfredet i Norge. Individer opptrer enten alene eller i flokker på 2-5 artsfrender. Voksne individer kan bli 1,9 m lange og veier rundt 50 kg. Levealder er antageligvis litt over 20 år. Viktigste byttedyr er makrell, sild, tobis, torskefisk, blekksprut og krepsdyr. Kvitnos og kvitskjeving er to delfinarter som holder til i Nordsjøen. I Nordsjøområdet er det ca individer av disse to artene til sammen, men den absolutt vanligste er kvitnosen. Mesteparten av observasjonene av kvitnos gjøres i den vestlige delen av Nordsjøen. Kvitnosen spiser fisk og blekksprut og levetiden er opp til 40 år. Voksne individer kan bli 2,8 m og ca. 200 kg. Steinkobbe og havert er de vanligste selartene i Nordsjøen. Selene lever året rundt i kolonier spredt langs norskekysten. De er kystnære og stedsegne, med kaste (føde) - og hvileplasser på land. Steinkobben oppholder seg på beskyttende lokaliteter i skjærgården. Bestanden langs norskekysten utgjør rundt 6700 dyr, hvorav ca dyr finnes sør for Stadt til svenskegrensen. Steinkobben lever i mindre flokker på noen titalls dyr eller i større kolonier på noen hundre individer. De er kjønnsmodne ved 4 års alderen og levealder er ca. 35 år. Ungene fødes på kasteplasser i slutten av mai - juli og dier frem til de er én måned gamle. Voksne steinkobber blir rundt 1,50 m lange og de kan veie opptil 100 kg. De jakter på små fisk som sei, øyepål og sild på relativt grunt vann. Hårfelling skjer fra midten av august. Haverten holder til på de ytterste og mest værharde holmer og skjær langs norskekysten, fra Rogaland til Finnmark. Haverten er kystnær, men kan krysse Nordsjøen i forbindelse med beiting. Den lever i flokk og danner store kolonier i forbindelse med kasting, parring og hårfelling. Haverten er kjønnsmoden i 5-7 års alderen og levealderen er rundt 35 år. Kastingen og parring foregår i september desember, og hårfelling i februar-april. Voksne hanner kan bli 2,3 m lange og veie over 300 kg, mens hunnene kan bli 1,9 m og 190 kg. Viktigste byttedyr er fisk som steinbit, torsk, sei og hyse. I forhold til et mulig større oljeutslipp fra Hild kan steinkobbe i områdene langs kysten av Sogn og Fjordane ha en viss relevans, men det er svært lav sannsynlighet for at olje skal nå land/kystsonen. Steinkobbens og havertens sårbarhet for olje varierer gjennom året. Sårbarheten er størst i kasteog yngleperioder, litt mindre i hårfellings- og hvileområder, og regnes som lav for sel ved næringssøk (SFT & DN, 1996). Hval er generelt lite sårbare for oljesøl, og eventuelle konsekvenser fra et akutt oljesøl forventes ikke å ha følger på bestandsnivå (RKU Nordsjøen, 2006). I henhold til metodikken benyttet for konsekvensutredning (kapittel 4) er sjøpattedyr i området vurdert som faktor 1 i sensitivitet. Figur 6-8 viser kaste-, hvile- og hårfellingsplasser for havert og steinkobbe (MRDB). DM# Side 57 av 118 December 2011

58 Figur 6-8. Kaste-, hvile- og hårfellingsplasser for havert og steinkobbe (MRDB) Kystnære ressurser Langs vestlandskysten finnes en rekke naturressurser og områder som er spesielt sårbare i forhold til oljeutslipp. En grundig beskrivelse er gitt i RKU Nordsjøen (2006). Siden et mulig influensområde for et stort oljeutslipp fra Hild har svært lav sannsynlighet for å nå land, er det nedenfor kun listet en punktvis oversikt over viktige fakta. I Sogn og Fjordane har to naturreservater, Einevarden og Indrevær, internasjonal verdi og høy sårbarhet. 61 øvrige områder i fylket har en nasjonal verdi og høy sårbarhet for oljeforurensning. Bremanger-Ytre Sula er et viktig hekke-, beite-, myte-, trekk-, og overvintringsområde for sjøfugl, samt kasteområde for kobbe. 32 områder i Hordaland har en nasjonal verdi og høy sårbarhet for oljeforurensning. Tjue av disse ligger i eksponerte kystområder, og de fleste er vernede sjøfuglreservater. Ingen av områdene er av internasjonal verdi. Spesielt miljøfølsomme områder (SMO): Værlandet i Sogn og Fjordane: regional SMO for sjøfugl og marine pattedyr Sjøfuglreservater: Hordaland: 70 Sogn og Fjordane: 57 Viktige hekkelokaliteter: Hordaland: Låtersøy Sogn og Fjordane: Indrevær/Utvær, Moldvær-Håsteinen-Ryggesteinen-Ytterøyane- Veststeinen-Einevarden Myteområder: Sogn og Fjordane: Ryggsteinen, Ytre Solund Hordaland: Fedje, Møksterområdet, Espevær. DM# Side 58 av 118 December 2011

59 Overvintringsområder sjøfugl: Sogn og Fjordane: Indrevær-Utvær Hordaland: Herdlaområdet Strandområder: Hordaland: ca 250 vernede/foreslått vernede strandlokaliteter Sogn og Fjordane: data ikke kategorisert (RKU Nordsjøen, 2006), men antatt til flere hundre Områder prioritert av NOFO i forhold til oljevernaksjoner, samt områder vurdert som MOB A og B i forhold til oljesøl, er presentert i figur 6-9 sammen med en indikasjon av utbredelse av influensområde for et stort oljeutslipp fra Hild. Marine verneområder: Ingen av de 17 områdene som det er meldt oppstart for i Nasjonal marin verneplan (DN 2010) ligger innenfor et relevant influensområde for Hild. I henhold til metodikken benyttet for konsekvensutredning (kapittel 4) er sårbare kystnære områder innen aktuelt influensområde vurdert som faktor 2 i sensitivitet. Figur 6-9. Prioriterte miljøområder i forhold til oljevern (venstre), samt områder sårbare for oljeutslipp (MOB A og B) sammenstilt med statistisk influensområde for oljeutslipp ved havari av lagerskip på Hild Spesielt verdifulle områder (SVO) I arbeidet med forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak er det gjennomført en prosess for identifisering og vurdering av spesielt verdifulle områder (SVO) (Ottersen et al., 2010). Disse er angitt på kart i figur 6-10 og inneholder følgende områder: 1 - Bremanger til Ytre Sula, 2 - Korsfjorden, 3 - Karmøyfeltet, DM# Side 59 av 118 December 2011

60 4 - Boknafjorden/Jærstrendene, 5 - Listastrendene, 6 - Siragrunnen, 7 - Transekt Skagerrak, 8 - Ytre Oslofjord, 9 - Skagerrak, 10 - tobisfelt, 11 - tobisfelt, 12 - makrellfelt kystsonen (generelt viktig område). Av disse er område 10 (tobisfelt, Vikingbanken) relevant til Hild, i tillegg til område 1 (Bremanger- Ytre Sula) som kan ha en viss relevans i forhold til et eventuelt stort akuttutslipp av olje. For område 1 vil det være langt mindre enn 5% sannsynligvis for at området berøres, og kun for èn kategori av identifisert hendelsestype; havari av lagerskip - som har meget lav sannsynlighet. For vurdering av område 10, se kapittel 7.5. Figur Spesielt verdfulle områder (SVO) som identifisert i arbeidet med Forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak (Kilde. Ottersen et al., 2010). Hild-området indikert med sirkel. Tobisområdet på Vikingbanken Kabeltraséen som er planlagt mellom Hild og Kollsnes vil krysse et tobisfelt på Vikingbanken. Dette feltet regnes som et særlig verdifullt område (SVO) (figur 6-10 og 8-10) (Ottersen et al., 2010). Tobisen er stedbunden, holder til på sandbunn og tilbringer en stor del av sin tid i nedgravd tilstand. Om vinteren går den i dvale og gytingen finner sted over havbunnen rundt årsskifte. Nybefruktede egg fester seg til bunnsubstratet og de nyklekkede larvene flyter fritt i vannmassene. Tobisområdet på Vikingbanken er unntatt fiske da målet er å bygge opp bærekraftige lokale gytebestander (Havforskningsinstituttet, 2011). Det er ikke forventet negative effekter for tobis på bestandsnivå som følge av kabelleggingen. For å redusere de negative effektene vil det være fordelaktig å unngå kryssing av tobisfeltet rundt gyteperioden (årsskifte). DM# Side 60 av 118 December 2011

61 6.12 Miljøovervåkning Operatørselskapene er pålagt å drive miljøovervåkning for å kartlegge forurensning fra olje- og gassvirksomheten, jfr. aktivitetsforskriften. Miljøovervåkningen skal inkludere sjøbunnen (sedimenter og bunndyrsfauna) og vannmassene. Norsk sokkel er inndelt i 11 overvåkningsregioner, hvorav region I- Ekofisk, II - Sleipner, III Oseberg/Troll og IV- Statfjord, dekker Nordsjøen. Miljøundersøkelsene i den enkelte region gjennomføres hvert tredje år. Sjøbunnsovervåkningen innebærer prøvetakning av sjøbunnen på faste stasjoner, kjemisk analyse, samt analyse av sammensetning i bunndyrsfaunaen. I vannsøyleovervåkningen skilles det mellom to overvåkningskomponenter; effekt- og tilstandsovervåkning. Effektovervåkningen skal avdekke hvilke effekter utslipp fra petroleumsindustrien har på fisk og blåskjell. Tilstandsovervåkningen innebærer å dokumentere konsentrasjoner av kjemiske komponenter i frittlevende fisk som følge av utslipp fra petroleumsvirksomheten. Effektovervåkningen skjer hvert år, mens tilstandsovervåkningen skal gjennomføres hvert tredje år. Hild ligger i region III- Oseberg/Troll. Miljøovervåkning i denne regionen ble for første gang utført 1998, deretter i 2001, 2004 og Totalt 15 felt, fra Oseberg J i sør til Fram Vest i nord, inngår i undersøkelsene. Region III deles inn i to underregioner som følge av ulike fysiske, kjemiske og biologiske egenskaper; underregion Oseberg ligger på det grunne Nordsjøplatået, og underregion Troll ligger i Norskerenna. Hild ligger i underregion Oseberg og resultatene fra miljøovervåkningen 2007 vil omhandle denne underregionen (Miljøovervåkning Region III, 2007). Sedimentene i underregion Oseberg er dominert av fin sand og gjennomsnittelig innhold av totalt organisk materiale (TOM) er 0,85%. Innholdet av totalmengde hydrokarboner (THC) ligger generelt mellom 2 og 20 mg/kg. I 9 av 11 undersøkte felter ble det påvist THC og Ba- konsentrasjoner som var over beregnet grenseverdi for kontaminering. Høyeste THC-verdier er påvist på Oseberg Sør og Veslefrikk med henholdsvis mg/kg og 330 mg/kg. Areal kontaminert med THC i underregion Oseberg, ligger på mellom km 2. Høyeste Ba-verdier er påvist på Oseberg C og Veslefrikk med henholdsvis mg/kg og mg/kg. Areal kontaminert med Ba er omtrent 550 km 2. Det er ikke funnet noen forandring i innhold av TOM, THC eller Ba i løpet av de siste miljøundersøkelsene i regionen. I 7 av 11 undersøkte felter ble det påvist påvirket fauna. I 2007 ble det foretatt en grunnlagsundersøkelse for Hild hvor 14 stasjoner ble undersøkt (Grunnlagsundersøkelse, 2007). Resultatene viste at sedimentet på Hild er sandholdig med 85,8-98,4 % sand og at innholdet av TOM ligger på mellom 0,52-1,60 %. Innholdet av pelitt (sedimentær bergart hvor finkornet leire er hovedkomponenten) varierte mellom 1,20-14, 12%. Grenseverdien for kontaminering ble hentet fra miljøovervåkning av region III- Oseberg/Troll i 2004 (grunn underregion). THC ble påvist i konsentrasjoner fra 1,8-11,3 mg/kg. En av de undersøkte stasjonene hadde en THC konsentrasjon som lå over grenseverdien for kontaminering. To av stasjonene hadde sedimenter som inneholdt 0,008 mg/kg og 0,010 mg/kg av polysykliske aromatiske hydrokarboner (PAH) og henholdsvis 0,005 mg/kg og 0,001 mg/kg av naftalen, fenatren/antracen, dibenzotiofen og deres C1-C3 alkylerte homologer. Bariuminnholdet ble påvist i konsentrasjoner fra 16, 2-286, 7 mg/kg og blyinnholdet lå mellom 2,2-4,3 mg/kg. Kadmium varierte mellom 0,023-0,106 mg/kg, kobber mellom 0,5-1,6 mg/kg og krom mellom 4,2-5,4 mg/kg. Kvikksølv ble påvist i 2 av de 14 stasjonene med konsentrasjoner på henholdsvis 0,006-0,005 mg/kg. Konsentrasjonen av sink varierte mellom 3,2-8,3 mg/kg. Sedimentene på en stasjon hadde barium- og sinkkonsentrasjoner som lå over beregnet grenseverdi for kontaminering, mens innholdet av kadmium var høyere enn grenseverdien for kontaminering i 13 av 14 stasjoner. Det høye innholdet av kadmium er ansett å være et naturlig bakgrunnsnivå i sedimentet på Hild. Bunnfaunaen på Hild er dominert av Annelida (leddormer) med 41% av alle registrerte taksa, Arthropoda (leddyr) og Mollusca (bløtdyr) med henholdsvis 25% og 24% av alle taksa. Børstemarken Pectinaria koreni var den mest tallrike arten ved 13 av 14 undersøkte stasjoner. Det er tidligere foretatt flere leteboringer ved Hild, og den nærmeste brønnen til det undersøkte stasjonsnettet i denne undersøkelsen, som ble boret i 1980, lå ca. 130 m fra et prøvetakingspunkt (Hild 03). Det ble ikke påvist areal med kontaminerte sedimenter eller faunaforstyrrelse på Hild. Feltlokalisering er noe endret siden grunnlagsundersøkelsen, og en ny undersøkelse vil bli utført i 2013 (jf. kapittel 9.5). Plassering av feltinnretninger sammenholdt mot tidligere stasjonsnett er vist i figur DM# Side 61 av 118 December 2011

62 H1 H03 30/4-2 (1980) Hild 30/4-D-1H (2009) H06 FSO Figur Statsjonsnett fra grunnlagsundersøkelsen og planlagt plassering av feltinnretninger Kulturminner En kulturminneutredning ble i 2006 utført på norsk sokkel i Nordsjøen, fra sokkelgrensen til 62º nord (NSM, 2006). Aktuelle kulturminner innen utredningsområdet vil gjelde funn fra steinalderen og skipsvrak. Det er ingen kjente funn fra steinalderen i utredningsområdet, men basert på funn gjort ellers i Nordsjøen og kunnskap om tidligere havnivå, vil det være et potensial for nye funn over det meste av kontinentalsokkelen grunnere enn 140 m (figur 6-12). Alle funn fra steinalderen er automatisk fredet etter kulturminneloven. Et begrenset antall funn av skipsvrak er funnet utenfor grunnlinjen, men potensialet for funn er til stede, da det er omtalt et betydelig antall forlis i området. Kulturminneloven gir automatisk vern hvis skipet er eldre enn 100 år fra byggetidspunktet. På britisk side ble det utført en undersøkelse av UK Hydrographic Office i forbindelse med utbygging av Forvie og Jura området, dvs. i området like vest for Hild. Undersøkelsen fant sted i et område med en radius på 20 km mellom 60º N og 001º E. Totalt ble det registrert 5 skipsvrak i området (TOTAL E&P UK, 2004). DM# Side 62 av 118 December 2011

63 Figur Nordsjøkontinentets utbredelse i perioden år før nåtid (RKU Nordsjøen, 2006 / Norsk sjøfartsmuseum). Plassering av Hild er indikert med rød sirkel I henhold til metodikken benyttet for konsekvensutredning (kapittel 4) er kulturminner i området vurdert som faktor 1 i sensitivitet. Kollsnes ligger i et område som generelt vurderes å ha et betydelig potensiale for funn av maritime kulturminner. Både eksponeringen mot sørvest og at det gjennom tidene har vært betydelig med skipstrafikk langs denne delen av kysten gjør at dette område er vurdert som et potensielt funnsted for eldre skipsvrak, vrakdeler eller last. Det er tidligere ikke registrert konkrete funn av skipsvrak i området vest for Kollsnes og nærmere undersøkelser av kabeltraséen vil bidra til å avdekke slike eventuelle forekomster. Dersom det påvises kulturminner ved kartleggingen av kabeltrasèen, vil dette bli tatt hensyn til ved den videre detaljplanlegging av trasèen. Det er registrert flere skipsvrak i området hvor kabeltraséen mellom Hild og Huldra er planlagt. Etter en nærmere kartlegging av området, ble det nærmeste observerte skipsvraket registrert 786 m unna kabeltraséen (Global Marine Systems, 2011). Det er derfor ikke forventet at det vil oppdages skipsvrak langs selve traséen. Dersom det under kartlegging av traséen skulle påvises skipsvrak eller rester av steinalderbosetninger, vil en videre håndtering avklares nærmere med kulturminnemyndighetene. DM# Side 63 av 118 December 2011

64 7 MILJØKONSEKVENSER OG AVBØTENDE/FOREBYGGENDE TILTAK 7.1 Utslipp til luft Det er gjennomført spesifikke studier for å beregne utslippene til luft fra Hild prosjektet i ulike faser og gjennom hele livsløpet (Add Novatech, 2011). Siden enkelte prosjektspesifikke forhold har en viss usikkerhet i planleggingsfasen, er det for enkelte aktiviteter (for eksempel fartøyoperasjoner) gjort estimater og benyttet standardfaktorer for utslipp. I forbindelse med Hildutbyggingen er det gjennomført omfattende studier og utredninger av muligheter for å begrense utslipp til luft og oppnå bedre energieffektivitet, samt finne frem til de beste tilgjengelige teknikker (BAT) for de ulike systemer. I anbefalt konsept for energiløsning ligger kraftforsyning fra land, bruk av beste tilgjengelige løsning for gjenvinning av flyktige hydrokarboner fra lagring og lossing av olje med mer. Utslipp til luft i de ulike prosjektfaser er nærmere gjennomgått i følgende delkapitler Energi og utslipp knyttet til produksjon av materialer For å kunne presentere feltets totale utslipp i et livsløpsperspektiv er det gjort beregninger for utslipp til luft knyttet til den materialmengde som er nødvendig for å kunne bygge ut Hild. Stål vil utgjøre det meste av det totale materialbehovet for plattformen, anslått til tonn. I tillegg kommer stål til rørledninger, ca tonn. Lagerskipet inngår ikke i oversikten, da dette vil være konvertering av et eksisterende skip og ikke nybygg. Totalt utslipp av CO 2 relatert til denne aktiviteten er beregnet til ca tonn, og 110 tonn NO X. I tillegg vil skipstransport av råmaterialer innebære energibruk og assosierte utslipp til luft, anslått til 4000 tonn CO 2 og 119 tonn NO X Beskrivelse av utslipp til luft i bore- og installasjonsfasen I bore- og installasjonsfasen er det i hovedsak kraftgenerering på borerigg som medfører utslipp til luft. Det vil også være utslipp til luft i forbindelse med opprenskning og klargjøring av brønnen for produksjon. Videre vil tungløftfartøy, diverse rørleggingsfartøy, helikoptertrafikk samt støttefartøy som beredskaps- og forsyningsfartøy bidra med utslipp. Riggen som skal benyttes på Hild vil være et nybygg av typen heavy duty oppjekkbar rigg. Det er utarbeidet et estimat for utslipp til luft basert på et dieselforbruk på 13,8 tonn pr dag. CO 2 -utslipp fra boring vil utgjøre ca tonn fordelt på årene NO X -utslippene vil utgjøre ca. 640 tonn (Add Novatech, 2011). På nåværende tidspunkt eksisterer det ingen borerigger som kan benytte elektrisk kraft fra land. For riggen som er kontrahert for boring på Hild utredes nå muligheten for elektrisk drift av denne. Under borekampanjen vil et beredskapsfartøy ligge permanent på lokaliteten mens det antas at et forsyningsfartøy vil anløpe feltet to ganger pr uke. Det er per i dag ikke avklart hvorvidt forsyningsfartøyet vil gå på diesel eller flytende naturgass (LNG). Under avgrensingsboringen i 2009/2010 ble det nybygde skipet Viking Lady fra Eidesvik Offshore benyttet. Fartøyet er drevet med LNG, noe som reduserer NOx utslippene med 85% til 90% sammenlignet med et dieseldrevet fartøy. I tillegg reduseres CO 2 utslippene med ca 20% (mens metanutslippene kan øke noe avhengig av valgt teknologi for LNG drift). Det vil i den videre planleggingen bli tatt stilling til om denne typen fartøy skal benyttes i utbyggingen og driften av Hild. For beregningene er et dieseldrevet fartøy lagt til grunn som et konservativt estimat. De marine operasjonene vil foregå i ulike kampanjer spredt over flere år. Installasjon av stålunderstell og overbygning er estimert til å ta om lag en måned og vil kreve bruk av et tungløftfartøy. Til rørlegging vil det være behov for ulike typer fartøy til blant annet havbunnsundersøkelse, rørlegging, steindumping, samt ROV- og/eller dykkerfartøy. Totalt bruk av fartøy knyttet til DM# Side 64 av 118 December 2011

65 rørlegging er opptil 7 fartøy og er estimert til 400 fartøydøgn og inkluderer mobilisering og demobilisering. Estimatet i tabell 7-1 er således konservativt. Det antas videre at det vil være behov for 1-2 helikopterflyvninger per uke. Aktivitet CO 2 (tonn) NOx (tonn) SO 2 (tonn) NMVOC Oljeeksport ,9 0,8 Plattformoperasjoner ,3 3,6 Boring ,5 4,6 Helikopter ,7 1,4 Fartøyer ,2 Fakling Klargjøring av brønner Rørlegging ,6 2,1 Ståltransport ,9 0,2 Stålproduksjon ,5 10 Avvikling ,5 5,4 Oljelagring Oljelasting Diffuse utslipp Sum Tabell 7-1. Estimerte utslipp til luft fra boring, installasjonsarbeid, driftsfase og ved avslutning. Utslippene er basert på Add- Novatech (2011) og dels beregnet ved hjelp generelle utslippsfaktorer fra OLF (OLF 2009). Figur 7-1 viser prosentvise bidrag til henholdsvis CO 2 og NO X -utslipp fordelt på kilde. Boring representerer henholdsvis 7% av CO 2 -utslippene og 15% av NO X -utsliuppene over feltets levetid. Ved elektrifisering av boreriggen, når Hild plattformen er i produksjon, kan store deler av utslippene bortfalle. Hild CO2 per kilde Hild NOX per kilde 1 % 8 % 5 % 7 % 2 % Oljeeksport Plattformoperasjoner Boring 18 % 3 % 12 % Oljeeksport Plattformoperasjoner Boring 24 % 14 % Helikopter Fartøyer Fakling Klargjøring av brønner 3 % 3 % 7 % 15 % Helikopter Fartøyer Fakling Klargjøring av brønner 1 % 3 % 11 % 23 % Rørlegging Ståltransport Stålproduksjon Avvikling 3 % 1 % 31 % 5 % Rørlegging Ståltransport Stålproduksjon Avvikling Figur 7-1. Prosentvis oversikt over kilde til utslipp til luft i alle faser (CO 2 og NO X) Beskrivelse av utslipp til luft i driftsfasen Produksjonen av olje og gass fra Hild vil kun medføre begrensede utslipp til luft av CO 2, NO X og VOC, som følge av at kraft fra land er valgt som løsning på kraftforsyningen. I beregningene av utslipp er kraft fra land ansett som utslippsfri. Siden kraft vil komme via kabel fra land vil fartøyoperasjoner og fakling utgjøre de største enkeltkildene til utslipp. Årlige CO 2 -utslipp fra plattformoperasjoner vil være under 2000 tonn og under 40 tonn for NO X. Når lagerskipet ligger på svai vil det normalt få kraft fra Hild via egen strømkabel. Under losseoperasjoner vil imidlertid kraft genereres på lagerskipet ved hjelp av dieselmotorer. Diesel vil også brukes til generatorer for nødstrøm på plattformen. Totalt forbruk av diesel er estimert til å være 400 tonn per år. DM# Side 65 av 118 December 2011

66 CO 2 utslipp[tonn] Plan for utbygging, anlegg og drift av Hild Andre utslipp inkluderer diffuse utslipp fra lagring og lasting av olje. Oljen lagres på lagerskipet og overføres til skytteltanker for eksport fra feltet. Utslipp fra lagring og lasting av olje skjer både i forbindelse med lasting av råoljen til skytteltankere samt fra lagring av råoljen på lagerskipet. Utslippene kan bestå av metan (CH 4 ) og nmvoc blandet med inertgass. For å redusere utslippene av flyktige hydrokarboner skal lagerskipet utrustes med systemer for gjenvinning av VOC. I stedet for inert gass vil hydrokarbongass benyttes til å opprettholde trykk i tankene under oljelossing for Hild. Denne gassen vil gjenvinnes. Teknologien ble utviklet som en følge av miljøkravene for norsk sokkel, og benyttes allerede på flere felt. I tillegg til miljønytten i form av reduserte utslipp, bidrar teknologien til økte inntekter (salg av VOC-gass som tidligere ville blitt ventilert/ev bruk som drivstoffgass) og reduserte vedlikeholdskostnader (mindre korrosivt miljø enn ved inert gass). I høringskommentarene til forslaget til utredningsprogram har Klif signalisert strenge miljøkrav relatert til VOC-anlegget. Det er ikke konkludert med endelig utforming av VOCgjenvinningsanlegget for Hild, men det vil bygge på prinsippene som nevnt over. Løsningen for Hild vil utvikles videre og TOTAL E&P NORGE vil presentere denne i prosessen med søknad om utslippstillatelse til KLIF. Det er estimert at fakling vil foregå i 1 % av den operasjonelle tiden som følge av prosessforstyrrelser (Aker Solutions, 2011). Det antas imidlertid at det vil være noe mer fakling første driftsår. I første periode antas fakling maksimalt å medføre CO 2 -utslipp på vel tonn/år. Når det er normal drift antas fakling å medføre CO 2 -utslipp på < tonn/år (Aker Solutions, 2011; Novatech, 2011). Det vil benyttes et lukket system for fakling. Et slik lukket system anses som BAT for prosessen på Hild på grunn av lavt komprimeringsbehov for gjenvunnet gass. I figur 7-2 er det angitt totale CO 2 - og NOx-utslipp fra Hild i driftsfasen. De årlige utslippene av NO X i driftsfasen er estimert til i størrelsesorden tonn. I tillegg kommer fartøyoperasjoner på ca tonn per år. Sistnevnte er ikke vist i figuren, men inngår i tabell 7-2. Anbefalt løsning: Kraft fra land - CO 2 -utslipp i plattformens produksjonsfase Oljeeksport Plattformoperasjoner Fakling DM# Side 66 av 118 December 2011

67 VOC-utslipp (tonn) NOx utslipp [tonn] Plan for utbygging, anlegg og drift av Hild 80 Anbefalt løsning: Kraft fra land - NOx-utslipp fra Hild plattform i produksjonfasen Gasseksport Oljeeksport Vanninjeksjon Plattformoperasjoner Fakling Figur 7-2. CO 2- utslipp (se forrige side) og NO X-utslipp fra Hild gjennom produksjonsperioden og fordelt på funksjon/kilde. (Kilde: Add Novatech 2011) Mindre kilder til utslipp er kraftgenerering på forsyningsbåt og samt helikoptertrafikk. Ved normal drift på feltet vil et beredskapsfartøy ligge permanent på lokaliteten. Videre forventes det at et forsyningsfartøy vil anløpe feltet en gang pr uke (to ganger per uke i boreperioden). Det antas at det vil være behov for 1-2 helikopterflygninger pr uke. I tillegg vil eksport av olje med skytteltankere bidra med utslipp av VOC, NOx, CO 2 og SO 2. Det er beregnet at oljelagring og oljelossing vil representerer henholdsvis 45% og 38% av VOC-utslippene fra Hild over feltets levetid. Akkumulerte utslipp over feltets levetid er estimert til tonn (Add Novatech, 2011), med maksimale årlige utslipp i 2017 på tonn. Beregningene er basert på utslippsfaktorer tilsvarende gjennomsnittet på norsk sokkel i 2008 og 2009 (Add Novatech, 2011). VOC-utslipp fra Hild gjennom produsjonsperioden er vist i figur Figur 7-3. VOC- utslipp fra Hild gjennom produksjonsperioden. (Kilde: Add Novatech 2011) Fordelt over produksjonsperioden vil en skytteltanker ankomme feltet hver 9 dag for oljeeksport, og dette er lagt til grunn for beregningene under. Det første produksjonsåret tilsier imidlertid forventet oljeproduksjon behov for oljeeksport om lag hver åttende dag, dvs. 45 anløp av skytteltankere i året. I 2017 er imidlertid behovet redusert til om lag syv anløp av skytteltanker pr år, mens det mot slutten av feltets levetid kun vil være behov for om lag to anløp i året. Se tabell 7-2. Fartøytype Totalt dieselforbruk CO 2 (tonn) NOx (tonn) SO 2 (tonn) NMVOC (tonn) Skytteltanker ,1 2,5 Beredskapsfartøy ,6 1,4 Forsyningsfartøy ,7 3,9 Tabell 7-2. Estimerte årlige utslipp til luft fra støttefartøy i driftsfase (vist for år med størst fartøytrafikk). DM# Side 67 av 118 December 2011

68 CO2 utslipp [1000 tonn] Plan for utbygging, anlegg og drift av Hild Basert på totale CO 2 -utslipp i driftsfasen og produksjonsprofil er det beregnet CO 2 -utslipp per produsert enhet. Denne faktoren vil variere mellom 5 og 20 kg/sm 3 oe og vil ligge godt under snitt for norsk sokkel. Internasjonalt ligger denne faktoren på ca 160 kg/sm 3 oe, mens på norsk sokkel er nivået ca 55 kg/sm 3 oe (OLF Miljørapport 2011) Utslipp til luft ved avvikling For å komplettere livsløpsanalysen er det også gjort et estimat for utslipp til luft tilknyttet disponering av innretningene etter endt virksomhet. Dette er basert på en antagelse om fjerning av stålinnretningen og etterlatelse av rørledningen), og ved å bruke erfaringsdata fra Friggavviklingen. Størrelsesorden av utslipp er anslått til tonn CO 2 og 760 tonn NO X, i hovedsak knyttet til fartøyoperasjoner (Add Novatech, 2011) Utslipp til luft livsløpsbetraktninger Basert på utslippsberegningene er det sett på relativt bidrag til utslipp i de ulike fasene av feltets livsløp. For CO 2 står driftsfasen for 32% av utslippene, i hovedsak relatert til fakling og dieselbruk på plattformen. Fartøyoperasjoner utgjør 17%, boring 8% og stålproduksjon 27%. For utslipp av NO X får aktiviteter med bruk av flytende drivstoff enda større betydning, og driftsfasens bidrag reduseres til 15%, med betydelige bidrag også fra boring (15%), fartøyoperasjoner (34%), avslutning (18%) og utbygging (10%) (figur 7-4). De totale estimerte utslippene over feltets levetid er henholdsvis tonn for CO 2 og 4130 tonn for NO X. Dette inkluderer perioden Anbefalt løsning: Kraft fra land - CO 2 -utslipp i alle feltets faser Utbygging Boring Produksjon Fjerning Figur 7-4. Utslipp av CO 2 (øverst) og NO X fra Hild i et livsløpsperspektiv (anbefalt løsning). DM# Side 68 av 118 December 2011

69 Akkumulerte NOx-utslipp (tonn) Akkumulerte CO2-utslipp (1000 tonn) Plan for utbygging, anlegg og drift av Hild Det er også gjort beregninger av utslipp til luft for alternative løsninger, herunder en løsning med to gassturbiner (LM6000PF). Akkumulerte utslipp over livsløpet til Hild med en slik løsning sammenstilt mot anbefalt løsning er vist i figur 7-5. I driftsfasen vil en løsning med gassturbiner medføre årlige utslipp i størrelsesorden tonn CO 2 og tonn NO X. Akkumulert over feltets levetid gir kraft fra land løsningen en utslippsbesparelse for feltet på vel 2 millioner tonn CO 2 og tonn NO X Anbefalt løsning: Strøm fra land 1000 Løsning med to gassturbiner Anbefalt løsning: Strøm fra land Løsning med to gassturbiner Figur 7-5. Akkumulerte utslipp av CO 2 (øverst) og NO X fra Hild i et livsløpsperspektiv; anbefalt løsning sammenstilt mot en løsning med to store gassturbiner Konsekvenser av utslipp til luft Som vist i avsnittene over vil en rekke prosesser bidra med utslipp til luft. Hovedkilden til utslipp til luft i bore- og installasjonsfasen er kraftgenerering på borerigg, mens fakling og oljeeksport bidrar med størst CO 2 -utslipp i driftsfasen. I forbindelse med avvikling av feltet vil det være utslipp til luft knyttet til fartøy som er involvert i operasjonen, samt ved omsmelting og gjenvinning av materialer. Utslipp av klimagassen CO 2 bidrar i global sammenheng (global oppvarming, forsuring av havet), mens utslipp av SO 2 og NO x kan ha mer regionale og lokale virkninger gjennom dannelse av bakkenær ozon (vegetasjonsskade)og/eller ha forsurende eller gjødslende effekter. Det vil ikke DM# Side 69 av 118 December 2011

70 CO2 utslipp (mill tonn) NOX-utslipp (1000 tonn) Plan for utbygging, anlegg og drift av Hild være mulig å knytte utslippene fra Hild opp mot konkrete konsekvenser, disse vil være neglisjerbare. Alle utslippene bidrar imidlertid til den totale belastningen, og det er derfor i arbeidet med RKU Nordsjøen sett på bidraget fra den totale norske petroleumsvirksomheten heller enn å belyse enkeltfelt. For a sette utslippene fra Hild i en større sammenheng er det gjort sammenligning med oppdaterte prognoser fra Oljedirektoratet. Det oppdaterte prognosegrunnlaget fra Oljedirektoratet viser at andelen av CO 2 -utslipp fra Hild av de regionale utslippene (jf. RKU Nordsjøen) vil variere mellom 0,3 og 1,5 % i driftsperioden. Regional andel av NO X -utslipp fra Hild vil variere mellom 1,4 og 2,9 % i perioden. I forhold til bidragene fra petroleumsvirksomhet i hele norsk del av Nordsjøen vil bidraget fra Hild utgjøre henholdsvis 0,1 0,4% og 0,4 0,9% for CO 2 og NO X. Dette er vist i figur 7-6. En energiløsning på Hild basert på gassturbiner vil kun marginalt endre på det regionale bidraget fra feltet. Gjennom høringskommentarene er det anmodet om å gjøre en vurdering av utslippene fra Hild sett i forhold til nasjonale mål. Norge har skissert ambisiøse mål for reduksjon av utslipp, reduksjon i de innenlandske utslippene med millioner tonn innen 2020 i forhold til referansebanene slik den er presentert i nasjonalbudsjettet for Petroleumssektoren står for ca 27% av de nasjonale CO 2 -utslippene, og gjennom Klimakur er det her skissert betydelig potensial for reduksjoner. Tiltakskostnadene er imidlertid betydelige. Tiltaket med kraft fra land for driften av Hild vil utgjøre et viktig bidrag i forhold til de nasjonale målsetninger. CO2 utslipp andel Hild Hild andel NOX utslipp 12,00 10,00 40,00 35,00 30,00 8,00 6,00 4,00 CO2 Oseberg Troll området CO2 Nordsjøen CO2 Hild 25,00 20,00 15,00 10,00 NOx Oseberg Troll området NOX Nordsjøen Hild (NOX) 2,00 5,00 0,00 0, Figur 7-6. Andel av CO 2- og NO X-utslipp fra Hild ift Regionen og sokkelen/nordsjøen (Prognosetall kilde: OD, RNB2010). Kabelleggingen vil i tillegg medføre et dieselforbruk på rundt m 3, noe som vil representere utslipp til luft på om lag tonn CO 2 og 80 tonn NO X. 7.2 Regulære utslipp til sjø En av hovedmålsetningene for prosjektet er Ingen kontinuerlige utslipp av hydrokarboner til sjø (jf. kapittel 2.5). For produsert vann er det derfor anbefalt en løsning for separasjon av olje-vann som legger til rette for reinjeksjon av produsert vann med høy regularitet, og minimum utslipp av renset produsert vann. Dette er det viktigste miljøtiltaket knyttet til regulære utslipp til sjø for Hild. Nedenfor følger en gjennomgang av hvordan væskestrømmer i ulike faser av prosjektet planlegges ivaretatt. Som grunnlag for de anbefalingene som er gjort, ligger BAT vurderinger (Aker Solutions, 2011a). DM# Side 70 av 118 December 2011

71 7.2.1 Beskrivelse og konsekvenser av regulære utslipp til sjø i installasjons- og borefase Borekjemikalier Den eksakte kjemikaliebruken som vil være nødvendig for å bore produksjons- og injeksjonsbrønnene på Hild er ikke kjent i detalj på dette tidspunkt. Bruk og utslipp av slike vil være gjenstand for en egen søknad til KLIF. For likevel å gi en viss indikasjon på type og omfang av kjemikaliebehov for boreoperasjonen er dokumentasjon fra avgrensingsbrønnen som ble boret i 2009/2010 lagt til grunn (TOTAL E&P NORGE årsrapport 2010). Det er antatt at denne brønnen er representativ for brønnene som vil bores i perioden En oversikt over estimert kjemikalieforbruk og -utslipp til sjø som følge av boreaktivitet er gitt i tabell 7-3. Tallene er angitt for 11 standardbrønner. Kjemikaliene er inndelt etter fargekoder i henhold til Klif s kategorisering av kjemikalier. Grønne kjemikalier er oppført på PLONOR (Pose Little or No Risk to the environment)- listen. Det vil si at de anses å ha liten/ingen negativ effekt på miljøet. Gule kjemikalier har akseptable miljøegenskaper, mens røde kjemikalier skal prioriteres spesielt for substitusjon. Kjemikaliene er angitt i forhold til funksjonsgruppe. Av kjemikalier i grønn kategori dominerer vektstoffer, tilsetningsstoffer i vannbasert borevæske. Blant de gule kjemikaliene dominerer oljebasert borevæske og tilsetningsstoffer. Noen få røde kjemikaler var benyttet under siste boring, og det vil arbeides med å finne eventuelle alternative kjemikalier for disse, med bedre miljøegenskaper. Ingen røde kjemikalier vil slippes ut til sjø, og kun en liten andel av de gule kjemikaliene vil slippes til sjø. Om lag 18% av de grønne kjemikaliene forventes å gå til sjø etter bruk. Funksjons -gruppe Funksjon Forbruk (tonn) Utslipp (tonn) Grønn Gul Rød Grønn Gul Rød 1 Biosid 0 0, Korrosjonshemmer Skumdemper 0 3, ,2 0 5 Oksygenfjerner 0, Hydrathemmer Gasstørkekjemikalier ph regulerende kjemikalier , Vektstoffer og uorganiske kjemikalier Kjemikalier for å hindre tapt sirkulasjon Viskositetsendrende kjemikalier (inkl. Lignosulfat, lignitt) Leirskiferstabilisator Emulgeringsmiddel 46, Sementeringskjemikalier Kompletteringskjemikalier Vaske- og rensemidler Oljebasert basevæske H 2S fjerner 0 3, Andre SUM %-andel forbruk og utslipp 51,9 45,9 2,2 18,0 0,05 0 Tabell 7-3. Totalt estimert forbruk og utslipp av søkepliktige kjemikalier for 11 standardbrønner (tonn) I tillegg vil det benyttes enkelte kjemikalier på borerigg samt gjengefett, anslått til ca. 40 tonn per brønn. Utslipp til sjø vil i hovedsak bestå av vannbaserte borevæsker som slippes ut fra topphullsseksjonen sammen med borekaks. Vannbaserte borevæsker består utelukkende av PLONOR/grønne og gule kjemikalier. Borekaks med vedheng av mineraloljebasert borevæske planlegges fraktet til land for behandling (se nedenfor). Basert på erfaringene fra boreoperasjonen i 2009/2010 antas det videre at det vil slippes ut en liten andel av gule og grønne kjemikalier DM# Side 71 av 118 December 2011

72 benyttet til sementering og komplettering av brønn (kun grønne kjemikalier), gjengefett, samt kjemikalier benyttet på rigg. Kjemiske forbindelser som inngår i vannbaserte borevæsker er i høy grad vannløselige og vil derfor fortynnes og spres over et større område. Kjemikalier med uønskede miljøegenskaper vil fortynnes og kjemikalienes influensområde rundt utslippene vurderes generelt å være begrenset til nærområdet (Frost og Rye, 2002). Hovedingrediensene i vannbasert borevæske, bentonitt og barytt, regnes ikke som giftige, men vil kunne ha en viss fysisk effekt på bunndyrsamfunn. Som vist i figur 6-4 har flere fiskearter gyteområder som overlapper med området for Hild-utbyggingen, eller i tilgrensende områder. Gyteperioden og de tidligste utviklingsstadiene hos fisk er generelt de mest sårbare periodene for kjemikaliepåvirkning. Med den type og omfang av utslipp som planlegges for Hildutbyggingen forventes ikke målbare negative virkninger på fisk. Fisk som gyter i området ved Hild har alle gyteområder som har en stor utstrekning, og utslipp fra Hild vurderes ikke utgjøre en risiko på bestandsnivå. Negative konsekvenser av kjemikalieutslipp knyttet til installasjons- og borefasen er således vurdert som liten for vannkvalitet, bunnfauna og fisk. Negative konsekvenser på sjøfugl og sjøpattedyr vurderes ikke som relevant, og er således ikke utredet. For Hild vil TOTAL E&P NORGE vil alltid benytte miljøakseptable produkter som samtidig tilfredsstiller tekniske krav til funksjon. Det vil gjøres miljøvurderinger av samtlige kjemikalier i henhold til aktivitetsforskriftens krav, og rød kategori kjemikalieapplikasjoner vil forsøkes eliminert eller begrenset til et minimum, og utfasingsplaner vil utarbeides Borekaks Borekaks med vedheng av vannbasert borevæske planlegges sluppet til sjø i henhold til gjeldende regelverk og etter godkjenning fra Klif.. Oljebasert borevæske planlegges benyttet i de dypere seksjonene av brønnene. Brukt borevæske planlegges fraktet til land for behandling sammen med borekaks fra disse seksjonene. Som beskrevet i kapittel og i det følgende pågår det et arbeid med å dokumentere at behandling og fjerning av hydrokarboner fra det oljeholdige borekakset på boreriggen, med påfølgende utslipp til sjø, er den mest miljøakseptable løsningen. Tabell 7-4 viser mengde kaks som er estimert generert for boring av 11 brønner på Hild. Som vist i tabellen er det estimert at boreoperasjonen vil generere totalt ca m 3 ( tonn) borekaks med vedheng av vannbasert borevæske som slippes ut til sjø. Det antas at utslippene av vannbasert borekaks på Hild fra 36 og 26 seksjonen vil slippes ut i umiddelbar nærhet til borehullet. Dette vil innebære at borekaks med vedheng av vannbasert borevæske vil avsettes innenfor et område anslått til i størrelsesorden 100 m fra borelokaliteten (RKU Nordsjøen, 2006). Seksjon Boredybde (m) Borevæsketype Mengde kaks generert (m 3 ) Mengde kaks sluppet ut (m 3 ) 36" Vannbasert " Vannbasert Mengde kaks fraktet til land for behandling (m 3 ) 17 ½" (evt.16") Oljebasert ¼" Oljebasert ½" Oljebasert Sum Tabell 7-4. Kaks generert ved boring av 11 standardbrønner. Oppgitte mengder er teoretisk mengde kaks utboret, inkludert 20% innfall. Tettheten av borekakset vil være ca. 2,5 tonn/m 3. Mulige konsekvenser av boreutslippet på Hild vil i første rekke gjelde fysisk nedslamming av bunndyrsfauna lokalt, men boreutslipp kan også gi negative konsekvenser i sedimentet og i vannsøylen lokalt. Hovedkomponentene i utslippet er kaks fra brønnen, samt barytt og bentonitt fra DM# Side 72 av 118 December 2011

73 vannbasert borevæske. Avhengig av partikkelstørrelse, strømforhold, dybde og mengde utslipp vil borekakset i ulik grad spres ut i et sedimentlag av varierende tykkelse på havbunnen eller danne kakshauger ved utslippspunktet. På Hild, hvor det vil bores en rekke brønner fra en fast borerigg og utslippspunktet for borekaksen vil være fast, er det sannsynlig at det vil dannes en markert kaksansamling i nærområdet. I tillegg vil mindre partikler kunne spres og sedimentere over et stort område. Mengden partikler som deponeres langt fra utslippspunktet vil imidlertid være lav per areal. Det har i løpet av de siste par år vært fokus på mulig påvirkning av tobisområder fra boreaktiviteter. Tobisbestandene er stedbundne og oppholder seg i områdene hele året, der de kan ligge nedgravet i sandbunnen deler av året (dvale om vinteren frem til gyting), eller gjennom deler av døgnet (om natten og ved overskyet vær) (HI, 2011). Sedimentet utgjør altså noe av tobisens habitat, og sedimenttypen er en viktig faktor i forbindelse med habitatvalg. Avstanden fra Hild til tobisfeltet på Vikingbanken er om lag 45 km (se figur 8-9). Det vurderes ikke som reelt at partikler fra utslipp av borekaks fra Hild skal kunne medføre målbare påvirkninger på dette området. Normalt vil målbar partikkelavsetning være avgrenset til noen få hundre meter fra utslippsstedet. Under grunnlagsundersøkelsen i 2007 ble det ikke registret kontaminerte sedimenter eller faunaforstyrrelse på Hild. Fysisk nedslamming i nærområdet på Hild vil imidlertid ha liten betydning i lokal eller regional sammenheng ettersom det representerer et lite areal. Videre antas det at havbunnsmiljøet vil normaliseres etter kort tid. Negative konsekvenser knyttet til utslipp av borekaks med vedheng av vannbasert borevæske er således vurdert som liten negativ og forbigående for sedimenter og bunnfauna. Kakshåndtering Basisalternativet innebærer at kaks fra boring med oljebasert borevæske tas til land for behandling og deponering. Som et alternativ til valgt løsning har løsninger for injeksjon av borekaks blitt studert og sammenlignet med kostnader for frakt til land for behandling (Total E&P, 2009). Studiet viste at injeksjon i dedikerte injeksjonsbrønner er en teknisk gjennomførbar løsning for Hild, men at løsningen ikke er kostnadseffektiv. Videre viste studiet at injeksjon i ringrom på annen brønn ikke anbefales på Hild, blant annet fordi det er en risiko for gjennombrudd i de grunnere injeksjonssonene. Det er også en viss sjanse for at borekaks/slam som er injisert i brønner kan lekke ut til havbunnen. En oppfølgingsstudie av kakshåndtering ble gjennomført for å oppdatere tidligere studie med kostnader og sensitiviteten i forhold til antall brønner planlagt boret, og samtidig vurdere alternativet med behandling av oljebasert kaks på boreriggen med påfølgende utslipp til sjø (Acona Wellpro, 2011). Denne studien gjorde også en miljøsammenligning av de tre behandlingsalternativene. Studiet har vist at behandling av oljeholdig borekaks på feltet ved hjelp av termomekanisk mølle (TCC) teknologi er den beste løsningen med hensyn til kostnader og miljøpåvirkning. Metoden innebærer en oppmaling og oppvarming av borekaksen slik at oljen fordamper. Etter endt behandling vil hydrokarboninnholdet i borekaksen være redusert til <0,2%. CO 2 utslippene ved bruk av denne teknologien vil være signifikant lavere enn hva injeksjon av kaks og transport av kaks vil gi. I studiet er det vurdert at utslippet av den rensede borekaksen ikke vil gi noen negative effekter på vannsøylen, men at borekaksen vil kunne slamme ned et område på 1,38 km 2 rundt Hild (Acona Wellpro, 2011). Den rensede kaksen fra boring med oljebasert borekaks vil komme i tillegg til den kaksen som vil bli sluppet ut med boring av vannbasert kaks. Det vil bli produsert om lag like mengder med kaks boret med vannbasert og oljebasert boreslam slik at mengden som slippes ut vil dobles mens arealet det spres på vil være om lag det samme. Miljøpåvirkningen fra utslipp av borekaks boret både med vannbasert og oljebasert slam både vannbasert vil hovedsakelig være endring i kornstørrelse i forhold til omkringliggende områder. Boring av elleve brønner vil gi en restmengde av olje på mindre en 40 tonn med alifatisk aromatfri baseolje. TOTAL E&P NORGE ønsker å gå videre med denne løsningen og diskutere denne med Klif. En slik løsning er tidligere ikke benyttet på norsk sokkel, men er i bruk flere steder i verden, blant annet i britisk sektor, samt at teknologien benyttes for behandling av oljebasert borekaks på land i Norge. DM# Side 73 av 118 December 2011

74 Klargjøring av rørledninger Ved installasjon av rørledninger fylles rørene med sjøvann tilsatt kjemikalier. Vannet brukes for å gi røret ønsket tyngde/stabilitet, mens kjemikaliene benyttes for å rense, hindre begroing, korrosjon og utfelling, og for lekkasjedeteksjon. Det er ikke avklart hva slags kjemikalier og konsentrasjoner som skal benyttes i forbindelse med klargjøring av rørledninger på Hild. Generelt er det vanlig å bruke natrium bisulfitt som oksygenfjerner, glutaraldehyd for å hindre begroing, monoetylenglykol til rensing og vannfjerning, og fargestoffet fluorecin for å oppdage eventuelle lekkasjer under rørleggingen. Fluorecin er karakterisert som et rødt kjemikalie, dvs. kjemikalier som skal prioriteres spesielt for substitusjon. Fargestoff som brukes for lekkasjedeteksjon er sent nedbrytbare, men regnes som lite giftige for miljøet. Det er imidlertid også utviklet gule kjemikalier for lekkasjedeteksjon. For Hild vil det derfor gjøres nærmere vurderinger av kjemikaliebehov, og dette vil inngå i en spesifikk søknad om bruk/utslipp av kjemikalier til Klif. Før produksjonsstart på Hild skal kjemikalietilsatt vann fra rørledningene tømmes ved direkte utslipp til sjø ved Hildplattformen. Det største volumet vil være relatert til gasseksportrørledningen på 75 km til tilkoblingspunkt ved TP1 pluggsluseramme på britisk kontinentalsokkel. Generelt vil kjemikalier raskt fortynnes etter utslipp til sjø. Konsekvensene ved utslipp i forbindelse med klargjøring av rørledninger er blant annet avhengig av kjemikalietype, konsentrasjon, årstid for utslipp og tilstedeværelse av eventuelle gytende fisk. Som vist i figur 6-4 har flere fiskearter gyteområder som overlapper området som vil bli påvirket av utbyggingen. Alle gyteområdene har imidlertid en stor utstrekning. Uavhengig av hvordan klargjøringsoperasjonen på Hild planlegges er utslipp ved klargjøring av rørledninger således vurdert å kun gi lokale effekter i vannsøylen i et begrenset tidsrom. Negative konsekvenser knyttet til klargjøring av ledninger i forbindelse med utbygging av Hild for vannsøyle og fisk er således vurdert som liten. Konsekvenser på bunnfauna, sjøfugler og sjøpattedyr vurderes som ikke relevant og er således ikke vurdert. Når klargjøring av rørledninger planlegges for Hild vil det være fokus på å begrense bruk av skadelige kjemikalier, samt tidspunkt for utslipp med minst mulig miljøkonsekvens. Bruk og utslipp av kjemikalier på Hild vil inngå i en søknad til Klif Drenasjevann Drenasjevann utgjør nedbør og vann som er anvendt til rengjøring eller andre formål på boreriggen. Valg av rigg på Hild er ennå ikke avklart. Drenasjevannet på boreriggen vil enten behandles før utslipp til sjø eller sendes til land for videre håndtering. Utslipp av drenasjevann vil ha en olje-i-vann konsentrasjon under gjeldende myndighetskrav på 30 ppm. Da det er snakk om små volum som slippes til sjø, samt at drenasjevannet vil raskt fortynnes etter utslipp, er negative konsekvenser av drenasjevann som slippes til sjø i installasjons- og borefasen vurdert som neglisjerbare for vannsøyle og fisk. Negative konsekvenser på bunnfauna, sjøfugl og sjøpattedyr vurderes som ikke relevant og således ikke utredet Beskrivelse og konsekvenser av regulære utslipp til sjø i driftsfasen Produsert vann Produsert vann består av formasjonsvann som naturlig befinner seg i den geologiske strukturen. Produsert vann produseres sammen med olje eller gass, og bestanddelene skilles fra hverandre på plattformen. Som for andre felt i planleggingsfasen finnes ikke data på sammensetning av produsert vann for Hild. Denne sammensetningen vil kun være kjent når vann produseres, og vil også kunne endres over tid. Det vil derfor i driftsfasen tas prøver av produsert vann for analyse i henhold til regelverkets krav, og dette vil rapporteres i årsrapporten. På Hild er det imidlertid tatt prøver av formasjonsvann som er analysert for ulike metaller og ioner (ikke organiske komponenter). DM# Side 74 av 118 December 2011

75 Karakteristikk av formasjonsvannet i oljereservoaret Frigg Sand og i gass/kondensatreservoaret i Hild Øst (Brent), er oppsummert i tabell 7-5. Parameter Frigg Sand Hild Øst Måleenhet Natrium, Na mg/l Kalium, K mg/l Kalsium, Ca mg/l Magnesium, Mg mg/l Litium, Li 1,2 - mg/l Strontium, Sr mg/l Barium, Ba mg/l Jern, Fe 0,1 5,5 mg/l Silisium, Si mg/l Klorid, Cl mg/l Hydrogenkarbonat, HCO mg/l Sulfat 5 2 mg/l Ionebalanse -0,5 0,3 % Totalt oppløst salt mg/l Saltholdighet fra klorid 56,9 66,2 g/l ph ved 20 C 5,9 6,1 ph Spesifikk vekt ved 15 C 1,041 1,048 g/l Tabell 7-5. Formasjonsvann analyse for Frigg Sand og Hild Øst (Brent). Det er ikke grunnlag for å gjøre antagelser av innhold av organiske komponenter i det produserte vannet. Etter produksjonsstart vil analyser gjennomføres og EIF beregninger vil gjøres. I følge den siste produksjonsprofilen vil volumet av produsert vann fra Hild stabiliseres etter 2 år (figur 3-3). I henhold til spesifikasjonen skal produsert vann på Hild renses til en olje-i-vann konsentrasjon på maks 30 ppm før det injiseres i det vannførende laget i Friggformasjonen. Med den renseløsningen som er valgt for Hild forventes imidlertid enda bedre rensegrad. Det vil normalt ikke være utslipp av produsert vann til sjø. For designformål er det antatt at produsert vann vil injiseres i minimum 95% av tiden. Utslipp av produsert vann fra Hild plattformen vil imidlertid kunne bli aktuelt dersom injeksjonsanlegget er ute av drift. I slike situasjoner vil produsert vann renses til under myndighetskrav på 30 ppm før utslipp. Skulle returledningen med renset vann fra lagerskipet bli forhindret vil det operasjonelt være mulig å benytte lagringskapasiteten på lagerskipet som en buffer avhengig av vannproduksjon og mengde olje som allerede er lagret i tankene i en periode fra noen timer til mange dager. Denne tiden kan benyttes til å komme tilbake til normal operasjon. For å sikre at produsert vann utslippene ikke overskrider myndighetskrav skal Hildplattformen ha et system for måling av volumer sluppet til sjø, samt kontinuerlig måling av olje-i-vann konsentrasjoner. Som vist i figur 7-7 vil en rensegrad på bedre enn 30 ppm medføre et årlig utslippsmengde på ca. 4,5 tonn, mens forventet mengde vil være enda mindre. Nivået av radioaktivitet i formasjonsvann er målt. Ra-226 er målt til 6,6-9,2 Bq/l, Ra-228 til 2,3-6,2 Bq/l og K-40 til Bq/l. Andre radioaktive stoffer er målt til langt lavere verdier. Dette er normale verdier i produsert vann. Dette vil følges opp med måling og evaluering av det produserte vannet også med tanke på miljøeffekter ved utslipp. Målinger vil gjøres og vurderes etter produksjonsstart. Det er ikke identifisert tilgjengelig teknologi for eventuell rensing av radioaktivitet i produsert vann. Det er forventet at temperaturen i omkringliggende sjøvann vil øke med mindre enn 3 C innen en avstand på 100 m fra utslipp av produsert vann (Aker Solutions, 2011a). Da basisalternativet innebærer injeksjon av produsert vann i 95% av tiden, samt at full rensing gjennomføres, er konsekvenser på vannsøyle og organismer vurdert som neglisjerbare. DM# Side 75 av 118 December 2011

76 Oljeutslipp pr. vann (tonn/år) Plan for utbygging, anlegg og drift av Hild 6,0 5,0 4,0 3,0 10 ppm 20 ppm 30 ppm 2,0 1,0 0, Figur 7-7. Årlig oljeutslipp til sjø med produsert vann for ulik rensegrad. Estimatet er basert på 95% reinjeksjon av produsert vann Ballastvann Skipstrafikk regnes som en av de viktigste årsakene til at fremmede arter kan etablere seg i nye områder og utkonkurrere arter som opprinnelig lever i habitatet. Transport av arter kan enten skje via ballastvann eller via skipsskroget hvor begroingsorganismer sitter. Skytteltankere skal transportere olje fra Hild til mottaksterminaler i Norge/Europa og vil således slippe ut ballastvann ved Hild i forbindelse med lasting av olje. I følge ballastvannforskriften (gjeldende fra ) må ballastvann som slippes ut på grunnere havdyp enn 200 meter og nærmere land enn 200 nautiske mil, renses. Disse reglene gjelder for skytteltankerne som ferdes utenfor norsk territorialfarvann og norsk økonomisk sone. For skytteltankere som kommer fra områder utenfor norsk territorialfarvann og norsk økonomisk sone er det således krav om at ballastvannet renses med teknologi som er godkjent i henhold til International maritime organizations (IMO) retningslinjer før utslipp. Regelverk for behandling av skipsskrog for å hindre spredning av fremmede organismer er ennå ikke fastsatt (Aktivitetsrapport skipstrafikk Nordsjøen, 2010). Vanndybden i Hildområdet innebærer at det for organismer som lever på hard bunn bare er selve konstruksjonen og skroget til lagerskipet som utgjør et egnet substrat for fremmede arter i umiddelbar nærhet til utslippet. En slik begroing vil derfor utgjøre en lokal økologisk effekt da det vil være lite sannsynlig for videre spredning til kysten. For bløtbunnorganismer vil det ikke finnes tilgjengelig substrat i umiddelbar nærhet til utslippet. Negative konsekvenser knyttet til introduksjon av fremmede bunndyrarter fra lagerskipets ballastvann er således vurdert som neglisjerbare Drenasjevann Drenasjevann utgjør nedbør og vann som er anvendt til rengjøring eller andre formål som brannvann på plattformen og på lagerskipet. Systemet for oppsamling av drenasjevann på Hild består av et åpent og et lukket system. Det åpne systemet er delt i to; den ene delen vil samle opp drenasjevann som kommer fra områder hvor det er fare for forurensning, mens den andre delen vil samle opp vann fra rene områder. Drenasjevann i de to systeme samles i egne tanker der hydrokarboner og partikler fjernes før vannet slippes til sjø.. I tillegg til systemer for drenasjevann vil det være egne lukkede oppsamlingssystemer fra områder hvor diesel og kjemikalier håndteres. Mengde drenasjevann på Hildplattformen og FSO er avhengig av rengjøringsprosedyrer og nedbørsmengde, og er i denne fasen av prosjektet ikke estimert. Drenasjevann fra ikkeforurensede områder, som helikopterdekk, takrenner etc., slippes direkte til sjø. DM# Side 76 av 118 December 2011

77 For å sikre at utslippene ikke overskrider myndighetskrav (30 ppm) vil Hildplattformen ha et system for måling av volumer sluppet til sjø, samt kontinuerlig måling av olje-i-vann konsentrasjoner. Det er ikke forventet negative konsekvenser som følge av utslipp av drenasjevann, da kun små volum fra ukontaminerte områder vil slippes direkte til sjø. Videre vil drenasjevannet raskt fortynnes etter utslipp. Negative konsekvenser knyttet til utslipp av drenasjevann til sjø i driftsfasen vurderes som neglisjerbare for vannsøyle og fisk. Negative konsekvenser på bunnfauna, sjøfugl og sjøpattedyr vurderes som ikke relevant og er således ikke utredet Kjølevann Generelt benyttes kjølevann til avkjøling under produksjonsprosessene. Kjølevannet på Hild vil være sjøvann som tas inn på 70 meters dyp, noe som vil begrense den biologiske veksten i anlegget. For å ytterligere hindre begroing vil vannet på Hild behandles i et elektroklorineringssystem. Rensesystemet vil gi et utslipp av Cu - og Cl - -ioner, men i veldig lave konsentrasjoner. Dette systemet er ansett som BAT i NORSOK S-003. Mulige miljøeffekter av kjølevannsutslipp er basert på kjølevannets forhøyede temperatur og tilsatte kjemikalier. Det er forventet at temperaturen vil øke med mindre enn 3 C 100 m fra kjølevannsutslippet (Aker Solutions, 2011a). Det er generelt antatt at kjølevann har liten negativ effekt på miljøet både regionalt og lokalt ettersom kjølevannet avkjøles og fortynnes fort (RKU Nordsjøen, 2006). For Hild er det flere fiskearter som har gyteområder som overlapper utbyggingsfeltet (figur 6-4). Disse gyteområdene har en vid utbredelse og utslipp av kjølevann vil således ikke ha noen effekt på bestandsnivå. Negative konsekvenser knyttet til utslipp av kjølevann fra Hild er således vurdert som liten for vannsøyle og fisk. Videre er negative konsekvenser på bunnfauna, sjøfugl og sjøpattedyr vurdert som ikke relevant og ikke ytterligere utredet. Det har blitt utført en kvalitativ evaluering av plasseringen av utslippene til sjø og av vanninntaket (Aker Solutions, 2011a). Utslippene til sjø vil gjelde kjølevann, produsert vann, drenasjevann (åpent system), sanitærvann og inntaket vil gjelde sjøvann. Plasseringen av sjøvannsinntaket på Hildplattformen vil sikre en stabil lav temperatur, slik at den biologiske vekstraten vil være lavere enn hvis inntaket av sjøvann skjer høyere oppe ved overflaten. Det er ingen risiko for at kjølevannet, produsert vann, drenasjevannet eller sanitærvannet vil kontaminere inntaket av sjøvann med denne plasseringen av inntaket Produksjonskjemikalier Handelsnavn og konsentrasjoner for de ulike kjemikaliene som vil kreves for produksjon på Hild er ikke avklart per i dag. Generelt vil de minst miljøfarlige kjemikaliene til enhver tid velges, og bruken av kjemikalier vil begrenses. Tabell 7-6 viser en oversikt over estimert forbruk og utslipp av produksjonskjemikalier på Hild. Normal Design Utslippsfaktor Utslipp Kjemikalie Konsument Volum Volum kg/time kg/time Erfaring Kg/år Korrosjonshemmer Produksjonsbrønner, rørledning til oljeeksport 0 14,1 0,25 Avleiringshemmer(e) Produksjonsbrønner. separator, topside reduksjonsventil , Skumdemper 2. og 3. fase separatorer 3 3,4 0,01 15 Biosid Diverse tanker på dekk ,80 Emulsjonsbryter Produksjonsbrønner, 2. og 3. fase separatorer 12,8 14,1 0, ph buffer 2. og 3. fase separatorer ,0 Metanol/MEG Diverse forbruk ,9 H 2S fjerner 0 45 Tabell 7-6. Foreløpig beregning av kjemikaliebruk/-utslipp på Hild. Estimatet er basert på 95 % reinjeksjon av produsert vann (Aker Solution, 2011a). DM# Side 77 av 118 December 2011

78 Bruksmåten og de kjemiske egenskapene til kjemikaliene, som for eksempel vannløselighet, avgjør om, og i hvilken grad, kjemikaliene gir utslipp til sjø. I driftsfasen vil produksjonskjemikalier enten følge oljen til lagerskipet eller reinjiseres sammen med produsert vann. Utslipp av kjemikalier i driftsfase vil således være minimale og konsekvensene for vannsøyle og organismer er vurdert å være små. Dette vil vurderes nærmere som en del av kjemikalievurderingen knyttet til henholdsvis utslippssøknad og innkjøpsavtaler. Bruk og utslipp av driftskjemikalier vil inngå i søknad til Klif og rapporteres årlig Sanitærvann og matavfall Ved normal drift vil boligplattformen ha en forventet besetning på under 20 personer, men har 95 senger tilgjengelig for større vedlikeholdskampanjer. Basert på et vannforbruk på 350 liter per dag vil det årlige utslippet av sanitærvann være estimert til m 3 per år for en besetning på 68 personer. Matavfall vil kvernes opp og slippes direkte til sjø. Utslippene av sanitærvann og matavfall fra Hild er vurdert til å være minimale og konsekvensene for vannsøyle/vannkvalitet og organismer er vurdert som neglisjerbare. 7.3 Fysiske inngrep Konsekvenser for bunnfauna Fysiske inngrep i havbunnen i forbindelse med Hildutbyggingen, vil være knyttet til kabel- og rørlegging, oppankring av lagerskipet og eventuelt bruk av ankret rørleggingsfartøy. Bunnfaunaen ved Hild er dominert av leddormer, leddyr og bløtdyr, og regnes som uforstyrret (Grunnlagsundersøkelse, 2007). Det er ikke sannsynlig at det finnes korallrev ved Hild da havbunnen er dekket av sand og korallarver ikke bunnslår på sandholdig substrat. På britisk sokkel er det ikke observert sårbare arter i nordlig del av Nordsjøen (DTI, 2001). I forbindelse med rørleggingen vil omfanget av de fysiske inngrepene på Hild blant annet avhenge av hvordan rørene legges på havbunnen. Nedgraving av rørledninger fører generelt til en stor lokal forstyrrelse av havbunnen og partikler vil virvles opp og spres. Effektene anses som midlertidige og hvor stort område som blir påvirket av sedimentering vil avhenge av strømforhold, partikkelstørrelse, osv. Generelt vil det være snakk om et m bredt belte av nærområdet som blir påvirket, og bunnfaunaen i deler av dette område kan i stor grad bli midlertidig utryddet. For grunnere havområder med sandbunn slik som Hild, vil et bløtbunnssamfunn kunne etableres på nytt i løpet av ett til to år. Dekkes derimot rørledningene av stein, vil arealet som påvirkes av rørleggingen økes. Steindumping i området ved Hild vil også endre sammensetningen av det ellers så sandholdige sedimentet, og dermed kunne danne grunnlag for etablering av nye arter i området. Behovet for steindumping i området er ved tilknytningspunktet for gassrørledningen på britisk sektor (jf. kapittel 3.5.6). På denne lokaliteten er det et betydelig omfang av steindumping fra tidligere. Ny steindumping vil utgjøre en viss økning, men vil generelt berøre samme område. Konsekvensene på bunnfauna vil være lokale og vurderes som neglisjerbare Lagerskipet og eventuelle ankerbaserte rørleggingsfartøy vil kunne etterlate seg ankergroper som er flere meter i omkrets. Ankergroper fra rørleggingsfartøy vil her være av størst betydning, da det for lagerskipet kun vil være snakk om et par ankre som vil ligge fast gjennom hele produksjonsfasen. Antall ankergroper som dannes ved rørlegging vil være avhengig av hvor mange kilometer med rørledninger som skal legges og effektene av ankergropene vil være de samme som for rørlegging, men med et enda mindre omfang. Dersom det ved rørlegging på Hild anvendes rørleggingsfartøy som i stedet baserer seg på dynamisk posisjonering vil de fysiske inngrepene i havbunnen reduseres. Basert på områdets verdi for bunnfauna og omfanget av Hild utbyggingen er negative konsekvenser på bunnfauna i installasjons- og borefasen, samt i avviklingsfasen, vurdert som av moderat omfang, lokale og forbigående. Siden bunndyrsamfunn vil reetableres etter et par år er negative konsekvenser i driftsfasen vurdert som neglisjerbare. Dersom aktive pockmarks DM# Side 78 av 118 December 2011

79 identifiseres under rørleggingsoperasjonen vil det gjøres nærmere undersøkelser av disse, med vurderinger om mulig omlegging av rørtrasé for å unngå disse. Det forventes ikke fysiske endringer av habitat som vil endre gytemuligheten for bunngytende fisk, ut over det absolutte nærområdet til inngrepene. Dette vurderes som en neglisjerbar konsekvens. Nedspyling og tildekking av kraftkabelen er forventet for hele kabeltraséen mellom Hild og Kollsnes. Denne operasjonen er generelt forventet å føre til en stor men meget lokal forstyrrelse av havbunnen, og partikler vil virvles opp og spres over et område på m fra selve kabelleggingen. Effektene anses som midlertidige og hvor stort område som totalt blir påvirket av sedimentering vil avhenge av blant annet strømforhold og partikkelstørrelse. Det er forventet at bunnfaunaen i deler av dette området vil bli midlertidig utryddet (RKU Nordsjøen, 2006). Ved legging av kraftkabelen mellom Kollsnes og Hild kan en eventuell tilstedeværelse av koraller nær landfallsområdet være av betydning. Sannsynligheten for å identifisere et uoppdaget korallrev er imidlertid lav, da det allerede finnes flere eksisterende rørledninger og kabler nær Kollsnes, og undersøkelser er gjort knyttet til disse prosjektene. Utover en eventuell tilstedeværelse av koraller forventes det kun lokale og forbigående negative konsekvenser for bunnfauna. Dersom det påvises koraller under havbunnsundersøkelsen av kabeltraséen vil dette tas hensyn til i den videre planleggingen. Nedgraving/legging av telekommunikasjonskabel vil kun medføre lokal forstyrrelse av sediment og bunnfauna. Slik fauna vil hurtig rekoloniseres langs trasèen Konsekvenser for kulturminner Mulige konsekvenser på kulturminner vil i hovedsak gjelde fysiske inngrep som eksponerer, dekker over eller skader kulturminnet. Det vil gjennomføres grundige havbunnsundersøkelser før virksomheten på Hild igangsettes. Fra tidligere undersøkelser er det ikke funnet kulturminner (steinalderfunn, skipsvrak) på lokaliteten, men skipsvrak finnes i regionen (se figur 7-8). Dersom kulturminner avdekkes under de detaljerte undersøkelsene vil Riksantikvaren kontaktes for avklaring. Sannsynligheten for negative konsekvenser på kulturminner knyttet til fysiske inngrep i havbunnen vil være neglisjerbar i installasjons- og borefasen. Konsekvenser på kulturminner i driftog avviklingsfasen vil ikke være relevant og er derfor ikke vurdert. Figur 7-8. Skipsvrak i Nordsjøområdet som er registrert med posisjon i Kystverkets vrakdatabase. (Kilde Ottersen et al., 2010). Hild-området markert i hvitt. DM# Side 79 av 118 December 2011

80 7.3.3 Konsekvenser av seismiske undersøkelser Som beskrevet i kapittel planlegges to 4D undersøkelser på Hild, i henholdsvis 2014 og 2019 etter dagens planer. Seismiske undersøkelser foregår ved at et spesialfartøy med jevne mellomrom avfyrer luftkanoner. Lydbølgene forplanter seg gjennom vannet og berggrunnen under havbunnen og refleksjonssignalene fanges opp av hydrofoner som slepes etter båten i lange kabler. Disse signalene gir grunnlag for seismiske kart som brukes i geologisk tolkning av leteområdet eller reservoarutvikling for felt i drift. Gjennom forskning og studier er det avklart at seismiske undersøkelser kun representerer en marginal risiko i forhold til akutte effekter på marine organismer, hvor fiskelarver er mest sårbare (bl.a. Dalen et al., 2008). Det er imidlertid funnet at marin støy kan medføre til atferdsendringer hos blant annet marine pattedyr og fisk, normalt omtalt som skremmeeffekter (jf. kapittel 8.7 i forhold til fiskeri). På vegne av TOTAL E&P NORGE har Akvaplan-NIVA gjort en oppsummering av mulige konsekvenser ved seismiske undersøkelser, sett i relasjon til forhold på norsk sokkel (Akvaplan- NIVA, 2011). En kort oppsummering av deres konklusjoner er gitt nedenfor. Seismisk støy antas å ha en liten effekt på marine evertebrater. Forsøk med reker og krabbelarver som ble eksponert for trykkbølger viste ingen signifikante effekter henholdsvis 15 og 1 meter fra luftkanonen. Fiskeegg og fiskelarver kan derimot få alvorlige skader eller dø hvis de befinner seg innen 2-5 meter fra luftkanonene. Disse effektene forventes å være på individnivå og da de seismiske undersøkelsene foregår på et relativt lite område forventes ikke målbare skader på bestandsnivå. Voksen fisk vil i stor grad unngå trykkbølgene ved å trekke mot bunnen. Negative effekter på fiskebestander kan tenkes å oppstå dersom voksen fisk skremmes vekk fra gytefeltene sine, og gyter på mindre gunstige betingelser. Det er derfor i Norge innført tidsbegrensninger for seismiske undersøkelser i områder med fisk på gyting og viktige gyteområder. Det vil også være ulikt effektpotensial for ulike arter av fisk, ut fra fysiologi og deres levemønster. I Hild-Oseberg området er tobis normalt en sentral art. Denne beiter i vannsøylen men tilbringer store deler av døgnet og året nedgravd i sandbunnen. Effekter av seismisk støy på tobis ble undersøkt i 2002 (Hassel et al., 2002). Studiene viste en moderat atferdsendring hos tobis, men det ble ikke registrert noen dødelighet av tobis som ble holdt i bur eller som lå nedgravd i sedimentet. Det finnes begrenset kunnskap om effekter på sjøpattedyr fra seismisk undersøkelser. Generelt kan man si at sjøpattedyr reagerer på seismisk støy ved å forlate området hvor slik aktivitet foregår. Internasjonalt er det rettet stor forskningsinnsats mot mulige virkninger av støy/seismikk på marine pattedyr. 7.4 Avfallshåndtering Mengde avfall fra Hildplattformen er beregnet i tabell 7-7 (Aker Solutions, 2011a). Tallene er estimert fra rapporterte tall fra Kristin og Oseberg S plattformene (2009). De faktiske avfallsmengdene vil avhenge av operasjonelle aktiviteter og avfallshåndteringsstrategier. Farlig avfall inkluderer oljebasert borekaks, oljeholdig vann (slop) og brukt smøreolje (grease). Disse mengdene vil variere fra år til år, avhengig av boreaktivitet. Avfallskategori Avfallsmengde Hild (tonn/år) Matbefengt avfall 40 Våtorganisk/matavfall 0,1 Papir 10 Gråpapir 10 Trevirke 30 Glass 1 Plastikk 9 Elektronisk avfall 8 Generelt restavfall 20 Metall 70 Annet 10 Farlig avfall (ikke kjent) Tabell 7-7. Estimert avfallsmengde for Hild per år (Aker Solutions, 2011a). Avfallskategoriene er hentet fra OLFs anbefalte retningslinjer for avfallsstyring i offshorevirksomheten. DM# Side 80 av 118 December 2011

81 I borefasen vil det bli laget en innretningsspesifikk avfallsplan for boreriggen. Som påpekt gjennom høringskommentarene til forslaget til utredningsprogram, skal en slik avfallsplan også omhandle eventuelt radioaktivt avfall. Brukt oljebasert borevæske og oljeholdig borekaks planlegges fraktet til land for behandling ved godkjent mottak før endelig deponering. Hvis alternativ metode med behandling av oljeholdig kaks på borerigg med påfølgende utslipp til sjø blir kvalifisert som metode og tillatt sluppet ut, vil det vesentlig redusere mengde farlig avfall som må fraktes til land for behandling. I driftsfasen vil avfall fra Hild behandles i henhold til aktivitetsforskriften 63. Det vil bli etablert en egen avfallsplan for feltet. Ved produksjon av olje vil småpartikler og sandkorn løsne og føres med produksjonsstrømmen. Produksjonen av sand på Hild er forventet å være høy. I 2018 er oppsamling av produsert sand estimert til 106 tonn (Aker Solution, 2011a). Sanden må renses til den inneholder maksimum 10 g olje/kg tørr sand før den kan slippes til sjø. Har sanden et høyere innhold av olje, må sanden fraktes til land og behandles som farlig avfall. På Hildplattformen er det planlagt å anvende et system for oppsamling og vasking av sanden. Etter vasking vil sanden transporteres til land. I Hildprosessen vil det være utstyr for oppsamling av eventuell kvikksølv fra produksjonsstrømmen. Oppsamlet avfall vil håndteres som farlig avfall i henhold til TOTAL E&P NORGE sine prosedyrer: Procedure PMM NO 34: Mercury - handling and control. Procedure PMM NO 30: Handling of hazardous substances and management of waste. TOTAL E&P NORGE har fra tidligere operasjoner av Frigg/Frøy erfaring med håndtering av lavradioaktive avleiringer (LRA): Procedure PMM NO 20: Low specific activity scale (LSA-scale) - handling and control. Dersom relevant for Hild, vil prosedyren oppdateres for å dekke dette forholdet. TOTAL E&P NORGE har også en dedikert person som er trent som Strålevernleder. 7.5 Akuttutslipp og beredskap Utilsiktede utslipp kan forekomme som uhell forårsaket av forskjellige foranledninger. Større utslipp har generelt en meget lav sannsynlighet. Type hendelser med potensial for større utslipp er blant annet: Utblåsninger fra brønner under boring og drift Lekkasjer fra rør Lekkasjer fra undervannsinstallasjoner Prosesslekkasjer Lekkasjer fra skytteltankere eller lasteoperasjoner Havari av lagerskip Ikke-planlagte utslipp fra petroleumsvirksomheten er hyppigst knyttet til feilhandlinger og skjer som oftest i form av mindre lekkasjer av olje og/eller kjemikalier. Type hendelser som har det største potensialet for miljøkonsekvenser er oljeutblåsning, men også større oljelekkasjer fra rørledninger og utslipp fra oljetanker på for eksempel lagerskip og skytteltanker. Statistiske beregninger viser imidlertid at dette er hendelser med svært lav sannsynlighet (RKU Nordsjøen, 2006), og både operatører og myndigheter arbeider målbevisst for å forhindre enhver form for slike utslipp. Konsekvensene av et utilsiktet utslipp til sjø avhenger av faktorer som oljetype, størrelse på utslippet, vind, strømretning og overlapp med sårbare naturressurser. De største miljøkonsekvensene er i all hovedsak knyttet til et større akutt utslipp av olje og de påfølgende skader på sjøfugl, særlig dykkende arter, men også sårbare strandmiljø. Kondensat er en lett oljetype som vil fordampe relativt raskt mens et uhellsutslipp av gass primært utgjør en sikkerhetsrisiko. DM# Side 81 av 118 December 2011

82 Det er utarbeidet en separat miljørisikoanalyse og en beredskapsanalyse gjeldende for akutte utslipp på Hild (DNV, 2011a og 2011b). Rapporten evaluerer miljørisiko for hendelser som kan føre til akuttutslipp av olje eller gass med assosiert kondensat i forbindelse med ulike feltaktiviteter Utslippsscenarier Brønnene på Hild skal bores med en oppjekkbar rigg med ventiltrærne plassert på et temporært boredekk på Hild understellet som plasseres på feltet i Det er i miljørisikoanalysen (DNV, 2011a) definert ulike scenarier for olje og gass/kondensat utslipp i henhold til planlagte aktiviteter på Hild i en 4-års periode ( ). I tillegg er fem ulike scenarier for utslipp i forbindelse med aktivitet på FSO vurdert, samt utslipp fra stigerør og rørledninger. Sistnevnte er vurdert å ha svært lav miljørisiko. Gass/kondensatutblåsning er dimensjonerende hendelse for Hild, mens oljeutblåsning ikke er ansett som mulig fordi trykkstøtte er nødvendig for å produsere oljen Olje- og forvitringsegenskaper Det finnes ikke tilstrekkelig oljemengde av Hild-olje til å gjennomføre forvitringsstudier. Dette vil gjennomføres så snart boringen kommer i gang og ny olje er tilgjengelig. I miljørisikoanalysen er Oseberg A (olje), Huldra (kondensat) og Balder (olje) brukt som referanse. De to første er brukt i tidligere miljørisikoanalyse på Hild (DNV, 2009). På grunn av pre-prosessering av oljen som vil lagres på lagerskipet (FSO), ble det brukt en tyngre olje i disse simuleringene (Balder). Parameterne for disse er presentert i tabell 7-8 under. Parameter Oseberg A Huldra kondensat Balder olje Egenvekt 839 kg/m kg/m kg/m 3 Maksimalt vanninnhold 80 % 40 % 71.4 % Voks innhold 2,76 vekt % 5,2 vekt % - Asfalten innhold 0,21 vekt % <0,001 vekt % - Viskositet, fersk olje (13 o C) 9 cp 4.3 cp Ca. 880 cp Gass-kondensat forhold 40 Sm 3 /Sm Sm 3 /Sm 3 - Tabell 7-8. Parametere brukt for oljetyper og kondensat brukt i miljørisikoanalysesimuleringene på Hild. (SINTEF, 1998; SINTEF, 2004; SINTEF, 2010) Influensområde Influensområdet for et oljeutslipp er beregnet ut fra alle rater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter, se figur 7-9. Det definerte området reflekterer ikke et enkelt kondensatutslipp, men området som påvirkes av minimum 5% av simuleringene i hver sesong. Samtlige scenerier viser at hoveddrivretning er sørover og østover med lav sannsynlighet for at oljen driver inn over britisk sokkel. Kondensatutblåsning Influensområdet fra en kondensatutblåsning vil ikke berøre kysten. En overflateutblåsning vil ha et influensområde som vist i figur 7-9a. Influensområdet er relativt likt for de ulike sesongene. Det er modellert for rater fra m 3 /døgn med varigheter på 2, 15 og 62 døgn. Influensområde oljeutblåsning Modellert oljeutblåsning vil ikke nå kysten. Influensområdet er relativt likt for de ulike sesongene, se figur 7-9b. Det er modellert for en rate på m 3 /døgn med varighet 3 timer. Influensområde FSO relaterte oljeutslipp Influensområdet for et oljeutslipp ved lossing fra FSO (3 000 tonn) er lik gjennom året. Likevel går driften mer mot norskekysten om våren, høsten og vinteren, mens den om sommeren går mer mot sør. Tilsvarende mønster ses også for kollisjonsscenariet ( tonn, scenariet2-timer varighet), men med enda større utbredelse mot øst, se figur 7-9c. DM# Side 82 av 118 December 2011

83 Influensområde gass/ kondensat rørledning brudd/lekkasje Influensområdet for utslipp som følge av brudd i rørledning (varighet 1 time) er begrenset. Scenariet med lekkasje i to døgn gir større influensområde med liten sesongvariasjon, figur 7-9d. a. Kondensat ( 5 %) for 10 x 10 km celler gitt en overflateutblåsning på Hild (høst). b. Olje ( 5 %) i 10 x 10 km celler gitt overflateutblåsning på Hild (høst). c. Oljeutslipp av tonn fra FSO som følge av kollisjon eller brann (høst) for utslipp med 1 og 2 timers varighet. d. Kondensat ( 5 %) i 10 x 10 km celler gitt lekkasje (varighet 1 og 48 timer) i rørledning som transporterer gass/kondensat fra Hild (høst). Figur 7-9. Sannsynlighet for treff ( 5 %) i 10 x 10 km celler for de ulike scenariene som er modellert i miljørisikoanalysen (DNV 2011a). (NB! Bildene viser statistiske resultater for en rekke simuleringer og ikke spredning fra et enkeltutslipp) Konsekvenser I miljørisikoanalysen (DNV, 2011a) er det estimert en sannsynlighetsdistribusjon for prosentvis populasjonstap fra en overflateutblåsning, basert på oljedriftssimuleringene og nøkkeleffektene. Populasjonstapet er videre kategorisert i seks kategorier; <1%, 1-5%, 5-10%, 10-20%, 20-30% og > 30%. Kystnær fugl En overflateutblåsning av gass/kondensat kan potensielt påvirke sjøfugl i kystnære områder med opptil 10% populasjonstap, men sannsynligheten for mer enn 1% tap er lav. Populasjonen av toppskarv er dimensjonerende for risikonivået og vil bli mest rammet om høsten med 2,3% sannsynlighet for 1-5% populasjonstap, og 0,02% sannsynlighet for 5-10% populasjonstap. Det er ingen sannsynlighet for mer enn 10% populasjonstap. Toppskarv er også dimensjonerende for risikonivået assosiert med et uslipp fra FSO med de største konsekvensene i vintersesongen. Det er 25,4% sannsynlighet for 1-5% populasjonstap og DM# Side 83 av 118 December 2011

84 0,4% sannsynlighet for 5-10% populasjonstap. Det er ingen sannsynlighet for mer enn 10 % populasjonstap. For scenariet med lossing fra FSO er de mulige konsekvensene små. Sjøfugl åpent hav En overflateutblåsning av gass/kondensat kan potensielt påvirke sjøfugl på åpent hav med opp mot 10% populasjonstap. Populasjonen av krykkje (vinter og vår) og havhest (sommer og høst) er dimensjonerende for risikonivået med opp til 27,6% sannsynlighet for 1-5% populasjonstap og 0,06 % sannsynlighet for 5-10% populasjonstap (krykkje vinter). Det er ingen sannsynlighet for mer enn 10 % populasjonstap. For utblåsning av olje relatert til rørledninger er alle kalkulerte effekter på sjøfugl på åpent hav i kategorien <1% populasjonstap og er ikke videre vurdert. Havhest er dimensjonerende for risikonivået assosiert med oljeutslipp fra FSO, med de største konsekvensene kalkulert for FSO lekkasje på høsten. Det er 100 % sannsynlighet for 1-5% populasjonstap, men ingen sannsynlighet for mer enn 5% populasjonstap. For lossing fra FSO er de mulige konsekvensene mindre, men krykkje vil da bli mest påvirket. Kysthabitat En utblåsning av gass/kondensat fra overflaten gir opp til 1,5 % sannsynlighet for mindre skade på kystlinjen (<1 år restitusjonstid) og 0,4 % sannsynlighet for moderat skade (1-3 år restitusjonstid), på høsten. Det er ingen sannsynlighet for betydelig eller alvorlig skade på kysthabitatet (>3 år restitusjonstid). En utblåsning av olje gir 0,3 % sannsynlighet for mindre skade, 0,1 % sannsynlighet for moderat skade og ingen sannsynlighet for betydelig eller alvorlig skade. Det er kun sannsynlighet for skade på kystlinjen om høsten. Det lave skadepotensialet kan forklares med den korte varigheten og det lave volumet i utblåsningsscenariet. Et scenario med totalt tap av FSO gir maksimalt 5,9 % sannsynlighet for mindre skade. 1,5 % sannsynlighet for moderat skade, og ingen sannsynlighet for betydelig eller alvorlig skade i vintersesongen. For de resterende sesongene er det kun lav sannsynlighet i alle konsekvenskategorier. Potensiell skade assosiert med FSO lossing har en maksimal sannsynlighet på 1,5 % for mindre skade, 0,4 % for moderat skade. For betydelig og alvorlig skade er det ingen sannsynlighet. Konsekvenser på plankton Plankton er generelt mest sårbare under vår- og høstoppblomstringen når produksjonen er størst. Plante og dyreplankton har vid utbredelse og rask generasjonstid samt at det vil være innvandring fra upåvirkede områder. Effekter på planktonsamfunn vil derfor være lokalt begrenset og kortvarige, selv om et utslipp skjer i oppblomstringsperiodene. Negative konsekvenser fra et akuttutslipp på plankton er derfor karakterisert som ubetydelige/små. Konsekvenser på fisk Effekten av oljekomponenter på fisk er avhengig av konsentrasjonene i vannmassene og varighet av eksponeringen (dosen organismen utsettes for). For fisk er det vist at egg og larver kan være svært sårbare for oljeutslipp i vannmassene, mens yngel og voksen fisk er mindre sårbare. I den sammenhengen er det først og fremst områdene nærmest gyteområdene som har potensial for skade (RC Consultants & NINA, 1999). For fisk er det primært de artene som gyter i en kort periode og i et begrenset geografisk område som er mest sårbare for akutt oljeutslipp. Av alle de kommersielt viktige artene i Nordsjøen er det torsk, sild og havsil som gyter på en slik måte (og sild gyter ikke i dette området, jf. figur 6.4). Grensekonsentrasjon for skade på fiskelarver settes ofte til 100ppb (OLF, 2008). Vannsøylekonsentrasjonen over dette nivået, og tilhørende influensområdene i vannsøylen, er begrenset for alle utslippscenarier (figur 7-10). Det vil derfor være små eller ingen overlapp med gyteområdene. I tillegg kommer tidsaspekter, hvor gyting vil pågå noen uker/måneder hvert år, mens et utslipp vil ha varighet timer dager, til maksimalt noen uker. Effekter av hydrokarbonforurensning fra et eventuelt stort oljeutslipp fra Hild på fiskearter i Nordsjøen er derfor generelt vurdert å være små. På Vikingbanken ligger et viktig tobisfelt (jf. SVO-omtale, og figur 6-10/8-10). På grunn av bestandssituasjonen er det lite tobis i området nå (og det er stengt for fiske). På sikt må det likevel kunne forventes at bestanden bygger seg opp og igjen vil ha betydelige forekomster i dette området. Kun et FSO havari på Hild er funnet å kunne medføre konsentrasjoner over skadegrensen i dette området, avgrenset til vintersesongen, og med lav sannsynlighet. Avstanden DM# Side 84 av 118 December 2011

85 Fraction of the field specific acceptance criteria (%) Plan for utbygging, anlegg og drift av Hild til tobisområdet fra Hild er ca. 45 km. Siden tobis ligger nedgravd i havbunnen store deler av døgnet (og er i dvale om vinteren), og kun er i vannsøylen på beiting ved godt dagslys, vil det være begrenset grad av eksponering. Skadelig oljekonsentrasjon vil også være kortvarig. Konsekvenser for tobisbestanden i området av et slikt oljeutslipp vurderes derfor som begrenset. Sannsynligheten for en slik hendelse, og at den i tillegg rammer dette området, er også meget lav. Figur Sannsynlighet for treff av olje med oljekonsentrasjon i vannmassene over 50ppm i vinter og vårsesong for henholdsvis kondensatutblåsning (to til venstre) og FSO havari (to til høyre), sammenstilt med tobisområdet i Osebergområdet. Kilde: DNV 2011, tobisdata fra HI (mars 2011). 7.6 Oppsummering miljørisiko Miljørisiko er kalkulert for alle relevante utslippsscenarier på Hild, for et utvalg miljøressurser. En oppsummering av miljørisiko er vist i figur Ingen effekter er påvist for marine pattedyr. Annual environmental risk - Hild field Minor (<1 year) Moderate (1-3 year) Considerable (3-10 year) Severe (>10 year) shoreline seabirds - open sea seabirds - coastal waters Figur Årlig miljørisiko for de ulike ressursene; kystnær sjøfugl, sjøfugl - åpent hav og kysthabitat, presentert som prosent av akseptkriterier i de ulike skadekategoriene. Alle risikobidrag for utslipp er summert. Det høyeste risikonivået forbundet med Hild prosjektet er 22,7% av akseptkriteriene for moderat miljøskade. Den kalkulerte miljørisikoen er godt innenfor TOTAL E&P NORGE sine akseptkriterier for feltutvikling, og under ALARP- nivå (50% av akseptkriteriet) bortsett fra sjøfugl åpent hav, moderat skade. Hovedårsaken til dette er lossescenariet og den høye frekvensen som er brukt. Det er viktig å merke seg at dette er svært konservativt og at antall losseoperasjoner vil sannsynligvis være lavere enn tallet brukt i frekvensberegningene. I tillegg, basert på nye lossesystemer og økt fokus på denne type operasjon, er det svært lite sannsynlig at utslippsrate og varighet vil ha så høye verdier som brukt i beregningene. Dette gjelder også størrelsen på tankskip. I sum er alle disse antagelsene konservative. Det kan derfor anta at et realistisk scenario vil ha lavere frekvens, lavere rate og kortere varighet. DM# Side 85 av 118 December 2011

86 Man kan derfor konkludere med at miljørisikoen forbundet med den planlagte aktiviteten på Hild er akseptabel Risiko relatert til kjemikalieutslipp Mindre utslippshendelser kan forkomme og har i de fleste tilfeller en høyere frekvens enn større utslipp, men en mye lavere konsekvens for miljøet. Det er derfor gjort en begrenset vurdering av andre utslipp. Andre typer hydrokarboner som brukes i løpet av operasjonen, og som kan slippes ut, er drivstoff til borerigg, fartøy og helikopter. I tillegg er hydraulikkolje til havbunnssystemene (f. eks BOP) og ROV også mulige kilder. Diesel kan typisk slippes ut ved overføring fra fartøy til rigg, brudd i slange eller ved overfylling av tanker. Uhellsutslipp innenfor riggområdet vil i de fleste tilfeller fanges av dreneringssystem, separeres ut, og vil normalt ikke slippes ut Hvis mindre utslipp av diesel treffer sjøen vil den normalt forvitre i løpet av kort tid og ingen tiltak vil igangsettes. Hovedvekten av kjemikalier som brukes i en boreoperasjon er borevæske og tilsetningsstoff i disse væskene. I borevæske vil PLONOR-kjemikalier (Pose Little Or No Risk to the Marine Environment), som også er svært vannløselige, utgjøre hovedfraksjonen. PLONOR-kjemikalier tilsvarer grønne kjemikalier. På norsk sokkel er det høy fokus på bruk av miljøvennlige kjemikalier og unødvendige utslipp. Det er implementert mange tiltak i design og gjennom prosedyrer for å redusere sannsynligheten for uhellsutslipp av borevæske, drivstoff eller andre operasjonelle kjemikalier Oljevernberedskap TOTAL E&P NORGE er medlem i NOFO, som har regionvis organisering av oljevernberedskap, og Hild er lokalisert innenfor NOFOs region 3. Den regionale beredskapen er gjeldende for alle installasjoner og kyst/strandområder i regionen. For beskrivelse av eksisterende NOFO beredskap i Hild- området henvises det til planverket (NOFO, 2006 nå under oppdatering). Som en del av planleggingsprosessen til feltutbyggingen er det gjennomført en beredskapsanalyse (DNV, 2011b). Beredskapsanalysen vurderer behov for oljevernberedskap for hele året og for ulike værforhold. For aktiviteten på Hild er dimensjonerende hendelse utblåsning av kondensat (Huldrakondensat er brukt i simuleringer) på overflaten (2 970 m 3 /d i 8 dager). I tillegg er oljeutslipp fra losseoperasjoner på FSO (Balder-olje er brukt i simuleringer) vurdert i beredskapsanalysen. Erfaringer etter boring av avgrensningsbrønnen med hensyn til brønndesign medfører at dimensjonerende rate må anses å være konservativ. Det er viktig å inkludere mange faktorer når en skal bestemme tilstrekkelig oljevernberedskap, slik at dette gjøres basert på en helhetlig vurdering. Følgende faktorer er viktige å ta hensyn til: På grunn av konsentrasjonen av gass fra fordamping av kondensat er operasjonell sikkerhet det viktigste aspektet. Dette er spesielt viktig ved lite vind. Kondensat vil brytes ned på under 15 dager, og for Hild er det ingen risiko for at kondensatet treffer land (innenfor et 95 % sannsynlighet scenario). Forvitringsstudier gjort av SINTEF (1998) støtter forståelsen av at oppsamling med standard NOFO-utstyr (lenser og skimmer) vil ha begrenset effekt på oppsamling av kondensat på grunn av forventet lav viskositet. Forvitringsstudier av SINTEF (1998) og dispergeringseffektene i beredskapsanalysen (DNV, 2011b), støtter at kjemisk dispersjon vil bidra positivt til dispergering. Generelt er det forventet at kjemisk dispergering er bedre om sommeren enn om vinteren. En strategi med kjemisk dispergering vil mest sannsynlig være en operasjonell avgjørelse som bestemmes av værforholdene på gitte tidspunkt. DM# Side 86 av 118 December 2011

87 På bakgrunn av ovennevnte og i en praktisk sammenheng, er bruk av overvåking og fjernmåling, samt påfølgende miljøundersøkelser ansett som mest passende beredskapstiltak for et kondensatutslipp fra Hild. NOFO fartøy stasjonert i Troll-Oseberg området er utstyrt med oljeradar, såkalt Oil Spill Detection (OSD). Enkelte fartøy har også Down Link om bord og håndholdte IRkamera kan hentes fra baser på land. Enkelte NOFO fartøy har installert SECurus -systemet utviklet av Aptomar. Systemet er et verktøy for deteksjon og observasjon av olje på vann. Den primære operasjonelle strategien for et kondensatutslipp er å følge flaket fra avstand for så å bruke kjemisk dispergering, eller mekanisk opptak når de lette kondensatkomponentene har fordampet. Effekten av bruk av kjemisk dispergering er evaluert og det foreslås at beredskapsfartøy som brukes på Hild skal være utstyrt med dispergeringsmiddel (både Dasic NS og Corexit 9500 er testet og har vist god effekt). Detaljer om hvordan oljevernberedskapen faktisk vil etableres for Hild vil beskrives i beredskapsplanen som vil etableres i perioden frem mot boring og utbygging. En oversikt over lokalisering av NOFO sine oljevernberedskapsressurser er vist i figur Figur Oversikt over oljevernutstyr i området ved Hild. DM# Side 87 av 118 December 2011

88 8 SAMFUNNSMESSIGE KONSEKVENSER 8.1 Problemstillinger belyst i samfunnsanalysen Utbygging av Hild representerer en betydelig investering. Tildeling av kontrakter for boring av brønner, bygging og installering av innretninger vil være underlagt internasjonale handelsbestemmelser, herunder EUs direktiv for innkjøp av varer og tjenester. Avhengig av hvor konkurransedyktige norske leverandører er, kan de nasjonale samfunnsmessige konsekvensene således bli betydelige. I KU har en - basert på anslag for investeringer og driftskostnader - utført en analyse av antatte norske andeler av vare- og tjenesteleveransene, med dertil tilhørende sysselsettingsvirkninger i Norge. Det er videre analysert innen hvilke næringer disse virkningene forventes. Videre er det beregnet ringvirkninger i samfunnet. Dette er basert blant annet på etterprøvingsstudier av relevante prosjekter utført som en del av Regional Konsekvensutredning (RKU) Nordsjøen. En anerkjent modell er benyttet i arbeidet. Driftsorganisasjon på land planlegges integrert i TOTAL E&P NORGEs hovedkontor i Stavanger. Antall årsverk henholdsvis på feltet og på land er anslått. De totale investeringene er sett i sammenheng med det totale investeringsnivået på norsk sokkel. Det er videre angitt antatte inntekter fra prosjektet til den norske stat. Følgende problemstillinger er belyst: Prosjektets investeringsnivå i forhold til investeringsnivået på norsk sokkel Forventede nasjonale vare- og tjenesteleveranser i utbyggings- og driftsfase Arbeidskraftbehov og nasjonale sysselsettingseffekter i utbyggings- og driftsfase Samfunnsmessig lønnsomhet 8.2 Økonomiske hovedstørrelser ved utbygging og drift av Hild Inntekter De samlede inntekter fra Hild er estimert til 63,2 mrd. norske 2011-kroner, basert på følgende prisforutsetninger: olje = 75 USD/fat, gass = 2,05 kroner/sm3, NGL = 600 USD/tonn. Inntektene vil nå opp i 13,4 mrd. kroner per år på sitt høyeste i 2017 og vil holde seg på over 7 mrd. kroner per år fram til og med Deretter vil inntektene falle gradvis frem mot det siste produksjonsåret (2027). Ved en neddiskontering (6%) vil de samlede inntekter over alle årene utgjøre 39,1 mrd. kroner Kostnader Investeringskostnadene er beregnet til 25,6 mrd. kroner hvorav boring utgjør 6,4 mrd. norske kroner. Figur 8-1 viser investeringene over tid. DM# Side 88 av 118 December 2011

89 Millioner kroner Plan for utbygging, anlegg og drift av Hild Utbyggingskostnader fordelt over tid - Hild Boring Installasjoner Figur 8-1. Investeringsprofil fordelt på feltinstallasjoner og boring. I 2015 vil investeringene være på sitt høyeste om lag 6,2 mrd. kroner. Etter ferdigstillelse med start av produksjon 4. kvartal 2016, vil boring av produksjonsbrønner fortsette. I 2021 er det antatt en brønnintervensjon på Hild Øst. Driftskostnadene fra oppstart i hele feltets levetid er anslått til 15 mrd. norske 2011 kroner som består av ordinære kostnader til å drive feltet, transport av olje og gass, tariffer samt avgifter til Staten. Det forventes en avviklingskostnad på 3,6 mrd kroner etter Feltkostnader består blant annet av kostnader til mannskaper om bord på plattformen, hotelltjenester/catering, brønnvedlikehold og forsyningstjenester. En vesentlig del - 9% - gjelder kjøp av strøm ved elektrisitetsforsyning fra land. Denne komponenten må ses i sammenheng med sparte kostnader og sparte avgifter i forhold til produksjon av elektrisk kraft på plattformen. 8.3 Samfunnsøkonomisk lønnsomhet og Statens inntekter Den samfunnsmessige lønnsomheten av et investeringsprosjekt uttrykkes ved en nåverdiberegning, det vi si at framtidige inntekter og kostnader neddiskonteres til et felles år som oftest året for beslutning om utbygging. Finansdepartementet fastsetter hvilken kalkulasjonsrente som skal benyttes. Kalkulasjonsrenten består av et avkastningskrav og et risikotillegg. Statens avkastningskrav er nå normalt på 4%, mens risikotillegget vil kunne variere. Finansdepartementet har fastsatt at normalt risikotillegg er 2%, men også høyere kalkulasjonsrente kan være aktuelt. Høy kalkulasjonsrente gir uttrykk for stor usikkerhet med hensyn til framtidige inntekter og kostnader, mens lav rentesats gir uttrykk for større grad av sikkerhet. Kalkulasjonsrenten gir uttrykk for det avkastningskravet samfunnet har for fremtidige investeringer. Dersom nåverdien av fremtidig netto kontantstrøm er positiv, er prosjektet lønnsomt, er nåverdien negativ, er prosjektet ikke samfunnsmessig lønnsomt. Siden Finansdepartementet holder 4%+2% som det normale, har en valgt å nytte det ved beregning av nåverdi, men vi viser også hva som vil være resultatet om vi nytter høyere rentesats. DM# Side 89 av 118 December 2011

90 Den samfunnsmessige nåverdien, der avgifter og tariffer ikke inngår i kostnadsbegrepet, utgjør 9,8 mrd kroner med en diskonteringssats på 6%. 8% rentesats vil for eksempel gi 7,1 mrd. kroner i netto samfunnsmessig nåverdi. Prosjektet er altså samfunnsmessig lønnsomt selv med 8% diskonteringssats. Statens inntekter består av avgifter og skatter som igjen er delt i ordinær selskapsskatt og petroleumsskatt. Fordeling kontantstrøm, millioner 2011-kroner Hild Avgifter neddiskontert; 34 Selskapenes andel neddiskontert; Ordinære skatter neddiskontert; Petroleumsskatter neddiskontert; Figur 8-2. Hild, fordeling av kontantstrøm (neddiskontert) på selskapene og staten Med en neddiskonteringssats på 6% beholder selskapene 4,4 mrd. kroner mens 5,4 mrd. kroner tilfaller Staten, mesteparten i form av skatter - ordinær selskapsskatt og petroleumsskatt. Summert uten neddiskontering utgjør skatter i alt nær 10,5 mrd. kroner (2011-kroner). Avgifter summeres til kun 52 millioner kroner udiskontert over hele driftsperioden, noe som skyldes elektrisitetsforsyning fra land og dermed sparte avgifter. Se figur 8-2 for diskonterte tall (6%). Med en kalkulasjonsrente på 8% vil selskapene beholde 3,0 mrd. kroner mens Statens inntekter vil bli 4,1 mrd. kroner. Statens Direkte Økonomiske Engasjement (Petoro AS) utgjør 30% av det som er beskrevet som selskapenes del, Statoil Petroleums andel er på 19% og TOTAL E&P NORGE har 51%. 8.4 Virkninger på investeringsnivået i norsk petroleumsvirksomhet Utbyggingen av Hild er planlagt å falle sammen med en periode da det kan forventes høye investeringskostnader i petroleumssektoren på norsk sokkel. Oljedirektoratet har utarbeidet prognoser for årene fram til DM# Side 90 av 118 December 2011

91 180 Gjennomførte og forventede investeringer på norsk kontinentalsokkel Hild Leting og konseptstudier Rør og landanlegg Nye plattformer Nye undervanns-innretninger Eksisterende innretninger Borekostnader Figur 8-3. Gjennomførte og forventede investeringer på norsk sokkel sammenholdt med utbyggingskostnader for Hild I 2013, 2014 og 2015 utgjør Hild mellom 1,9% og 4,0% av det samlede investeringsvolum på norsk sokkel, ref. figur 8-3. De høyeste investeringstallene for Hild kommer altså like etter de årene da Oljedirektoratet (OD) forventer rekordhøyt investeringsnivå. Oljedirektoratet har ikke utarbeidet prognoser for årene etter Vare og tjenesteleveranser til utbygging og drift Forventede norske andeler av leveranser Det er vanligvis stor oppmerksomhet knyttet til mulighetene for norsk næringsliv til å bli tildelt kontrakter ved større utbygginger i oljesektoren. Tradisjonelt har norske leveranseandeler ligget på mellom 40% og 65% av totale utbyggingskostnader. Oljeleverandørindustrien er internasjonal, noe som medfører at det kan være betydelige underleveranser på kryss av landegrenser. Så selv om en hovedkontrakt kan bli plassert hos et utenlandsk selskap, kan det bli betydelige norske andeler i form av underleveranser. Forventede norske leveranseandeler avhenger ikke bare av om norske selskap er konkurransedyktige, men også hvor høyt investeringsnivået i Norge er på den tiden utbyggingen skal foregå. De vurderinger som er gjort for å anslå norske andeler ved utbyggingen vil derfor ha stor usikkerhet ved seg. For hver av hovedkomponentene kan en gi et lavt og et høyt anslag som vist i figur 8-4. Basert på oppdelingen av investeringer og driftskostnader i hovedkomponenter har vi gjort vurderinger av mulige norske andeler av leveransene. På nåværende stadium i planleggingen er det stor usikkerhet knyttet til framtidige leveranser. Estimat for omfanget av norske DM# Side 91 av 118 December 2011

92 leveranseandeler vil i stor grad bygge på eksempelstudier i Regional konsekvensutredning Nordsjøen 2 og operatørens egne vurderinger. Siden analysen holdes på et nasjonalt nivå, vurderes det ikke som relevant å vurdere kompetanseforhold i næringslivet. På nasjonalt nivå vil det være tilstrekkelig kompetanse til å gjennomføre sikker utbygging og drift, og kontraktstildelinger vil i henhold til internasjonale regelverk være gjenstand for åpen konkurranse. Erfaringsmessig kan det være store variasjoner med hensyn til norske andeler for de enkelte komponenter, men for prosjektene som helhet er summen av norske andeler i et prosjekt jevnere. RKU en som det er vist til ovenfor viser også at det er godt samsvar mellom vurderinger foretatt i samband med konsekvensutredningene og hva som faktisk ble realisert når det gjelder hele prosjektet Investeringskostnader Investeringskostnadene er beregnet til 25,6 mrd kroner hvorav boring utgjør 6,4 mrd kroner. Understell og dekk utgjør i alt vel 9,4 mrd. kroner som er vel 49% av utstyr og feltinstallasjoner. Prosjektledelse utføres vanligvis av operatøren selv med supplement av innleide konsulenter. Norsk andel er normalt svært høy. En anslår at norsk andel vil utgjøre henholdsvis 60% (lavt) og 70% (høyt anslag). Dekk og understell utgjør en vesentlig del av investeringskostnadene og består normalt av prosjektering, innkjøp, konstruksjon og ferdigstillelse/installasjon inkl marine operasjoner. Norske andeler vil kunne variere for de enkelte deler av leveransene. Kontrakter vil bli tildelt etter vanlig forretningsmessige kriterier. For dekket vil et lavt anslag være på 30% og høyt anslag 40%. For understellet antas 20% til 30%. Rørledninger kan forventes å ha noe lavere norske andeler. Rørledninger produseres ikke i Norge, men coating kan utføres i Norge og rørlegging skjer ofte med norske selskaper. Det forutsettes derfor at rørledninger vil ha mellom 20% og 40% norsk andel. Marine operasjoner omfatter ulike typer operasjoner til havs. Arbeidet kan bli utført av norske så vel som utenlandske fartøy. En norsk andel på 60% til 80% er antatt. Marine operasjoner inngår i kostnadene for de øvrige kostnadskomponentene. De øvrige investeringskostnader består av en lang rekke ulike komponenter og kostnadsfaktorer. En skjønnsmessig norsk andel på 40% til 70 % er lagt til grunn. Boring kan bli utført av et utenlandsk selskap som opererer i et internasjonalt marked. Selv med utenlandsk selskap vil deler av mannskap og underleverandører være norske. Norsk andel av boring på 40% til 50% er anslått. De norske andelene til feltinstallasjonene kan utgjøre fra 6,5 mrd. kroner til 9,6 mrd. kroner mens boring kan ha norsk andel på fra 2,6 mrd. kroner til 3,2 mrd. kroner. Middelverdiene av disse anslagene nyttes som inndata ved modellberegning av nasjonal sysselsetting. 2 Oljeindustriens Landsforening: Regional konsekvensutredning Nordsjøen, Etterprøving av fire utbyggingsprosjekter Agenda Utredning og Utvikling as 2006 DM# Side 92 av 118 December 2011

93 Milliarder kroner Plan for utbygging, anlegg og drift av Hild Norske leveranseandeler til utbygging av Hild 14,0 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 Boring Uforutsett og uspesifisert Elektriske kabler Fiberkabler Eksportrørledninger Interne rørledninger og riser Kontrollrom FSU Understell Dekk Prosjektledelse 2,0 0,0 Lavt anslag Høyt anslag Figur 8-4. Norske andeler av investeringsleveranser vist som lavt anslag og som høyt anslag Dette gir samlede norske andeler på fra 35% til 50% med en middelverdi på 42,6%. En har foran vist hvordan Hild innfases i petroleumsrelaterte investering fram til Selv uten Hild vil 2013 få et historisk høyt investeringsnivå. I de etterfølgende årene vil investeringsnivået falle noe i følge OD s oversikt. Det kan tenkes at det kan komme nye prosjekter i tillegg slik at det ikke nødvendigvis blir fall i investeringsnivået. Derfor kan norske leveranseandeler også bli påvirket Leveranser i driftsfasen For å kunne anslå leveranser i driftsfasen er det gjort et anslag over de totale driftskostnader som består av ordinære kostnader til å drive feltet og transport av olje og gass, samt tariffer og avgifter til Staten. Driftskostnadene i hele feltets levetid er anslått til 15 mrd. norske 2011 kroner. Feltkostnadene vil ligge omkring 635 millioner kroner i gjennomsnitt per år bestående av blant annet kostnader til mannskaper om bord på plattformen, hotelltjenester/catering, brønnvedlikehold og forsyningstjenester. Siden Hild bygges ut med strømforsyning fra land vil avgifter til Staten (CO 2 og andre miljøavgifter) være tilnærmet lik 0. Normalt vil norske leveranseandeler være høyere i driftsfasen enn samlet for utbyggingsfasen. Ut fra mer detaljert informasjon fra tidligere undersøkelser har vi sett at norske andeler av kontrakter kan utgjøre mellom 60% og 80% av kontraktsummene. Norsk andel av direkte sysselsetting er vanligvis høyere slik at samlet norsk sysselsettingsandel vil være høyere. Ved beregning av sysselsetting i driftsfasen legger vi til grunn 70% norsk andel i kjøp av varer og tjenester. Elektrisitetsforsyning antas å ha 100% norsk andel. Imidlertid er de marginale driftskostnader ved kraftproduksjon små sammenlignet med kostnader knyttet til utbygging av kraftverk og kraftdistribusjon. Ved beregning av norsk sysselsetting har vi ikke tatt med sysselsetting knyttet til utbygging av kraftverk i samband med investeringsvirkninger. Dette innebærer at samlede norske driftsleveranser av varer og tjenester utgjør om lag 10,5 mrd. kroner i årene 2016 til Tallet avhenger av om faste posisjoner til havs blir dekket ved operatørens egne ansatte eller ved fast innleide. Over feltets levetid gir dette om lag 21,4 mrd. kroner i samlede norske leveranseandeler (10,9 mrd.under utbygging og 10,5 mrd.i driftsfasen). DM# Side 93 av 118 December 2011

94 Sysselsettingsvirkning Plan for utbygging, anlegg og drift av Hild 8.6 Sysselsettingsvirkninger Metode Sysselsettingsvirkninger av utbygging og drift av Hild beregnes kun på nasjonalt nivå. Beregningene bygger på investeringsbeløp og forventninger om norske andeler av leveransene. Foran er norske andeler estimert med et lavt og et høyt anslag. Ved beregning av sysselsettingsvirkning nyttes middelverdien av de to estimatene, som nevnt ovenfor. Til beregningene nyttes en regionaløkonomisk kryssløpsmodell. Modellen har innebygd koeffisienter for kryssløp, mens norske andeler fordeles på de viktigste næringer. Dermed oppnås at den beregnede sysselsettingsvirkningen så langt som mulig fordeles på næringer. Det må understrekes at det er store usikkerheter knyttet til beregningene. De samlede sysselsettingsvirkninger består av direkte og indirekte produksjonsvirkninger. Det vil si sysselsetting hos operatøren og hos leverandører og underleverandører. Det kan være noe glidende overgang mellom direkte og indirekte virkninger, men summen av de to virkninger produksjonsvirkningene vil være den samme. Så vel operatørselskap, leverandører og ansatte i disse selskapene vil konsumere varer og tjenester. Denne konsumvirkningen er også med i beregningene. På denne måten dekker man prosjektets ringvirkninger Utbyggingsfasen Utbyggingsfasen strekker seg fra 2012 til 2017 med en brønnintervensjon i De norske andeler er beregnet til 42,6% av investeringene, dvs at de norske andeler som ligger til grunn for beregningene utgjør 10,9 mrd. kroner inklusiv boring. I 2015 og 2016 vil behovet for arbeidskraft være på sitt høyeste med vel sysselsatte i 2015 og i 2016, se figur 8-5. Region: Nasjonalt Hild utbyggingsfasen Sysselsetting inklusiv konsumvirkninger i utbyggingsfasen Figur 8-5. Hild, sysselsettingsvirkninger av investeringene fordelt på år De samlede antall årsverk som skapes som følge av utbyggingen er ca Dette tallet inneholder sysselsatte hos operatøren, hos underleverandører og deres underleverandører samt konsumvirkningen av disse igjen. Sysselsettingen etter avsluttet utbygging skriver seg fra konsumvirkningen som har et etterslep. I 2021 er det planlagt gjennomført en supplerende brønnintervensjon. DM# Side 94 av 118 December 2011

95 Region: Nasjonalt Hild utbygging Næringsfordelt sysselsetting samlet for utbyggingsfasen Private personlige tjenester 7 % Øvrige næringer 5 % Maskin- og verkstedindustri med mer 16 % Bygge- og anleggsvirksomhet 3 % Forr. tjenesteyt. 32 % Olje- og gassvirksomhet 11 % Transport 7 % Hotell- og restaurantdrift 7 % Varehandel 12 % Samlet sysselsettingsvirkning i utbyggingsfasen: Figur 8-6. Hild, sysselsettingsvirkninger av investeringene fordelt på viktigste næringer Forretningsmessig tjenesteyting er en kategorisering av næringer som kjennetegnes ved at så vel leverandør som kunde er bedrift og at det som leveres, er tjeneste og ikke vare. For oljesektoren vil en stor del av de sysselsatte stå for ingeniørtjenester og andre tjenester som ofte går under betegnelsen konsulenttjenester; se figur 8-6. Dersom kontraktene inngås som EPC kontrakter, kan prosjektering foregå i industriselskapene. Da kan kategoriseringen av sysselsettingen øke innen industri og tilsvarende bli redusert innen forretningsmessig tjenesteyting. Men i realiteten vil det kreve de samme profesjonene. Hos operatøren vil det i utbyggingsfasen være mellom 20 og 30 ansatte. I tillegg kommer drøyt 70 fast innleide. Dette tilsvarer langt på vei prosjektledelsen. Øvrige sysselsatte i olje- og gassnæringen består for en stor del av sysselsatte innen boring og andre servicebedrifter som blir kategorisert til denne næringen Driftsfasen Som beskrevet i avsnitt vil de samlede norske driftsleveransene av varer og tjenester utgjøre om lag 10,5 mrd. kroner over feltets levetid. Driftskostnadene starter å påløpe i 2014 og holder fram til 2026, se figur 8-7 for sysselsettingsvirkninger av driftskostnader. DM# Side 95 av 118 December 2011

96 Sysselsettingsvirkning Sysselsettingsvirkning Plan for utbygging, anlegg og drift av Hild Region: Nasjonalt Hild driftsfasen Sysselsetting inklusiv konsumvirkninger i driftsfasen Figur 8-7. Hild, sysselsettingsvirkninger som følge av driftskostnader De høyeste sysselsettingstallene som følge av driftskostnadene vil en få i 2017 til Da vil det bli en sysselsettingseffekt på mellom og inklusiv konsumvirkninger. Det forutsettes at offshoreansatte i hovedsak består av norsk personell. Offshore regnes det med om lag 120 sysselsatte enten ansatt hos operatøren eller som fast innleide. I tillegg kommer sysselsetting på land hos operatøren eller hos fast innleide på ca. 60 sysselsatte. Øvrig sysselsatte kommer hos leverandører og underleverandører foruten sysselsatte som følge av konsumvirkninger. For hele perioden fra prosjektoppstart 2011 til 2027 vil Hild gi ca årsverk som følge av driften. I alt vil Hild gi årsverk i landet fordelt på utbygging og drift fram til og med 2027, se figur 8-8. Det er da sett bort fra virkninger i forbindelse med avvikling. Region: Nasjonalt Hild utbyggings- og driftsfasen Sysselsetting inklusiv konsumvirkninger i utbyggings- og driftsfasen Figur 8-8. Hild, sysselsettingsvirkninger som følge av investerings- og driftskostnader DM# Side 96 av 118 December 2011

97 8.7 Konsekvenser for fiskeri Fiskeriaktivitet i området Hild ligger vest for Vikingbanken om lag 45 km fra det kjente tobisområdet (figur 8-9). Vikingbanken har tradisjonelt vært en av de viktigste fiskebankene i Nordsjøen, med mesteparten av fangstene tatt nord for 61 ºN. Området er viktig for industritrålfisket, og det drives enkelte år et meget intensivt tobisfiske på Vikingbanken. Som følge av liten bestand har det ikke vært fisket etter tobis i området på flere år. Også viktige konsumtrålfelt ligger i dette området, da særlig i feltene nord og øst for Hild. Det drives ringnotfiske etter både sild, makrell og hestemakrell innenfor området og de største fangstene er av makrell og sild (RKU Nordsjøen, 2006). Figur 8-9 Tobisområde på Vikingbanken markert med grått (Kilde: Acona Wellpro (2011) basert på data fra Havforskningsinstituttet). Fiskeriaktiviteten ved Hild er vurdert ut fra oppdaterte sporingsdata fra 2009/2010 fra Fiskeridirektoratet, samt vurderinger gjort av Fiskeridirektoratet som underlag til Forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak (Kilde: Arealrapport/Ottersen et al., 2010). Sporingsdataene er basert på satellittovervåkning av norske og utenlandske fartøy som driver yrkesfiske eller transport av fangst innenfor norsk økonomisk sone. Formålet med overvåkningen er å kontrollere at fartøyene overholder gjeldene fiskeribestemmelser. Sporingsplikten for data benyttet gjelder fartøy som er lengre enn 24 m (fra 1. juli 2010 er ordningen utvidet til fartøy over 15 m). I Fiskeridirektoratets totale vurdering av Nordsjøen/Skagerrak som fiskeriområde, inngår Hildlokaliteten generelt som et meget viktig område (Figur 8-10). For å se nærmere på Hild-lokaliteten er det sett nærmere på sporingsdata for et mindre område, og for ulike år og årstider. DM# Side 97 av 118 December 2011

98 Figur Viktighet av Nordsjøen/Skagerrak for fiskeri. Posisjon av Hild er vist med stjerne. Kilde: Ottersen et al.,2010. Som vist i figur 8-10 og 8-11 a-h angir sporingsdataene fra 2009 og 2010 at det meste av det norske og utenlandske fisket i den nordlige delen av Nordsjøen foregår i Norskerenna langsetter dybdekvotene gjennom hele året. Fiskeriaktiviteten i nærheten av Hild er høyest i tredje kvartal (sommer/høst) og lavest i første og fjerde kvartal (senhøstes/vinter). Videre foregår fiskeriaktiviteten både i nord-sør og øst-vest retning i området hvor Hild-utbyggingen vil finne sted. Fiskeriaktivitetene på britisk side, i området vest for Hild, har tradisjonelt sett vært regnet som ubetydelige for skalldyr, lave for pelagiske arter og moderate for bunnlevende arter. Årlig er det omtrent 500 fartøydager med fiskeriaktivitet av fartøy som er over 10 m i lengde. Fra utgjorde makrell, sei, hyse og sild volummessig den største delen av fangsten på britisk side. Fangsten er stort sett stabil gjennom hele året, med et lite maksimum i oktober (TOTAL E&P UK, 2010). Fiskeriet i britisk sektor omfatter også tråling etter hvitfisk. I området vest for Hild foregår fiskeriaktiviteten i hovedsak i retning sørvest-nordøst, ref. figur DM# Side 98 av 118 December 2011

99 Figur 8-11a. Sporingsdata 1. kvartal 2009 for norske og utenlandske fartøy tilknyttet Nordsjøen nordvest. Plassering av Hild er indikert med rød sirkel. Figur 8-11b.Sporingsdata 2. kvartal 2009 for norske og utenlandske fartøy tilknyttet Nordsjøen nordvest. Plassering av Hild er indikert med rød sirkel. Figur 8-12c. Sporingsdata 3. kvartal 2009 for norske og utenlandske fartøy. Plassering av Hild er indikert med rød sirkel. Figur 8-11c. Sporingsdata 3. kvartal 2009 for norske og utenlandske fartøy. Plassering av Hild er indikert med rød sirkel. Figur 8-11d. Sporingsdata 4. kvartal 2009 for norske og utenlandske fartøy. Plassering av Hild er indikert med rød sirkel. DM# Side 99 av 118 December 2011

100 Plan for utbygging, anlegg og drift av Hild Figur 8-11e. Sporingsdata 1. kvartal 2010 for norske og utenlandske fartøy. Plassering av Hild er indikert med rød sirkel. Figur 8-11f. Sporingsdata 2. kvartal 2010 for norske og utenlandske fartøy. Plassering av Hild er indikert med rød sirkel. Figur 8-11g. Sporingsdata 3. kvartal 2010 for norske og utenlandske fartøy. Plassering av Hild er indikert med rød sirkel. Figur 8-11h. Sporingsdata 4. kvartal 2010 for norske og utenlandske fartøy. Plassering av Hild er indikert med rød sirkel. DM# Side 100 av 118 December 2011

101 Figur Oversikt over norsk og utenlandsk fiskeriaktivitet (2009). Blå streker viser norske fartøy. Gule streker viser britiske fiskefartøy i norsk sektor. Plassering av Hild er indikert med rød sirkel. I henhold til metodikken benyttet for konsekvensutredning (kapittel 4) er Fiskeri i området vurdert som en faktor 3 i sensitivitet, dvs. at området har betydelig viktighet for fiskeriaktiviteten. Til sammenlikning med de omkringliggende områdene regnes fiskeriaktiviteten som lav langs kabeltraséen mellom Hild og Huldra (Global Marine Systems, 2011). I 2007 var fiskeriaktiviteten høyest i områdene nær Huldra og Hild, og lav langs selve traséen. I 2008 var fiskeriaktiviteten ved Huldra den samme, mens den var redusert i området ved Hild. Ved legging av kabelen vil et leggefartøy ligge i området og det vil ikke kunne foregå fiske i umiddelbar nærhet til leggefartøyet. De pelagiske fiskeriene regnes ikke som stedbundne, og fangstområdene vil kunne variere fra år til år. Det forventes derfor ikke at arealbeslag i anleggsfasen vil medføre fangsttap for fiskeriene Fiskeri langs kabeltrase til Kollsnes Sporingsdata fra Fiskeridirektoratet viser at den høyeste fiskeriaktiviteten i området mellom Oseberg og Kollsnes er langs vestkanten av Norskerenna, samt i områdene lenger vest gjennom hele året (figur 8-13a til 8-13d). Fiskeriaktiviteten i området er høyest i 2. og 3. kvartal (vår/sommer og sommer/sensommer) og lavest i 4.kvartal (senhøstes/vinter). Videre foregår fiskeriaktiviteten både i nord-sør og øst-vest retning i området hvor kraftkabelen vil legges. Merk at mindre fartøyer ikke inngår i disse figurene (kun fartøy >15m fra juli 2010). DM# Side 101 av 118 December 2011

102 Figur 8-13a Sporingsdata 1. kvartal 2011 for norske og utenlandske fartøy. Rød linje indikerer kabeltrasé. Figur 8-13b. Sporingsdata 2. kvartal 2011 for norske og utenlandske fartøy. Rød linje indikerer kabeltrasé. Figur 8-13c. Sporingsdata 3. kvartal 2010 for norske og utenlandske fartøy. Rød linje indikerer kabeltrasé. Figur 8-13d. Sporingsdata 4. kvartal 2010 for norske og utenlandske fartøy. Rød linje indikerer kabeltrasé. DM# Side 102 av 118 December 2011

103 8.7.3 Fiskeri nær kysten Kollsnesområdet utgjør en liten del av utbredelsesområdet for de kommersielt viktige fiskeartene som oppholder seg i havområdet rundt Øygarden, for eksempel makrell, brisling, kolmule, sild, og torsk. I kystsonen vest for Kollsnes fiskes det med både passive og aktive fiskeredskaper (Fiskeridirektoratet, 2011). Passive fiskeredskap er fiskeredskap der fisken må oppsøke redskapen for å bli fanget, for eksempel line og garn. Aktive fiskeredskap er fiskeredskap der fiskeredskapen må oppsøke fisken for at den skal bli fanget, for eksempel trål, not og snurrevad. Fisket ved Kollsnes foregår gjennom hele året, men den viktigste perioden strekker seg fra midten av februar til ut april måned. De pelagiske fiskeriene er ikke stedbundne, og fangstområdene vil kunne variere fra år til år. Figurene 8-14 og 8-15 viser en oversikt over fiskeriaktivitet i kystområde ved Kollsnes. Figur Utbredelse av områder for fiske med aktive fiskeredskaper som trål, not og snurrevad i kystsonen ved Kollsnes (Fiskeridirektoratet, 2011). Kollsnes er markert med rødt punkt. Figur Utbredelse av områder for fiske med passive fiskeredskaper som garn og line i kystsonen ved Kollsnes (Fiskeridirektoratet, 2011). Kollsnes er markert med rødt punkt. DM# Side 103 av 118 December 2011

104 8.7.4 Akvakultur De oppdrettsanleggene som finnes i området rundt Kollsnes ligger alle i så god avstand og så godt skjermet i forhold til landfall av kraftkabelen fra Hild at det ikke forventes at installasjon og ordinær drift av kraftkabelen vil ha noen konsekvens for oppdrettsanleggene (figur 8-16). Figur Oppdrettsanlegg i området ved Kollsnes (Fiskeridirektoratet, 2011). Kollsnes er markert med rødt punkt Konsekvenser for fiskeri i installasjons- og borefasen I installasjons- og borefasen vil arealbeslag i form av borerigg, rørleggingsfartøy og andre støttefartøy utgjøre en potensiell konflikt mellom petroleumsnæringen og fiskerinæringen. Arealbeslaget rundt faste innretninger vil være relatert til sikkerhetssoner som strekker seg 500 meter ut fra installasjonene. For rørleggingsfartøy vil arealbeslaget avhenge av om fartøyet bruker ankere eller dynamisk posisjonering for å holde posisjonen. Det er ikke avklart hvilket rørleggingsfartøy som skal benyttes for rørlegging på Hild. Ankerbaserte rørleggingsfartøy vil ha en restriksjonssone med en radius på 2 km som samlet gir en restriksjonssone på 13 km 2, men vil ha kort varighet Et dynamisk posisjonert rørleggingsfartøy vil vanligvis ha en restriksjonssone med radius på 500 m, tilsvarende ca. 1 km 2. En annen potensiell konflikt for fiskeri i anleggsfasen vil være økt seilingsaktivitet til og fra Hild. Seilingsaktiviteten vil gjelde transport av utstyr og forsyninger, men også hjelpe- og beredskapsfartøy vil bidra til en økt seilingsfrekvens i området. Et ankerbasert rørleggingsfartøy vil etterlate seg ankergroper med et visst potensial til å kunne skade eller sette fast fiskeredskaper. Et vanlig ankerbasert rørleggingsfartøy har mellom ankere og finnes normalt m ut fra rørtraséen. Fiskerne er ofte ikke kjent med hvor disse ankergropene finnes og det kan ta noe tid før bunnforholdene vil være tilbake i sin naturlige tilstand. I enkelte tilfeller slettes ankermerkene aktivt etter legging ut fra fiskerihensyn. Dersom et rørleggingsfartøy med dynamisk posisjonering anvendes vil problematikk rundt dannelse av ankergroper ikke være relevant og konsekvensene for fiskeri i anleggsfasen således bli mindre. De potensielle konsekvenser for fiskerinæringen vil videre være avhengig av når på året utbyggingen vil finne sted. Vanlig leggehastighet er 2-3 km rørledning per dag, og normalt utføres installasjonsarbeid i Nordsjøen i sommerhalvåret. Eventuelle ulemper for fiskeriene i anleggsfasen på Hild, knyttet til fartøyer og borerigg vil være forbigående (boreriggen vil mer eller mindre ha overlappende sikkerhetssone med plattformen, se figur 8-17). Det berørte området vurderes som viktig for både norsk og utenlandsk fiskeri og de DM# Side 104 av 118 December 2011

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan

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

Detaljer

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan

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

Detaljer

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

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

Detaljer

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

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

Detaljer

Årsrapport ytre miljø 2006

Årsrapport ytre miljø 2006 Årsrapport ytre miljø 26 Innledning Petoro forvalter statens eierinteresser gjennom SDØE på de fleste felt på norsk sokkel. SDØE sin eierandel i felt på norsk sokkel er blitt noe redusert gjennom nedsalg

Detaljer

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

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

Detaljer

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

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

Detaljer

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

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

Detaljer

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan

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

Detaljer

Plan for utbygging, anlegg og drift av Gjøafeltet

Plan for utbygging, anlegg og drift av Gjøafeltet Plan for utbygging, anlegg og drift av Gjøafeltet Utvinningstillatelse PL 153 PL 153 Gjøa 3.parts tilknytning Vega Gasseksport Strøm fra land Oljeeksport Del 2 Konsekvensutredning Plan for utbygging,

Detaljer

Hydro vil videreutvikle norsk sokkel

Hydro vil videreutvikle norsk sokkel Hydro vil videreutvikle norsk sokkel Assisterende Direktør Nils Telnæs Hydro Olje & Energi Hydro Oil & Energy 2005-05-31 Hydro vil videreutvikle norsk sokkel Fortsatt førsteklasses prosjektgjennomføring

Detaljer

Fremtidige utbygginger

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

Detaljer

21.08.2009. Vurdering av samordnet kraftforsyning

21.08.2009. Vurdering av samordnet kraftforsyning 1 Vurdering av samordnet kraftforsyning og reduksjon av klimagassutslipp Tampenområdet 2 Bakgrunn og gjennomføringg Oppdrag for OD i 2009 Gjennomført av add novatech i samarbeid med Unitech Power Systems

Detaljer

Plan for utbygging og drift av Linnorm-feltet

Plan for utbygging og drift av Linnorm-feltet Plan for utbygging og drift av Linnorm-feltet PL255 September 2012 Partnere: Forord Rettighetshaverne i utvinningstillatelse PL255 har startet en planleggingsprosess for utvikling av Linnorm-feltet. Forslag

Detaljer

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

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

Detaljer

SIGYN. KU-dokumentasjon

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

Detaljer

Plan for utbygging og drift. Troll Prosjekter

Plan for utbygging og drift. Troll Prosjekter Plan for utbygging og drift Troll Prosjekter Troll Unit (PL 054/PL 085) Troll Vest Oljeprovins Troll Øst 60 45 Troll Vest Gassprovins 3 40 Del 2 Konsekvensutredning Utarbeidet av StatoilHydro Mai 2008

Detaljer

Kommentarer til forslag til program for konsekvensutredning for PL 532 Johan Castberg, tidligere Skrugard, Statoil ASA

Kommentarer til forslag til program for konsekvensutredning for PL 532 Johan Castberg, tidligere Skrugard, Statoil ASA Statoil 4035 Stavanger Klima- og forurensningsdirektoratet Postboks 8100 Dep, 0032 Oslo Besøksadresse: Strømsveien 96 Telefon: 22 57 34 00 Telefaks: 22 67 67 06 E-post: postmottak@klif.no Internett: www.klif.no

Detaljer

Oversikt over felt og viktige nullutslippstiltak per 13.09.02 Vedlegg

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

Detaljer

Plan for utbygging, anlegg og drift av Valemon. Produksjonslisens PL050/PL193. Del 2 Konsekvensutredning

Plan for utbygging, anlegg og drift av Valemon. Produksjonslisens PL050/PL193. Del 2 Konsekvensutredning Plan for utbygging, anlegg og drift av Valemon Produksjonslisens PL050/PL193 Del 2 Konsekvensutredning Mai 2010 Plan for utbygging, anlegg og drift av Valemon Produksjonslisens PL050/PL193 Del 2 Konsekvensutredning

Detaljer

12 Felt under utbygging

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

Detaljer

Saksframlegg. Utvalg Utvalgssak Møtedato Komite kultur, næring og miljø Formannskapet

Saksframlegg. Utvalg Utvalgssak Møtedato Komite kultur, næring og miljø Formannskapet STJØRDAL KOMMUNE Arkiv: U22 Arkivsaksnr: 2012/3462-4 Saksbehandler: Audny Merete Mehammer Saksframlegg Utvalg Utvalgssak Møtedato Komite kultur, næring og miljø Formannskapet Konsekvensutredning PL 475

Detaljer

Årsrapport for utslipp 2014 Sigyn

Årsrapport for utslipp 2014 Sigyn Årsrapport for utslipp 2014 Sigyn Innholdsfortegnelse INNLEDNING... 4 1 FELTETS STATUS... 5 1.1 BELIGGENHET OG RETTIGHETSHAVERE... 5 1.2 ORGANISATORISKE FORHOLD... 5 1.3 UTBYGNINGSKONSEPT... 5 1.4 FELTETS

Detaljer

Einar Lystad Fagsjef Utslipp til sjø OLF. Petroleumsvirksomhet..i nord

Einar Lystad Fagsjef Utslipp til sjø OLF. Petroleumsvirksomhet..i nord Einar Lystad Fagsjef Utslipp til sjø OLF Petroleumsvirksomhet..i nord Miljø og petroleumsvirksomhet Rammeverk - Lover og forskrifter Petroleumsvirksomhet og forurensning Utslipp til sjø Nullutslipp Miljøovervåking

Detaljer

SDØE-resultater 1 kvartal 2012 - presentasjon

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

Detaljer

Offshore Strategikonferansen 2007. Oljedirektør Gunnar Berge

Offshore Strategikonferansen 2007. Oljedirektør Gunnar Berge Offshore Strategikonferansen 2007 Oljedirektør Gunnar Berge Leteåret 2006 Det er påbegynt 26 letebrønner: 18 undersøkelsesbrønner og åtte avgrensningsbrønner. 23 letebrønner er avsluttet. Barentshavet:

Detaljer

Kyotoavtalen. Store ambisjoner UTSLIPP TIL LUFT

Kyotoavtalen. Store ambisjoner UTSLIPP TIL LUFT OLJE OG MILJØ Å hente opp olje og gass fra dypene utenfor norskekysten, fører med seg utslipp til luft og sjø. Derfor jobber olje- og gasselskapene hele tiden med å utvikle teknologi og systemer som kan

Detaljer

Utslipp fra Nyhamna Landanlegg 2014

Utslipp fra Nyhamna Landanlegg 2014 fra Nyhamna Landanlegg 2014 A/S Norske Shell Årsrapportering til Miljødirektoratet A/S Norske Shell 15.03.2015 INNHOLDSFORTEGNELSE INNLEDNING...2 1. FELTETS STATUS...3 1.1 Generelt...3 1.2 Produksjon av

Detaljer

Utslipp fra Nyhamna Landanlegg 2015

Utslipp fra Nyhamna Landanlegg 2015 fra Nyhamna Landanlegg 2015 A/S Norske Shell Årsrapportering til Miljødirektoratet A/S Norske Shell 15.03.2016 INNHOLDSFORTEGNELSE INNLEDNING... 2 1. FELTETS STATUS... 3 1.1 Generelt... 3 1.2 Produksjon

Detaljer

Kraftkrise i Hordaland

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

Detaljer

Tillatelse etter forurensningsloven

Tillatelse etter forurensningsloven Tillatelse etter forurensningsloven for permanent plugging av brønnene A1-A12 på Heimdal (PL 036) Statoil Petroleum AS Tillatelsen er gitt i medhold av lov om vern mot forurensninger og om avfall (forurensningsloven)

Detaljer

REGIONAL KONSEKVENSUTREDNING, NORDSJØEN

REGIONAL KONSEKVENSUTREDNING, NORDSJØEN TAMPEN-OMRÅDET REGIONAL KONSEKVENSUTREDNING, NORDSJØEN Temarapport 1c: Infrastruktur, utslipp, overvåkingsundersøkelser og miljøtiltak i Osebergområdet 62 Snorre Statfjord Visund TROLL-OMRÅDET FLORØ St.Fergus

Detaljer

Sokkelåret 2009. Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 15. januar 2010

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

Detaljer

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan

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

Detaljer

Ressurspotensialet i Lofoten, Vesterålen og Senja

Ressurspotensialet i Lofoten, Vesterålen og Senja Ressurspotensialet i Lofoten, Vesterålen og Senja (Nordland V, VI, VII og Troms II) Novemberkonferansen Narvik 2014 Stig-Morten Knutsen Oljedirektoratet Harstad 18. Mai 2010 Petroleumsressursene i havområdene

Detaljer

Nullutslipp. Utslipp til sjø. Faktaark fra OLF Oljeindustriens Landsforening

Nullutslipp. Utslipp til sjø. Faktaark fra OLF Oljeindustriens Landsforening Faktaark fra OLF Oljeindustriens Landsforening Nullutslipp Norsk sokkel er underlagt strenge miljøkrav, og petroleumsindustrien jobber kontinuerlig for å redusere sine utslipp. Utvikling av ny teknologi

Detaljer

Over 60 % av kontraktene så langt til norsk industri

Over 60 % av kontraktene så langt til norsk industri Over 60 % av kontraktene så langt til norsk industri Goliat tar form Goliat er det første oljefeltet som kommer i produksjon i Barentshavet. Det er en vesentlig milepæl i norsk olje- og gassindustri når

Detaljer

Plan for utbygging, anlegg og drift av Mikkel

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

Detaljer

Utbygging og Drift av Linnorm-feltet PL255

Utbygging og Drift av Linnorm-feltet PL255 Utbygging og Drift av Linnorm-feltet PL255 Forslag til program for konsekvensutredning 9. mars 2012 Partnere: Forord Rettighetshaverne i utvinningstillatelse PL255 har startet en planleggingsprosess for

Detaljer

Utslippsrapport for TAMBAR feltet

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

Detaljer

DNO ASA. Resultat for 4. kvartal samt årsresultat 1998

DNO ASA. Resultat for 4. kvartal samt årsresultat 1998 DNO ASA Resultat for 4. kvartal samt årsresultat 1998 STYRETS KOMMENTARER TIL 4. KVARTAL SAMT ÅRSRESULTAT 1998 DNO har som forretningsstrategi å drive øket oljeutvinning fra felt i sluttproduksjon og i

Detaljer

Uttalelse til søknad og konsekvensutredning - Etablering av overføringsanlegg for kraft fra land til Johan Sverdrup-feltet - Statoil ASA

Uttalelse til søknad og konsekvensutredning - Etablering av overføringsanlegg for kraft fra land til Johan Sverdrup-feltet - Statoil ASA Norges vassdrags- og energidirektorat Boks 5091 Majorstua 0301 OSLO Oslo, 9.januar 2015 Deres ref.: 201201635-46 Vår ref. (bes oppgitt ved svar): 2014/1976 Saksbehandler: Anne-G. Kolstad Uttalelse til

Detaljer

Planer for Utbygging og Drift Gullfaks Sør, Rimfaks og Deltafunnet Konsekvensutredning

Planer for Utbygging og Drift Gullfaks Sør, Rimfaks og Deltafunnet Konsekvensutredning 5 5 62 33 34 35 36 Florø 29 30 31 Sture Mongstad 34/7 Bergen 33/9 34/8 PL 037 PL 193 60 32 PL 050B GULLFAKS VEST C GULLFAKS B A PL 152 DELTAFUNNET GULLFAKS SØR GAMMA NORD/B,C,S 312 RIMFAKS GAMMA 33/12

Detaljer

Prop. 123 S. (2009 2010) Proposisjon til Stortinget (forslag til stortingsvedtak) Utbygging og drift av Gudrun

Prop. 123 S. (2009 2010) Proposisjon til Stortinget (forslag til stortingsvedtak) Utbygging og drift av Gudrun Prop. 123 S (2009 2010) Proposisjon til Stortinget (forslag til stortingsvedtak) Tilråding fra Olje- og energidepartementet av 11. mai 2010, godkjent i statsråd samme dag. (Regjeringen Stoltenberg II)

Detaljer

Utslipp fra Ormen Lange Landanlegget 2011. A/S Norske Shell. Årsrapportering til Oljedirektoratet (OD)

Utslipp fra Ormen Lange Landanlegget 2011. A/S Norske Shell. Årsrapportering til Oljedirektoratet (OD) srapport for utslipp til luft fra Nyhamna Landanlegg 2010 fra Ormen Lange Landanlegget 2011 A/S Norske Shell Årsrapportering til Oljedirektoratet (OD) A/S Norske Shell 01.03.2012 Side 1 av 5 srapport for

Detaljer

Tekna CO 2 håndtering er vi i rute? Trondheim 8-9 januar 2009. Hvorfor Johansenformasjonen som mulig CO 2 -lager

Tekna CO 2 håndtering er vi i rute? Trondheim 8-9 januar 2009. Hvorfor Johansenformasjonen som mulig CO 2 -lager Tekna CO 2 håndtering er vi i rute? Trondheim 8-9 januar 2009 Hvorfor Johansenformasjonen som mulig CO 2 -lager Odd Magne Mathiassen, Oljedirektoratet Transport og lagring av CO 2 fra Kårstø og Mongstad

Detaljer

PL265, 501 og 502 Johan Sverdrup Forslag til program for konsekvensutredning - februar 2014. Innhold

PL265, 501 og 502 Johan Sverdrup Forslag til program for konsekvensutredning - februar 2014. Innhold Innhold 0 Sammendrag... 5 1 Innledning... 6 1.1 Formålet med programmet... 6 1.2 Lovverkets krav... 7 1.2.1 Internasjonalt lovverk... 7 1.2.2 Norsk lovverk... 7 1.3 Forholdet til regionale konsekvensutredninger

Detaljer

Null. miljøskadelige. utslipp. til sjø på norsk sokkel

Null. miljøskadelige. utslipp. til sjø på norsk sokkel Olje- og gassindustrien har mål om Null miljøskadelige utslipp til sjø på norsk sokkel Olje- og gassindustrien jobber hele tiden med å utvikle teknologi og systemer som kan redusere utslippene fra virksomheten.

Detaljer

KAPITTEL 4. Fra funn til felt

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

Detaljer

Uttalelse til konsekvensutredning for utbygging og drift av Johan Sverdrup-feltet i Nordsjøen - Statoil

Uttalelse til konsekvensutredning for utbygging og drift av Johan Sverdrup-feltet i Nordsjøen - Statoil Statoil ASA 4035 STAVANGER Oslo, 06.01.2015 Deres ref.: AU-JS-00047 Vår ref. (bes oppgitt ved svar): 2014/2072 Saksbehandler: Anne-G. Kolstad Uttalelse til konsekvensutredning for utbygging og drift av

Detaljer

Sokkelåret 2010. Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 13. januar 2011

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

Detaljer

Prop. 88 S. (2011 2012) Proposisjon til Stortinget (forslag til stortingsvedtak) Utbygging og drift av Edvard Grieg-feltet

Prop. 88 S. (2011 2012) Proposisjon til Stortinget (forslag til stortingsvedtak) Utbygging og drift av Edvard Grieg-feltet Prop. 88 S (2011 2012) Proposisjon til Stortinget (forslag til stortingsvedtak) Innhold 1 Sammendrag... 5 2 Hovedtrekk i plan for utbygging og drift av Edvard Grieg-feltet. 8 2.1 Innledning... 8 2.2 Utbyggingsløsning

Detaljer

Eldfisk II. Plan for utbygging og drift. Videreutvikling av Eldfisk-feltet med videreført drift av Embla-feltet

Eldfisk II. Plan for utbygging og drift. Videreutvikling av Eldfisk-feltet med videreført drift av Embla-feltet Plan for utbygging og drift Eldfisk II Videreutvikling av Eldfisk-feltet med videreført drift av Embla-feltet Eldfisk II med ny plattform Eldfisk 2/7 S Del 2 Konsekvensutredning Oktober 2010 Forord Rettighetshaverne

Detaljer

V E R D I V U R D E R I N G A V S T A T E N S D I R E K T E Ø K O N O M I S K E E N G A S J E M E N T ( S D Ø E ), 2014

V E R D I V U R D E R I N G A V S T A T E N S D I R E K T E Ø K O N O M I S K E E N G A S J E M E N T ( S D Ø E ), 2014 V E R D I V U R D E R I N G A V S T A T E N S D I R E K T E Ø K O N O M I S K E E N G A S J E M E N T ( S D Ø E ), 2014 Figurer i offentlig rapport, 20. juni, 2014 Denne rapporten er laget på oppdrag for

Detaljer

Hvordan takle klimautfordringene og fortsatt høy aktivitet. Per Terje Vold, adm. dir. i OLF Orkanger-konferansen 29. mai 2008

Hvordan takle klimautfordringene og fortsatt høy aktivitet. Per Terje Vold, adm. dir. i OLF Orkanger-konferansen 29. mai 2008 Hvordan takle klimautfordringene og fortsatt høy aktivitet Per Terje Vold, adm. dir. i OLF Orkanger-konferansen 29. mai 2008 100 medlemsbedrifter tuftet på kunnskap og teknologi 44 oljeselskaper Operatører/rettighetshavere

Detaljer

Petroleumsvirksomheten og miljøet

Petroleumsvirksomheten og miljøet Petroleumsvirksomheten og miljøet Diffuse utslipp Avgass fra gassturbiner Fakling Avgass fra dieselmotorer Brønntesting Ventilering av gass Figur 10.1 Utslipp til luft. 10 Utslippene til sjø og luft fra

Detaljer

Konsekvensutredning Utvidelser av anleggene på Kollsnes, Mongstad og Kårstø for Kvitebjørn og Haltenbanken Sør

Konsekvensutredning Utvidelser av anleggene på Kollsnes, Mongstad og Kårstø for Kvitebjørn og Haltenbanken Sør Konsekvensutredning Utvidelser av anleggene på Kollsnes, Mongstad og Kårstø for Kvitebjørn og Haltenbanken Sør November 1998 Kollsnes Mongstad Kårstø HK-GT980411 Konsekvensutredning Utvidelser av anleggene

Detaljer

Olje og Gass i Norge. Begynnelsen

Olje og Gass i Norge. Begynnelsen Olje og Gass i Norge Begynnelsen Midtlinjen i Nordsjøen! Geneve konvensjonen krever en folkerettslig avgjørelse om delingsprinsippene til havs. I 1964 ble forhandlingene ferdigstilt og midtlinjedelingen

Detaljer

Produksjon og drift av Edvard Grieg

Produksjon og drift av Edvard Grieg Lundin Norway AS Postboks 247 1326 LYSAKER Oslo, 16.12.2015 Att: Deres ref.: [Deres ref.] Vår ref. (bes oppgitt ved svar): 2013/4081 Saksbehandler: Angelika Baumbusch Produksjon og drift av Edvard Grieg

Detaljer

Esso Norge AS ÅRSRAPPORT FOR UTSLIPP 2003 SIGYN

Esso Norge AS ÅRSRAPPORT FOR UTSLIPP 2003 SIGYN Esso Norge AS ÅRSRAPPORT FOR UTSLIPP 2003 SIGYN SLEIPNER - SIGYN LAYOUT Sleipner East Loke 9" 9" SLB SLT 20" SLR 30" 16/11 S SLA 40" Zeebrugge 10" 8" Sigyn 1 mars, 2004 Signaturer Dokument: Utslipp fra

Detaljer

PL025. Utvikling av Gudrun og Sigrun. Forslag til program for konsekvensutredning

PL025. Utvikling av Gudrun og Sigrun. Forslag til program for konsekvensutredning PL025 Utvikling av Gudrun og Sigrun Forslag til program for konsekvensutredning Oktober 2008 Innholdsfortegnelse 1 SAMMENDRAG...5 2 INNLEDNING...6 2.1 Formål med forslag til program for konsekvensutredning...

Detaljer

Pressekonferanse 2 kvartal 2010

Pressekonferanse 2 kvartal 2010 Pressekonferanse 2 kvartal 2010 Stavanger 30. juli 2010 Fra Petoro: Tor Rasmus Skjærpe (fungerende adm.dir.) Marion Svihus (økonomidirektør) Sveinung Sletten (informasjonsdirektør) 1.halvår: Økt gassalg,

Detaljer

Statoil Petroleum AS. Samfunnsmessige konsekvenser Valemon. Utgave: 1 Dato: 2010-02-26

Statoil Petroleum AS. Samfunnsmessige konsekvenser Valemon. Utgave: 1 Dato: 2010-02-26 Samfunnsmessige konsekvenser Valemon Utgave: 1 Dato: 2010-02-26 Samfunnsmessige konsekvenser Valemon 2 DOKUMENTINFORMASJON Oppdragsgiver: Rapportnavn: Samfunnsmessige konsekvenser Valemon Utgave/dato:

Detaljer

Årsresultat SDØE 2010

Årsresultat SDØE 2010 Årsresultat SDØE 21 Stavanger 23.2.11 Kjell Pedersen, administrerende direktør Marion Svihus, økonomidirektør Sveinung Sletten, kommunikasjonssjef Store bevegelser i olje- og gassprisene Oljepris, Brent

Detaljer

Norsk Petroleums Produksjon Produksjonsoversikt Norge

Norsk Petroleums Produksjon Produksjonsoversikt Norge Norsk Petroleums Produksjon Produksjonsoversikt Norge Rapport nr. 11-2013 Innhold: 1. Produksjon Norge 2. Prognose for produksjon i Norge 3. Petroleumsressurser 4. Produksjon pr. selskap 5. Produksjonsbarometer

Detaljer

Utbygging og drift av PL 338 Luno. Forslag til program for konsekvensutredning

Utbygging og drift av PL 338 Luno. Forslag til program for konsekvensutredning Utbygging og drift av PL 338 Luno Forslag til program for konsekvensutredning Forslag til program for konsekvensutredning Page i Innholdsfortegnelse Sammendrag... 1 1 Innledning... 2 1.1 Formålet med utredningsprogram

Detaljer

Norskehavet Status og veien videre

Norskehavet Status og veien videre Norskehavet Status og veien videre Felles Næringslivsdag i samarbeid med Kom Vekst og Sunndal Næringsselskap Torsdag 16. september 2010 Arve Rennemo HMS resultater Drift Nord Alvorlig hendelsesfrekvens

Detaljer

VIDEREUTVIKLING AV HOD-FELTET

VIDEREUTVIKLING AV HOD-FELTET VIDEREUTVIKLING AV HOD-FELTET 14. november 2011 Ny Hod-plattform Ny Hod-plattform FORORD Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 033 har startet en prosess for videreutvikling av Hod-feltet for å kunne

Detaljer

Plan for utbygging og drift av Skarfjell Forslag til program for konsekvensutredning

Plan for utbygging og drift av Skarfjell Forslag til program for konsekvensutredning PL 418 og PL 378 Plan for utbygging og drift av Skarfjell Forslag til program for konsekvensutredning explora PETROLEUM Forslag til Program for Konsekvensutredning - Utbygging og drift av Skarfjell Document

Detaljer

DNO ASA. Resultat 2. kvartal. 1. halvår

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

Detaljer

CO2-reduksjoner og virkemidler på norsk

CO2-reduksjoner og virkemidler på norsk CO2-reduksjoner og virkemidler på norsk kontinental t sokkel Oljedirektoratet, seminar Klimakur 20.8.2009 Lars Arne Ryssdal, dir næring og miljø Oljeindustriens Landsforening 2 Mandatet vårt - klimaforlikets

Detaljer

Rapport om sluttførte forhandlinger om andres bruk av innretninger

Rapport om sluttførte forhandlinger om andres bruk av innretninger Rapport om sluttførte forhandlinger om andres bruk av innretninger Rapporten avgis i henhold til 14 i forskrift om andres bruk av innretninger, fastsatt av Olje- og energidepartementet 20.12.2005. Eier

Detaljer

Johan Sverdrup-feltet

Johan Sverdrup-feltet JOHAN SVERDRUP feltet Johan Sverdrup-feltet PL 265, PL 501, PL 501B og PL 502 November 2014 COM 130669 Johan Sverdrup-feltet PL 265, PL 501, PL 501B og PL 502 November 2014 RE-PM312-00126 Gradering: Internal

Detaljer

Tommeliten Unit. Utvikling av Tommeliten Alpha. Forslag til program for konsekvensutredning

Tommeliten Unit. Utvikling av Tommeliten Alpha. Forslag til program for konsekvensutredning Tommeliten Unit Utvikling av Tommeliten Alpha Forslag til program for konsekvensutredning Januar 2015 Forord Rettighetshaverne i Tommeliten Unit har startet planarbeidet for en utbygging av feltet. Første

Detaljer

Petroleumsaktiviteten på norsk sokkel Hvor står vi i dag hvor kan vi være i morgen Veien videre slik KonKraft ser det. Ann Kristin Sjøtveit

Petroleumsaktiviteten på norsk sokkel Hvor står vi i dag hvor kan vi være i morgen Veien videre slik KonKraft ser det. Ann Kristin Sjøtveit Petroleumsaktiviteten på norsk sokkel Hvor står vi i dag hvor kan vi være i morgen Veien videre slik KonKraft ser det Ann Kristin Sjøtveit Nasjonal Strategi for petroleumsvirksomheten Arbeid initiert høsten

Detaljer

Avgjørelse i klagesak utslipp ved Statoils boring av letebrønn 7122/6-2 Tornerose (PL110B)

Avgjørelse i klagesak utslipp ved Statoils boring av letebrønn 7122/6-2 Tornerose (PL110B) I henhold til adresseliste Deres ref Vår ref 200504042 Dato Avgjørelse i klagesak utslipp ved Statoils boring av letebrønn 7122/6-2 Tornerose (PL110B) Miljøverndepartementet har foretatt en samlet vurdering

Detaljer

Ekofisk Sør. Plan for utbygging og drift. Videreutvikling av Ekofisk-feltet. Del 2 Konsekvensutredning. Ekofisk-feltet. Ekofisk 2/4 Z Ny plattform

Ekofisk Sør. Plan for utbygging og drift. Videreutvikling av Ekofisk-feltet. Del 2 Konsekvensutredning. Ekofisk-feltet. Ekofisk 2/4 Z Ny plattform Plan for utbygging og drift Ekofisk Sør Videreutvikling av Ekofisk-feltet Ekofisk-feltet 2/4 B 2/4 K 2/4 T 2/4 C 2/4 J 2/4 H 2/4 X Ekofisk 2/4 Z Ny plattform 24 2/7 E - 2/4 K 2/4 FTP 2/4 M B 11 2/4 L Eldfisk

Detaljer

Har vi langsiktighet nok i beslutningene. Jan Rosnes, direktør Prosjekt og strategi Presentasjon på IOR seminar 12. november 2008

Har vi langsiktighet nok i beslutningene. Jan Rosnes, direktør Prosjekt og strategi Presentasjon på IOR seminar 12. november 2008 Jan Rosnes, direktør Prosjekt og strategi Presentasjon på IOR seminar 12. november 2008 Innhold Kort om Petoro og vår strategi Partnerrollen og virksomhetsstyring i lisenser IOR status og muligheter IOR

Detaljer

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan

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

Detaljer

Plugging og permanent avstengning av brønnene A53 og A55 på Draugen

Plugging og permanent avstengning av brønnene A53 og A55 på Draugen A/S Norske Shell Postboks 40 4098 TANANGER Oslo, 31.10.2014 Att: Jan Martin Haug Deres ref.: Mdir1416 Vår ref. (bes oppgitt ved svar): 2013/181 Saksbehandler: Bent Barman Skaare Plugging og permanent avstengning

Detaljer

Forslag til program for konsekvensutredning PL 134B Morvin August 2007. Innhold

Forslag til program for konsekvensutredning PL 134B Morvin August 2007. Innhold Heidrun Morvin Smørbukk Kristin Lavrans Erlend Trestakk Tyrihans Ragnfrid Midgard Mikkel Njård Draugen PL 134B Morvin Forslag til program for konsekvensutredning August 2007 Innhold 1 Sammendrag... 2 2

Detaljer

02 20061030 Dokument for utsendelse til høring B.Alteren G.Evju S.Fines. G.Evju S.Fines Rev. Date Reason for Issue Prep.

02 20061030 Dokument for utsendelse til høring B.Alteren G.Evju S.Fines. G.Evju S.Fines Rev. Date Reason for Issue Prep. 02 20061030 Dokument for utsendelse til høring B.Alteren G.Evju S.Fines 01 20061016 Utkast for intern dokumentkontroll B. Alteren G.Evju S.Fines Rev. Date Reason for Issue Prep. Checked Accepted Forslag

Detaljer

Fortsatt vekst på norsk sokkel

Fortsatt vekst på norsk sokkel Fortsatt vekst på norsk sokkel Muligheter og utfordringer Gro Gunleiksrud Haatvedt, Direktør Leting Norge, Statoil Stortingsmelding 28 (2010-2011) Et godt grunnlag for veien videre Klargjør petroleumsindustriens

Detaljer

Troll Videreutvikling

Troll Videreutvikling Troll Videreutvikling PL 054/ PL 085 Troll Vest Oljeprovins Troll Øst 60 45 Troll Vest Gassprovins 3 40 Forslag til program for konsekvensutredning Juni 2007 Innhold 1 Sammendrag... 4 2 Innledning... 6

Detaljer

Innbydelse til å søke om utvinningstillatelse for petroleum

Innbydelse til å søke om utvinningstillatelse for petroleum Innbydelse til å søke om utvinningstillatelse for petroleum 1 Det kongelige olje- og energidepartement (Departementet) kunngjør herved innbydelse til å søke om utvinningstillatelse for petroleum på den

Detaljer

141 Norsk olje og gass Anbefalte retningslinjer for styring av storulykkerisiko i lisenser

141 Norsk olje og gass Anbefalte retningslinjer for styring av storulykkerisiko i lisenser 141 Norsk olje og gass Anbefalte retningslinjer for styring av storulykkerisiko i lisenser Original versjon Nr: 141 Etablert: 23.11.2015 Side: 2 Forord Denne retningslinjen er anbefalt av Norsk olje og

Detaljer

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

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

Detaljer

6YDOHRPUnGHW )RUVODJWLO 3URJUDPIRUNRQVHNYHQVXWUHGQLQJ

6YDOHRPUnGHW )RUVODJWLO 3URJUDPIRUNRQVHNYHQVXWUHGQLQJ )RUVODJWLO 3URJUDPIRUNRQVHNYHQVXWUHGQLQJ 69$/(205c'(7 )256/$*7,/ 352*5$0)25.216(.9(16875('1,1* ,11+2/'6/,67(,QQOHGQLQJ... side 5 *HQHUHOW... side 5 5HWWLJKHWVKDYHUH... side 6 )RUPnOHWPHGNRQVHNYHQVXWUHGQLQJHQ...

Detaljer

BKK Nett AS. BKK Vestlandets eget kraftselskap. Plenumsmøte 01-02 April 2008 Gardermoen

BKK Nett AS. BKK Vestlandets eget kraftselskap. Plenumsmøte 01-02 April 2008 Gardermoen BKK Nett AS BKK Vestlandets eget kraftselskap Plenumsmøte 01-02 April 2008 Gardermoen Hva er Gjøa? Gjøa feltutbygging består av en stor, flytende plattform hvor olje og gass skal skilles og behandles.

Detaljer

Elektrifisering av petroleumsinstallasjoner Bedriftsøkonomisk forsvarlig og nødvendig for klimaet

Elektrifisering av petroleumsinstallasjoner Bedriftsøkonomisk forsvarlig og nødvendig for klimaet Elektrifisering av petroleumsinstallasjoner Bedriftsøkonomisk forsvarlig og nødvendig for klimaet Prosjekter ABB er en pionér i overførings- og styringssystemer for kraft. Selskapet er involvert i alle

Detaljer

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

Plan for Utbygging og Drift av Bream - Del 2 Konsekvensutredning. October 2014 PL406 PL407 Plan for Utbygging og Drift av Bream - Del 2 Konsekvensutredning October 2014 PL406 PL407 Bream area development 03 14.10.14 Issue for public consultation KTV / MIA CHC NB 02 10.10.14 Final issued for

Detaljer

Årsrapport til Statens forurensningstilsyn

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

Detaljer

FAKTA. Kollsnes. prosessanlegg

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

Detaljer

Vedtak om endring av utslippsgrenser til luft for Knarr. Midlertidig unntak fra krav om HOCNF for Therminol 55

Vedtak om endring av utslippsgrenser til luft for Knarr. Midlertidig unntak fra krav om HOCNF for Therminol 55 BG Norge AS Postboks 780 Sentrum 4004 STAVANGER Oslo, 13.10.2015 Deres ref.: BGN-2015-086-HS-MD Vår ref. (bes oppgitt ved svar): 2013/4378 Saksbehandler: Bjørn A. Christensen Vedtak om endring av utslippsgrenser

Detaljer

Plan for utbygging og drift av Ivar Aasen

Plan for utbygging og drift av Ivar Aasen Plan for utbygging og drift av Ivar Aasen Lisensene PL001B, PL028B og PL242 Del 2 Konsekvensutredning september 2012 Strenge dagar må koma, men etterpå kjem dei milde Ivar Aasen [ blank side ] Side 2 Forord

Detaljer

Aktivitetsbilder for petroleumsvirksomhet i det nordøstlige Norskehavet

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

Detaljer

Goliat Eni Norges strategier for industriutvikling i Nord

Goliat Eni Norges strategier for industriutvikling i Nord Goliat Eni Norges strategier for industriutvikling i Nord Kirkenes 3. februar 2010 www.eninorge.no Våre kjerneområder Heidrun Åsgard Åsgård B, Mikkel og Yttergryta Norne og Urd Kristin og Tyrihans Selskapet

Detaljer

Del 2 Konsekvensutredning

Del 2 Konsekvensutredning P PL475 BS OG PL475 CS MARIA Plan PL for 475BS utbygging og PL og 475CS drift av Maria Del II Konsekvensutredning Plan for utbygging og drift av Maria Del 2 Konsekvensutredning , Del 2 - Konsekvensutredning

Detaljer

Forslag til utredningsprogram for: Europipe II; - alternative traséer Kårstø - Vestre Bokn

Forslag til utredningsprogram for: Europipe II; - alternative traséer Kårstø - Vestre Bokn Forslag til utredningsprogram for: Europipe II; - alternative traséer Kårstø - Vestre Bokn Desember 1997 1 1 Bakgrunn for tilleggsutredningen Foreliggende forslag til utredningsprogram omhandler alternative

Detaljer

Vurdering av vindkraft offshore til reduksjon av klimagassutslipp

Vurdering av vindkraft offshore til reduksjon av klimagassutslipp Vurdering av vindkraft offshore til reduksjon av klimagassutslipp en mulighetsstudie v/mette Kristine Kanestrøm, Lyse Produksjon Klimakur 2020 Seminar OD 20/8-2009 Beskrivelse av oppdraget for OD Produktet

Detaljer