Ormen Lange. Konsekvensutredning Feltutbygging og ilandføring. Juli 2003 STATOIL. Operatør for. utbyggingsfasen. Partnere: Operatør for.

Størrelse: px
Begynne med side:

Download "Ormen Lange. Konsekvensutredning Feltutbygging og ilandføring. Juli 2003 STATOIL. Operatør for. utbyggingsfasen. Partnere: Operatør for."

Transkript

1 Ormen Lange Konsekvensutredning Feltutbygging og ilandføring Operatør for utbyggingsfasen Partnere: STATOIL Operatør for driftsfasen

2 Forord Norsk Hydro fremmer med dette konsekvensutredning for feltutbyggingen av Ormen Lange med tilhørende ilandføring og prosessering av brønnstrøm fra feltet. Ormen Lange feltet er Norges nest største gassfelt og ligger ca. 100 kilometer utenfor kysten av Møre og Romsdal. Norsk Hydro er operatør for utbyggingen, mens Norske Shell vil overta som operatør i driftsfasen. Flere utbyggingskonsept har vært vurdert. Den valgte utbyggingsløsningen består av brønner, undervannsinstallasjoner og ilandføring av brønnstrøm til Nyhamna i Aukra kommune for prosessering før gassen eksporteres videre i rør via Sleipner til Storbritannia mens kondensatet skipes. En konsekvensutredning for landdelen av utbyggingsløsningen ble sendt på høring november I sluttdokument datert 24.april 2003 fastslo OED at utredningsplikten for landanlegget var oppfylt. Transportløsningen for gass fra landanlegget frem til et knutepunkt ved Sleipner og videre til Storbritannia dekkes av en separat konsekvensutredning som sendes OED august 2003 og er derfor bare overordnet presentert her. Foreliggende konsekvensutredning gjelder selve feltutbyggingen med tilhørende undervannsinstallasjoner samt ilandføringen av brønnstrømmen til Nyhamna i Aukra kommune. Konsekvensutredningen gir også et kortfattet sammendrag av konsekvensutredningen for landanlegget på Nyhamna. Konsekvensutredning er en del av Plan for utbygging og drift (PUD) for Ormen Lange som sammen med Plan for anlegg og drift (PAD) for nytt transportsystem for gass planlegges sendt myndighetene i november Konsekvensutredning for feltutbygging av Ormen Lange er utarbeidet i henhold til petroleumslovens krav om program og konsekvensutredning. Programmet for denne konsekvensutredningen ble fastsatt av OED juni Konsekvensutredningen er oversendt OED for behandling i henhold til gjeldende regelverk. Høringsuttalelser sendes: Olje- og energidepartementet (OED) Einar Gerhardsens plass Oslo Foreliggende konsekvensutredning for feltutbygging og ilandføring, konsekvensutredning for landanlegg på Nyhamna og annen informasjon om Ormen Lange prosjektet finnes på internettadressen: Spørsmål vedrørende konsekvensutredningen kan rettes til Norsk Hydro v/ Anne J. Røstum Postadresse: Ormen Lange prosjektet, 0246 Oslo Telefon: , Oslo, juli 2003 Thor Tangen Prosjektdirektør Ormen Lange 3

3 Innholdsfortegnelse 1. SAMMENDRAG BAKGRUNN KONSEKVENSER FOR FELTUTBYGGING OG ILANDFØRING INNLEDNING OVERORDNET BESKRIVELSE AV UTBYGGINGEN Brønner og undervannsinstallasjoner Rørledninger til og fra landanlegget Landanlegget Senere behov for prekompresjon Gasseksportsystem Energivurderinger OMFANG AV KONSEKVENSUTREDNINGEN LOVVERKETS KRAV TIL KU KONSEKVENSUTREDNINGER FOR ORMEN LANGE OFFENTLIG SAKSBEHANDLING KONTAKT MED MYNDIGHETENE PLANER FOR UTBYGGING OG DRIFT FELTETS BELIGGENHET EIERFORHOLD RESERVOARFORHOLD PLANLAGT PRODUKSJON KONSEPTBESKRIVELSE UNDERVANNSANLEGG RØRLEDNINGER OG RØRTRASEER Rørledninger til og fra landanlegget på Nyhamna Leggemetoder Sjøbunnsundersøkelser og traseer Behov for sjøbunnsbearbeiding BOREOMFANG DRIFTSORGANISASJON FOR ORMEN LANGE FELTET

4 3.10 ØKONOMI FREMDRIFTSPLANER HELSE, MILJØ OG SIKKERHET FELTAVVIKLING OMRÅDE BESKRIVELSE INFLUENSOMRÅDETS UTSTREKNING METEOROLOGISKE OG OSEANOGRAFISKE FORHOLD Bølger og vind Strøm, temperatur og saltholdighet NATURVERNINTERESSER Prioriterte områder (MOB) Marin verneplan Strandområder Spesielt miljøfølsomme områder (SMO) NATURRESSURSER Marin bunnfauna Koraller Plankton Fisk Sjøfugl Sjøpattedyr MARIN ARKEOLOGI STOREGGARASET KONSEKVENSER FOR MILJØ OG NATURRESSURSER VIKTIGE MILJØPOLITISKE FØRINGER OG KRAV UTSLIPP TIL LUFT Utslippskilder og -mengder Utslipp fra landanlegg og prekompresjon Utslipp fra fartøyer under leggearbeid Utslipp fra boring KONSEKVENSER AV UTSLIPP TIL LUFT Globale forhold 75 5

5 5.3.2 Regionale og lokale effekter UTSLIPP TIL SJØ Utslippskilder Utslipp fra boring Utslipp på feltet i driftsfasen Engangsutslipp - klargjøring av rørledning for drift KONSEKVENSER AV UTSLIPP TIL SJØ Konsekvenser relatert til utslipp fra boring Konsekvenser ved engangs utslipp ved klargjøring av rørledninger AKUTTE UTSLIPP TIL SJØ Sannsynlighet for akutte utslipp Spredning av gass og kondensat Giftighet av kondensat og MEG Konsekvenser av akutte utslipp BEREDSKAPSTILTAK AVFALL KONSEKVENSER VED INSTALLASJON OG LEGGING AV RØRLEDNINGER Landfall ved Nyhamna - brukerinteresser i strandsonen Effekt på marin biologi ved landfall og langs rørledning Effekt på koraller Marin arkeologi Konsekvenser av rørlegging med hensyn på skipstrafikk KONSEKVENSER FOR FISKERINÆRINGEN FISKERIENE I BERØRT OMRÅDE Viktige fangsperioder utenfor Midt-Norge Innhenting av informasjon om fisket i berørt område Fangst i berørt område Trålfeltene utenfor Møre ERFARINGER MED OVERTRÅLING AV RØRLEDNINGER OG STEINFYLLINGER Gjennomførte trålforsøk Steinfyllinger Frie spenn Nedgraving og nedsynking

6 6.3 KONSEKVENSER AV RØRLEDNINGER Konsekvenser av rørledninger i anleggsfasen Konsekvenser av ilandføringsledninger Konsekvenser av eksportrørledning AVBØTENDE TILTAK SAMFUNNSØKONOMISKE KONSEKVENSER KOSTNADER TIL UTBYGGING OG DRIFT VARE- OG TJENESTELEVERANSER TIL UTBYGGING OG DRIFT AV OFFSHOREANLEGG OG ILANDFØRINGSLEDNINGER Nærmere om kostnader knyttet til feltinstallasjoner og rørledninger Vare og tjenesteleveranser i utbyggingsfasen Vare og tjenesteleveranser i driftsfasen ARBEIDSKRAFTBEHOV OG SYSSELSETTINGSEFFEKTER I UTBYGGINGS- OG 116 DRIFTSFASEN Beregningsmetodikk Nasjonale sysselsettingsvirkninger av offshoreanlegg og ilandføringsrørledninger Midt norske sysselsettingsvirkninger i utbyggingsfasen EIENDOMSSKATT TIL KOMMUNENE KORT SAMMENFATNING AV SAMFUNNSMESSIGE VIRKNINGER AV FELT- INSTALLASJONER, ILANDFØRINGSRØR OG LANDANLEGG Samlede vare- og tjenesteleveranser av Ormen Lange feltinstallasjoner, ilandføringsrør og landanlegg Samlede sysselsettingseffekter av Ormen Lange feltinstallasjoner, ilandføringsrør og landanlegg Hovedtall for samfunnsmessige virkninger SAMFUNNSMESSIG LØNNSOMHET AV ORMEN LANGE PROSJEKTET Forutsetninger for lønnsomhetsstudien Produksjon og inntekter for Ormen Lange prosjektet Kostnader ved utbygging og drift Netto kontantstrøm for Ormen Lange prosjektet Samfunnsmessig lønnsomhet for Ormen Lange prosjektet Fordeling av samfunnsmessig lønnsomhet på staten og oljeselskapene VIRKNINGER AV ORMEN LANGE PÅ INVESTERINGSAKTIVITETEN PÅ NORSK 129 KONTINENTALSOKKEL

7 8. OPPSUMMERING AV KONSEKVENSER OG VIDERE VURDERING AV AVBØTENDE TILTAK GRUNNLAGSUNDERSØKELSE OG OPPFØLGENDE UNDERSØKELSER KARTLEGGING AV RØRTRASÈER MILJØOVERVÅKING PÅ FELTET Grunnlagsundersøkelse Fremtidig overvåking på Ormen Lange feltet MILJØOVERVÅKING VED NYHAMNA REFERANSER VEDLEGG SAMMENFATNING AV KONSEPTVALGPROSESSEN. 149 FASTSATT UTREDNINGSPORGRAM 169 SAMMENFATNING AV HØRINGSUTTALELSENE TIL PKU OG 174 UTBYGGERS KOMMENTARER TIL DISSE.. STOREGGARASET 187 SAMMENDRAG AV KONSEKVENSUTREDNING AV LANDANLEGGET PÅ NYHAMNA FORKORTELSER 213 8

8 1. Sammendrag 1.1 Bakgrunn Formålet med konsekvensutredningen er å angi viktige miljø- og samfunnsmessige problemstillinger som vil være knyttet til utbygging og drift av gassfeltet Ormen Lange. Konsekvensutredningen er utarbeidet av Norsk Hydro på vegne av rettighetshaverne i Ormen Lange lisensene. Ormen Lange feltet ligger om lag 100 kilometer utenfor kysten av Møre og Romsdal. Ormen Lange er Norges nest største gassfelt og innholder også noe kondensat. De utvinnbare gassog kondensatreservene er estimert til henholdsvis om lag 375 milliarder Sm 3 gass og 22 millioner Sm 3 kondensat. Det planlegges å prosessere i størrelsesorden 65 millioner Sm 3 gass pr. døgn og om lag Sm 3 kondensat pr. døgn. Ormen Lange planlegges utbygd ved at gassen ilandføres og prosesseres på Nyhamna i Aukra kommune i Møre og Romsdal. Det planlegges om lag 24 brønner med mulighet for flere. Brønnene vil bli tilkoblet fire undervannsinstallasjoner (brønnrammer) med 6 8 brønner pr. brønnramme. Brønnrammene vil ligge på ca meter dyp. Fra brønnrammene ledes brønnstrømmen (gass og kondensat) i to 30 importrør opp Eggakanten og videre inn mot land. I forbindelse med styring av undervannsinstallasjonene vil det også være mindre rør for glykol samt kontrollkabler. Boring av produksjonsbrønner planlegges å starte i Prosessering av brønnstrømmen (gass og kondensat) vil skje på landanlegget ved Nyhamna. Gassen vil deretter bli tørket og komprimert opp til et trykk på maksimalt ca. 240 bar før den sendes i et 42 gasseksportrør sørover til Sleipner og videre til Storbritannia (Easington). Fra Sleipner er det også forbindelse til Kontinentet. Gasseksportrøret vil ha en total lengde på om lag 1200 kilometer. Kondensatet vil bli transportert med skip. Det forventes ca. 2 5 skipninger pr. måned av kondensat avhengig av produksjonsrater og skipsstørrelser. Landanlegget på Nyhamna vil få dekket sitt kraftbehov ved strøm fra nettet. Det legges vekt på at anlegget utnytter energi fra prosess-strømmene for å begrense kraftbehovet. Omfanget av konsekvensutredningen Foreliggende konsekvensutredning dekker feltutbygging og ilandføring, det vil si boring, undervannsinstallasjoner, rør mellom feltet og Nyhamna samt gasseksportrør 33 kilometer ut fra Nyhamna. Da Norsk Hydro gjør sjøbunnsundersøkelser og legging av gasseksportrøret de første 33 kilometerne ut fra Nyhamna, omtales de tekniske og miljømessige forholdene av denne traséen her. Dokumentet inkluderer ikke kostnader eller samfunnsmessige konsekvenser for gasseksportrøret. Gasseksportrøret legges av et samarbeidsprosjekt mellom Norsk Hydro og Statoil og fullstendig beskrivelse av gasseksportsystemet blir å finne i egen konsekvensutredning i tilknytning til PAD for gasseksportsystemet. Løsninger knyttet til fremtidig trykkstøtte på feltet og mulige konsekvenser av dette er overordnet diskutert. I tillegg er det gitt en overordnet totalbeskrivelse av Ormen Lange 9

9 utbyggingen inklusiv landanlegget på Nyhamna. Når det gjelder konsekvensene av landanlegget, vises det til allerede utarbeidet konsekvensutredning. Tidsplaner og ulike konsekvensutredninger: Det planlegges å sende inn plan for utbygging og drift (PUD) samt plan for anlegg og drift av innretninger for transport og utnyttelse av petroleum (PAD) til myndighetene i november Produksjonsstart er planlagt i oktober Anleggsarbeidet på Nyhamna er planlagt å starte i april 2004, forboring i 2005 og arbeid knyttet til legging av rør er planlagt å skje i tidsrommet Den samlede utbyggingen av Ormen Lange på norsk side vil bli dekket gjennom tre konsekvensutredninger: Konsekvensutredning for landanlegget, ref./1-1/. (Godkjent april 2003). Foreliggende konsekvensutredning for feltutbyggingen og ilandføring av brønnstrøm, ref./1-2/. (Innsendt OED juli 2003). Konsekvensutredning for gasstransport med gasseksport til Sleipner A og videre til Storbritannia, Easington. (Planlagt innsendt OED august 2003). 1.2 Konsekvenser ved feltutbygging og ilandføring Følgende punkter oppsummerer de viktigste emner og konsekvenser av feltutbygging og ilandføringsrør: Utslipp: Bortsett fra i bore- og installasjonsfasen vil det ikke være regulære utslipp til luft eller sjø fra feltet. Hydraulikksystemet for brønnkontroll planlegges å være lukket. I forbindelse med boring vil det være utslipp av vannbasert borekaks, samt utslipp til luft fra energiproduksjon. Forebyggende tiltak for utslipp til sjø i forbindelse med boring er relatert til resirkulasjon av vannbasert slam og kjemikalievurderinger. Konsekvenser av utslipp til sjø er primært relatert til utslipp av borekaks og boreslam. Effekten er lokal nedslamming. I forbindelse med testing av rørledninger før oppstart vil det være engangsutslipp. Det vil bli lagt vekt på å redusere kjemikalieforbruket. Det legges vekt på effektive rørleggings- og boreroperasjoner, noe som også vil bidra til å redusere luftutslippene. De gjennomsnittlige CO 2 -utslippene i årene med boring og rørlegging er anslått å utgjøre i størrelsesorden 0,3% av CO 2 -utslippene i Norge. Luftutslippene av NO x og VOC vil ikke gi regionale effekter i form av sur nedbør eller overgjødsling. Sannsynligheten for og konsekvenser for miljø av akutt utslipp av brønnstrøm fra brønner eller fra rørledninger er funnet å være svært lav. Konsekvensen for miljø vil være begrenset fordi væsken i brønnstrømmen er kondensat som fordamper betydelig raskere enn olje. 10

10 Rørtraséer: Rørene (to 30 brønnstrømsrør, to 6 MEG-rørledninger og to kabler med diameter ca. 0,12 meter) planlegges lagt i perioden 2005 til For å finne en best mulig trasé er det gjort omfattende sjøbunnsundersøkelser, og det vil i tillegg bli gjort ytterligere undersøkelser før rørlegging. Ved valg av trasé er sjøbunnstopografi, rørlengde, informasjon om koraller og fiskeriaktivitet med mer vurdert. Etter at rørene er lagt planlegges det en ny sjøbunnsundersøkelse for å konstatere at rørene ligger tilfredstillende. Rørlegging: Valg av leggekontraktor(er) planlegges gjort i løpet av høsten 2003 / våren I forbindelse med legging vil det være et midlertidig arealbeslag for skipsfart og fiskeri, særlig i området ved Nyhamna. Fiskeri: Det foregår omfattende fiskeri i de berørte deler av Norskehavet. Fiskeriaktiviteten i området består bl.a. av konsumtrålfiske, industritrålfiske og reketrål. Ved valg av trasé har man søkt å ta fiskerimessige hensyn, både ved traséen ut fra Nyhamna og traséen opp Eggaskråningen hvor man har lykkes i å finne en rute hvor fiskeriaktiviteten er begrenset. Det har vært omfattende dialog med representanter for fiskerinæringen for å finne frem til traséer som også ivaretar fiskeriinteressene. Koraller: Norsk Hydros sjøbunnskartlegging i forbindelse med vurdering av ulike ilandføringssteder, fra Breisundet i sør til Tjeldbergodden i nord, har vist at det er koraller langs Eggakanten og ved kysten. Dette har vært tilfelle så vel for traséen gjennom Bjørnsundet til Nyhamna som for de traséene som ble vurdert for de øvrige vurderte ilandføringsstedene. Denne kartleggingen har vært benyttet til å legge traséen utenom korallrev. Marine kulturminner: De utførte sjøbunnskartleggingene benyttes for å gi informasjon om eventuelle marine kulturminner. Så langt er det ikke identifisert marine kulturminner i traséen. Skipsvrak eldre enn 100 år er fredet i henhold til Kulturminneloven. Dersom skipsvrak oppdages vil man søke å legge rørtraséen rundt disse for ikke å komme i konflikt med marine kulturminner. Ras: Ormen Lange prosjektet har utført omfattende vurderinger og konkludert med at det ikke er fare for nye ras i Eggakanten og at området er stabilt. Samfunn: Vurdering av samfunnsmessige konsekvenser er gjort med utgangspunkt i investeringsestimat fra konseptvalg Det vil være en viss usikkerhet knyttet til estimatene og også den her benyttete produksjonstiden av feltet. Investeringer i feltinstallasjoner og ilandføringsrørledninger for Ormen Lange er beregnet til vel 27,5 milliarder 2002-kroner. Norsk andel av disse vare- og tjenesteleveransene er beregnet til vel 15 milliarder 2002-kroner, eller 56%. Av dette ventes rundt 5% eller 700 millioner kroner levert fra næringslivet i de tre midtnorske fylkene. Driftskostnadene for offshoreanlegg og ilandføringsrør er i et normal år beregnet til 495 millioner 2002-kroner 11

11 etter at kompresjonsplattformen er kommet i drift. Norske leveranser er beregnet til 400 millioner kroner pr. år, eller vel 80 %. Rundt 20 % av dette ventes å komme fra Midt-Norge. For norsk og regionalt næringsliv genererer disse leveransene betydelige sysselsettingseffekter. Ved hjelp av planleggingsmodeller på nasjonalt og regionalt nivå, er sysselsettingsvirkningene av utbygging av offshoreanlegg og ilandføringsrør for Ormen Lange beregnet til vel årsverk, fordelt over 14 år i perioden Midtnorsk andel av dette er beregnet til 4% eller årsverk. I driftsfasen ventes denne delen av Ormen Lange-prosjektet å gi en nasjonal sysselsettingseffekt på nesten årsverk pr. år i 43 år, til sammen årsverk, fordelt over en perioden Midtnorsk andel av dette er beregnet til årsverk eller 16%. En gjør oppmerksom på at både leveranseberegningene og sysselsettingsberegningene inneholder betydelig usikkerhet. I tillegg til investeringene i offshoreanlegg og ilandføringsrørledninger skal det investeres vel 11 milliarder 2002-kroner i terminalanlegget på Nyhamna. I tillegg kommer investeringer i forbindelse med gasseksportrørledningen til Sleipner og videre til Storbritannia. Norsk leveranseandel er i KU for landanlegget beregnet til 5,7 milliarder 2002-kroner eller vel 50%, med en midtnorsk andel på 1,6 milliarder kroner eller 28%. Dette gir beregnede sysselsettingseffekter på rundt årsverk nasjonalt og årsverk regionalt. I driftsfasen ventes norske leveranser til terminalanlegget på 670 millioner kroner pr. år, hvorav 485 millioner kroner er midtnorske leveranser. Dette gir en samlet nasjonal sysselsettingseffekt av terminalanlegget på nær årsverk fordelt over 43 år, hvorav rundt årsverk kommer i Midt-Norge, det meste rundt Nyhamna. I tillegg kommer også leveranse- og sysselsettingsvirkninger av eksportrørledningen for Ormen Lange til Sleipner og Storbritannia. Dette beskrives i KU for gasseksport. Sysselsetting knyttet til denne del av utbyggingen ventes primært å kunne være relatert til modifikasjoner på Sleipner. Samfunnsmessig lønnsomhet ved et investeringsprosjekt kan uttrykkes ved en nåverdibetraktning, der fremtidige utgifter og kostnader ved prosjektet neddiskonteres til beslutningstidspunktet med 7% realrente. Med utvinnbare petroleumsreserver på 375 milliarder Sm 3 naturgass og 22 millioner Sm 3 kondensat, representerer utbygging av Ormen Lange store verdier for det norske samfunn. Samlede inntekter av produksjonen er beregnet til ca. 243 milliarder 2002-kroner fordelt over 43 år i perioden Fratrukket investeringskostnader og produksjonskostnader gir dette en netto kontantstrøm på ca. 123 milliarder 2002-kroner. Vel 77% av nåverdien tilfaller staten i form av skatter og avgifter. Resten fordeles på oljeselskapene som deltar i prosjektet, herunder statens eget selskap Petoro, som har 36% andel i Ormen Lange. I tillegg får Staten indirekte inntekter gjennom sine eierandeler i Norsk Hydro og Statoil. Ilandføring av gass gir også mulighet for verdiskaping ved lokal bruk av gass. 12

12 2. Innledning Formålet med konsekvensutredningen er å beskrive de viktigste miljø - og samfunnsmessige problemstillingene knyttet til utbygging av Ormen Lange feltet og ilandføring av gassen derfra. Foreliggende konsekvensutredning er utarbeidet på bakgrunn av Program for konsekvensutredning samt fastsatt utredningsprogram, ref. /2-1, 2-2/. Foreliggende konsekvensutredning er sammen med konsekvensutredningen for landanlegg på Nyhamna del av PUD for Ormen Lange som planlegges levert Olje - og energidepartementet, OED, november KU for landanlegget, ref. /2-3/, ble oversendt OED i november Utredningen for landanlegg på Nyhamna dekker en prosesskapasitet fra 50 til 80 MSm 3 pr. døgn og 2 til 4 produkter. Det som nå planlegges er innenfor dette produksjonsintervallet. Kommunedelplan og reguleringsplaner ble lagt ut på offentlig høring i Aukra kommune samtidig med offentlig høring av konsekvensutredningen for landanlegget. OED stadfestet 24. april 2003 at utredningsplikten for konsekvensutredning for la ndanlegg på Nyhamna samt forlegnings- og administrasjonsområdet var oppfylt. Aukra kommunestyre godkjente kommunedelplanen og reguleringsplanene for industriområdet på Nyhamna samt administrasjonsområdet og forlegningsområdet den 25. april Ormen Lange N Rørledninger til og fra feltet: 2 x 30 multifase brønnstrøm 2 x 6 frostveske (MEG) 2 x kontroll linjer Kristiansund Gasseksportledning: 42 rørledning til Sleipner 44 rørledning fra Sleipner til Storbritania Nyhamn (Aukra) Molde Ålesund Figur 2-1 Beliggenhet av Ormen Lange. 13

13 2.1 Overordnet beskrivelse av utbyggingen I det følgende er det gitt en beskrivelse av utbyggingskonseptet. I tillegg vises det til vedlegg 4 som inneholder et kort sammendrag av konsekvensutredningen for landanlegget på Nyhamna Brønner og undervannsinstallasjoner Ormen Lange feltet planlegges bygget ut med 24 undersjøiske brønner, men med mulighet for opp til 36 brønner. Brønnene vil bli boret fra en flyttbar borerigg. Planlagt borestart er Det planlegges i første omgang å bygge ut to brønnrammer i den sentrale delen av feltet med plass til 8 brønner i hver. Senere vil det bli satt ut ytterligere to brønnrammer. Brønnrammene vil ligge på ca m dyp. Mellom undervannsinstallasjonene vil det være feltinterne rør. Fra brønnrammene ledes brønnstrømmen (gass, kondensat og vann) i to 30 rør opp Eggakanten og videre inn til land. De tekniske løsningene er fremdeles under utvikling, hovedtrekkene i utbyggingsløsningen er illustrert i Figur 2-2. Figur 2-2 Prinsippskisse av utbyggingen; her vist med initiell utbygging med to brønnrammer Rørledninger til og fra landanlegget Rørledningstraséen mellom feltet og landanlegget vil inneholde to inngående rørledninger (30 ) for ubehandlet brønnstrøm fra reservoaret, to kontrollkabler (diameter om lag 0,12 meter) og to rørledninger (6 ) for glykolholdig frostvæske (MEG, monoetylenglykol). Ved lav temperatur og høyt trykk kan gass og vann danne hydrater ( is ). For å hindre hydratdannelse er det nødvendig med injeksjon av frostvæske ute på feltet. Frostvæsken føres ut til feltet i to rørledninger og fordeles ut til hver brønn, hvor injeksjon skjer kontinuerlig. Glykolen gjenvinnes fra gassen på landanlegget og resirkuleres. 14

14 I tillegg til ovenfornevntesettesdet av plassfor en mulig fremtidig utvikling med ekstra inngåenderørledningog kraftlinjer ut til enprekompresjonsenhet Landanlegget Landanlegget er beskreveti sin helheti konsekvensutredningen for landanleggpånyhamna. Prosesseringav brønnstrøm(gassog kondensat)vil skje på landanleggetpå Nyhamna,se Figur 2-3. Ettertørkingog utskilling av kondensatvil gassenbli komprimertopptil et trykk på ca. 230 bar før den sendesi et 42 gasseksportrørsørovertil Sleipnerog videre til Storbritannia.Kondensatetvil bli transportertmedskip, ca.2 5 skipningerpr. måned. Figur 2-3 Fotomontasje avhvordanetlandanleggpånyhamnakanseut Landanleggetvil blantannetomfatte: Landfall for rørledningermedsikkerhetsventilerog sluser Væskefanger( slug catcher ) Prosesseringsanlegg for utskilling av kondensat,tørking og komprimeringav gassfor eksportsamtgjenvinningav glykol Fakkel Anleggfor fiskal målingav gass Lageri fjell for kondensat Kai for lastingav kondensat Hjelpeanleggog infrastruktur,herunderdistribusjonog varmeanleggetc. Transformatorstasjon Administrasjonsbygni ng og kontrollrom 15

15 Det er mulig å utvide prosessanlegget slik at propan og butan kan tas ut enten som separate produkter eller som blanding (LPG), i tillegg til gass og kondensat. Dette vil i så fall medføre et mer omfattende prosessanlegg, flere lagersystemer og lastesystemer enn det som planlegges beskrevet i PUD for Ormen Lange. Landanlegget vil bli forsynt med kraft fra nettet. Fremføring av 420 kv-overføringslinje fra Istad Tornes med sjøkabel til Nyhamna er en videreføring av linjen fra Viklandet til Tornes. I tillegg planlegger Statnett en tilsvarende kraftledning sør fra Ørskog som vil danne en 420 kv-ring og ivareta en reserveforsyning til regionen og anlegget i tilfelle utfall av en av forsyningslinjene. Statnett planlegger utbyggingen av kraftnettet i området, og har utarbeidet konsesjonssøknader og konsekvensutredninger for dette, ref. /2-4, 2-5 og 2-6/. Prosesseringsanlegget og væskepluggmottaksanlegget vil oppta et areal på ca. 500 mål i tillegg til areal for administrasjonsbygg og forlegningsrigg. I tillegg kommer areal for sikringsfelt og støysoner, slik at det samlede regulerte arealet er større. I forbindelse med planleggingen av landanlegget er det lagt ned et stort arbeide for å ivareta sikkerhets-, miljø- og landskapshensyn på en best mulig måte Senere behov for prekompresjon Trykket faller i reservoaret etter hvert som gassen produseres. For å opprettholde produksjonsvolumet vil det derfor være behov for tiltak etter år. Tidspunktet vil blant annet avhenge av reservoarforhold og produksjonsrate. Tidspunktet kan eventuelt forskyves ved endring av prosessbetingelser og installering av en tredje rørledning. Når trykkstøtte blir nødvendig, kan dette etableres enten ved å installere en kompresjonsplattform eller et kompresjonsanlegg på sjøbunnen. Teknologien for undervannskompresjon er ikke tilstrekkelig utviklet. Norsk Hydro vil arbeide med å videreutvikle denne teknologien i samarbeid med industrien slik at best mulig teknologi er tilgjengelig ved valg av løsning. Energibehovet som følge av prekompresjon vil gradvis øke opp til om lag 55 MW ved en produksjonskapasitet på 60 millioner Sm 3 pr. døgn. En prekompresjonsenhet på en plattform kan enten drives av gassturbindrevne kompressorer med elektrisk kraft fra land, eller en kombinasjon av disse. Det er tatt utgangspunkt i gassturbiner på en plattform for de foreløpige utslippsestimatene som er presentert. Energi til undervannsanlegg vil overføres i kabel fra land. Utredning og valg av løsning vil bli utført med basis i tilgjengelig teknologi noen år før installasjon er påkrevet. Kraftforsyningen til landanlegget er dimensjonert for å legge til rette for krafttilførsel også til en prekompresjonsenhet Gasseksportsystem Detaljer for gasseksportsystemet vil bli gitt i egen konsekvensutredning, basert på tilhørende utredningsprogram, ref. /2-7, 2-8/. Gassen vil bli eksportert i en 42 rørledning til et tilknytningspunkt på Sleipner. Her kan gassen føres videre til markedene i Storbritannia (landfall i Easington). Gass fra andre felt kan også blandes inn på Sleipner. Gasseksportrøret vil ha en total lengde på om lag 1200 km. Det er planlagt å legge rørledningen i sjøen direkte fra Nyhamna og ut gjennom Bjørnsundet før rørledningen bøyer av sørover, se Figur

16 En tidligere alternative trasé via Horremsbukta som er beskrevet i KU for landanlegget, er nå forkastet Energivurderinger Det har vært fokusert på å redusere energiforbruket for utbyggingsløsningen. Generelt legges det vekt på at anlegget utnytter energi i prosesstrømmene ved varmeintegrasjon. Ulike aspekt som har vært vurdert er blant annet ulike rørledningsdiametre, utnyttelse av det høye trykket i reservoaret for å transportere gassen til land, prosessering ved et høyt trykk på landanlegget, energioptimalisering på prosessanlegg på Nyhamna samt å unngå ekstra kompresjon underveis i gasseksportsystemet fra Nyhamna til Storbritannia. Stedsvalget for ilandføring har medvirket til redusert energiforbruk. 2.2 Omfang av konsekvensutredningen Foreliggende konsekvensutredning dekker feltutbygging og ilandføring, det vil si boring, undervannsinstallasjoner, rør mellom feltet og Nyhamna samt miljøkonsekvensene av gasseksportrørets første 33 kilometer ut fra Nyhamna, se Figur 2-4. Figur 2-4 Prinsippskisse av utbyggingen, her vist med fire brønnrammer. Hva som dekkes av foreliggende konsekvensutredning er vist i blå innramming, mens rød innramming illustrerer hva som allerede er dekket av KU for landanlegget. Løsninger knyttet til fremtidig prekompresjon og mulige konsekvenser av dette er overordnet diskutert. Den endelige løsningen kan bli forskjellig fra det som man kan forutse i dag, slik at det da kan bli nødvendig med en egen konsekvensutredning, jfr prekompresjonsbehovet er først forventet å skje etter ca. 10 års produksjon. 17

17 I tillegg er det gitt en overordnet beskrivelse av Ormen Lange utbyggingen inklusiv landanlegget på Nyhamna. Når det gjelder konsekvensene av landanlegget, vises det til konsekvensutredning for landanlegget. Konsekvensutredningen inneholder også en beskrivelse av konseptvalgprosessen, se vedlegg Lovverkets krav til KU Petroleumsloven 4-2 pålegger en rettighetshaver som vil starte utbygging av en petroleumsforekomst å fremlegge for Olje - og energidepartementet (OED) en plan for utbygging og drift (PUD) for forekomsten. Planen skal inneholde en beskrivelse av økonomiske, ressursmessige, tekniske, sikkerhetsmessige, nærings- og miljømessige forhold, samt opplysninger om hvordan innretningene vil kunne disponeres ved avslutning av virksomheten. I følge 22 i Forskrift til lov om petroleumsvirksomhet skal det utarbeides en konsekvensutredning som del av en PUD / PAD. Denne skal redegjøre for virkningene utbyggingen kan ha for nærings- og miljømessige forhold, tiltak for å redusere utslipp knyttet til utvinning og tiltak for å avbøte eventuelle skader og ulemper som utbyggingen kan medføre. Videre skal det klargjøres hvordan miljøkriterier og mulige miljøkonsekvenser har blitt lagt til grunn for valg av tekniske løsninger. Forskriftens 22 sier videre at rettighetshaver i god tid før fremleggelse av PUD for en petroleumsforekomst skal sende departementet forslag til utredningsprogram for konsekvensutredningen. Forslaget skal gi en kort beskrivelse av utbyggingen, av aktuelle utbyggingsløsninger samt antatte virkninger på miljø og andre næringer på bakgrunn av tilgjengelig kunnskap. Videre skal forslaget klargjøre behovet for dokumentasjon. Dersom det tidligere er utarbeidet en konsekvensutredning for det området der utbyggingen planlegges gjennomført, skal forslaget klargjøre behovet for ytterligere dokumentasjon eller oppdatering. Departementet fastsetter utredningsprogrammet ut i fra prosjektets forslag til program for konsekvensutredning, samt innkomne høringsuttalelser. Lovverket inneholder også andre bestemmelser om gjennomføring av konsekvensutredninger. Særlig viktig er Forurensningslovens 13 der den som planlegger virksomhet som kan medføre store forurensninger pålegges å melde utbyggingen til forurensningsmyndighetene. Konsekvensutredningsarbeidet tar sikte på også å dekke de krav til konsekvensutredninger som lovverket stiller ut over det som kreves i henhold til Petroleumsloven. Arbeidet med konsekvensutredningen vil være et virkemiddel for å finne frem til tekniske løsninger som tar hensyn til både miljø, samfunns- og bedriftsøkonomiske forhold. Petroleumslovens 4-2 sier videre at departementet kan, når særlige grunner tilsier det, kreve at rettighetshaver foretar en nærmere redegjørelse for de miljømessige virkninger, mulig fare for forurensninger samt virkninger for andre berørte virksomheter for et større samlet område. Et slikt krav er ikke stilt til Ormen Lange, lisensen har imidlertid deltatt i oppdateringen av Regional konsekvensutredning av Norskehavet i 2002/2003 (ref. /2-9) der Ormen Lange er det sørligste feltet. 18

18 2.4 Konsekvensutredninger for Ormen Lange Tabell 2-1 under viser konsekvensutredninger som gjennomføres i Norge i tilknytning til Ormen Lange. Tabell 2-1 Konsekvensutredninger og søknader for Ormen Lange. Flere lover er relevante, den loven som er understreket vil være styrende for saksbehandlingen av KU. Nr Del av utbygging Dokumenter Tidspunkt KU-lovverk 1 Landanlegg - Melding - KU - Reguleringsplan - PUD 2 Feltutbygging og ilandføring - PKU - KU - PUD - November November November November Desember November 2003 Plan- og bygningsloven, Petroleumsloven, Forurensningsloven, Havneloven Petroleumsloven, Forurensningsloven 3 Gassrørledning til Sleipner og videre til Storbritannia - PKU - KU - PAD - November 2002 & mars August November 2003 Norge: Petroleumsloven Storbritannias regelverk på britisk side av delelinjen. Figur 2-5 viser tidsplanen som er foreslått for behandling av de ulike myndighetsdokumentene. Olje - og energidepartementet (OED) er fagdepartement for utredningene. Figur 2-5 Tidsplaner for de ulike KU-prosesser 19

19 Sidengasseksportrøret gårtil Storbritannia,skaldetogsåutarbeideskonsekvensutredninger påbritisk side.disseplanleggeslevertbritiskemyndighetervedårsskiftet2003/ 2004og våren2004.følgendekonsekvensutredningerer sålangtplanlagt: "OrmenLangeTransport- EnvironmentalStatement(ES)for theuk offshore pipeline" "OrmenLangeTransport- EnvironmentalStatement(ES)for theuk landfall" "OrmenLangeTransport- EnvironmentalStatement(ES)for thereceivingfacilities in Easington" Endeligavgrensingav britiskekonsekvensutredninger vil bli gjort i samarbeidmedbritiske myndigheter. 2.5 Offentlig saksbe handling Foreliggendekonsekvensutredninger utarbeideti henholdtil fastsattutredningsprogramfra OED datert juni 2003, se vedlegg2-1. I vedlegg2-2 er det gitt en oppsummeringav høringsinstansenes uttalelsertil forslagtil utredningsprogramsamtutbyggerskommentartil disse. Konsekvensutredningener sendt til OED som innhenter uttalelser fra relevante høringsinstanser. Konsekvensutredningen harenoffentlig høringpåom lag 12 ukerfør OED skal sluttbehandledokumentet.på grunn av dennelangesaksbehandlingstidenav KU, har mani samrådmedoed besluttetå sendeinn KU før PUD.Detteer i overensstemmelsemed myndighetenesveiledningfor KU og PUD/ PAD for å sikreeffektiv behandlingav PUD og PAD. 2.6 Kontakt med myndighetene Prosjektethar utarbeidet en myndighetsplanover nødvendigesøknaderog tillatelser.i tiden fremovervil detværeløpendekontaktmedmyndighetene. I det følgendeer det gjengitt noentillatelser som er relevanti forbindelsemed boring og installasjonav rør og undervannsins tallasjoner: Søknadom utslippstillatelser(boring,trykktestingav rør m.m.)etterforurensningsloven. Myndigheter Statensforurensningstilsyn(SFT). Søknadom tillatelseetterlov om havnermedviderefor leggingav rørledninger,utføring av sprengnings- og gravearbeider,steindumpingog andrearbeidersomutføresinnenfor grunnlinjeni norskefarvann.myndigheter Fiskeridepartementet. Underretningtil Kystverketom bruk av farvannsomkan skapehindringereller ulempe for alminnelig ferdsel eller kan vanskeliggjøreannenbruk (jfr Fiskeridirektoratets forskrift av 2. juni 1992,nr. 426). I tillegg kommer søknader til Oljedirektoratet (samtykkesøknader,søknad om produksjonstillatelsem.m.). I konsekvensutredningen for landanleggpå Nyhamnable det gitt en oppsummeringav relevantesøknaderi forbindelsemedlandanlegget. 20

20 3. Planer for utbygging og drift 3.1 Feltets beliggenhet Ormen Lange feltet ligger ca. 100 kilometer utenfor kysten av Møre og Romsdal. Beliggenheten av feltet i forhold til andre felt i Norskehavet er vist i Figur 3-1. E E E O P E R A T Ø R T O T A L F I N A E L F S T A T O I L H Y D R O M O B I L 0 0 E S S O E L F B P C O N O C O N S H E L L A G I P P L PL219 A M E R A D A C H E V R O N B P A M O C O S t a t u s p r. 1 9 / 0 6 / P L P L 217 P L 218 N y k PL220 PL P L P L200 Svale A l v e P L 127 PL / 2-2 P L 159 P L 122 Norne PL213 P L 259 P L 261 P L 262 Skarv P L 211 P L 212 S nadd P L 260 P L 124 H e i d run L a n g e P L 095 P L 134 B P L 094 Kristin P L 263 P L 256 P L 134 P L 062 Å s gard Erlend P L 257 P L 073 P L 237 P L 210 L avrans P L 074 T yrihans P L 199 P L 091 Ragnfri d P L 257 P L 121 P L 092 Mikkel Tres t a k k P L 255 P L 107 P L 158 Draugen N j o r d P L 093 Sand Brønnøy N P L P L P L 132 P L 156 P L Steinkjer P L P L Verdalsøra P L P L O r m e n L a n g e P L 250 P L 252 Tjeldbergodden Stjørdal Trondheim K r i s t i a nsund S t o r v i k M o l d e Å l e s u n d Å n d a l s nes 0 0 Ø r s t a E k m Figur 3-1 Beliggenhet av Ormen Lange feltet relativt til land og til øvrige felt i Norskehavet 21

21 3.2 Eierforhold Utvinningslisensene PL208, PL 209 og PL250 omfatter blokkene 6305/1, 2, 4, 5, 7 og 8. Operatør i utbyggingsfasen av Ormen Lange er Norsk Hydro, mens Norske Shell vil overta som operatør i driftsfasen. Rettighetshaverne i lisensene er vist i Tabell 3-1. Tabell 3-1 Rettighetshavere i lisensene Selskap PL208 PL209 PL250 Ormen Lange unit * Norsk Hydro - 25 % 14,78 % 17,956% (operatør) Shell 25 % 15% 16,00 % 17,200% (operatør) BP 45 % - 9,44 % 10,888% (operatør) Statoil - 15 % 8,87 % 10,774% Esso - 10 % 5,91 % 7,182% Petoro 30 % 35 % 45,00 % 36,000% *unitisering pågår foreløpige eierforhold 3.3 Reservoarforhold Ormen Lange er Norges nest største gassfelt og har gassreserver på om lag 375 milliarder Sm 3. Feltet inneholder om lag 22 millioner Sm 3 kondensat (utvinnbare reserver). Figur 3-2 Gassreservoaret 22

22 Feltet har en utstrekning på ca. 340 kilometer 2 ; det er ca. 40 kilometer langt med en bredde på ca kilometer, se Figur 3-2. Reservoaret ligger mellom 2700 og 2900 meter under havoverflaten. De gassførende lagene er meter tykke. Det er boret fem lete- og avgrensingsbrønner. Karbondioksidinnholdet, CO 2, i gassen er lavt (0,2%) sammenlignet med andre felt. 3.4 Planlagt produksjon Endelige anslag over produksjonsrate vil bli gitt i PUD for utbyggingen. Det forventes at produksjonsraten vil kunne være om lag 70 millioner Sm 3 gass pr. døgn de første årene med høyt reservoartrykk, for deretter å stabiliseres på om lag 60 millioner Sm 3 pr. døgn i platåperioden. Dette tilsvarer årlig produksjon på henholdsvis 21 og 18 milliarder Sm 3 gass. Produksjonsraten vil kunne variere og være både høyere og lavere enn dette. Figur 3-3 og Figur 3-4 viser produksjonsprofiler for henholdsvis gass og kondensat ved en gassproduksjonsrate på 65 millioner Sm 3 pr. døgn. Det fremgår at en høy utvinningsrate vil gi et forholdsvis kort platå før produksjonen faller. Total utvinningsgrad endres ikke som funksjon av valgt utvinningsrate. Mengde vann som vil bli produsert sammen med gass og kondensat er lav. Vannmengden vil øke noe gjennom feltets levetid opp til anslagsvis 460 m 3 pr. døgn ved en gassproduksjonsrate på 65 millioner Sm 3 pr. døgn. Vannproduksjonen vil vesentlig være kondensatvann og lite formasjonsvann. Figur 3-3 Produksjonsprofiler for gass fra Ormen Lange Figur 3-4 Produksjonsprofiler for kondensat fra Ormen Lange 23

23 3.5 Konseptbeskrivelse I de følgende delkapitler er det gitt en nærmere beskrivelse av undervannsinstallasjoner, rørledninger og boring som er en del av konseptet som omfattes av denne konsekvensutredningen. 3.6 Undervannsanlegg Ormen Lange feltet dekker et stort geografisk område. Det medfører at feltet vil bli utbygd med brønnrammer i to eller flere faser, se Figur 3-5 og Figur 3-6. I første fase planlegges det installert to 8-brønns brønnrammer med tilhørende samlestokker. Disse vil bli knyttet med to 20 feltinterne rørledninger til de to 30 rørledninger som går til Nyhamna. De feltinterne rørledningene i den initielle utbyggingsfasen, er begrenset i lengde til avstanden mellom brønnrammene og rørledningene på ca. 80 meter. De feltinterne rørledningene vil utformes som en Z eller L for å kunne håndtere at rørledningene ekspanderer på grunn av temperaturen. De installeres ved en løfteoperasjon. Styring av ventiler og overvåking av brønner vil skje ved hjelp av uavhengig hydraulisk strøm og signalkabler fra land. Kablene vil også ha mulighet for å transportere avleiringshemmer. Det vil bli benyttet horisontale ventiltrær. I påfølgende faser planlegges det installert to eller flere 6-brønns brønnrammer som knyttes til de to store 30 hovedledningene til land. Det er en målsetting å unngå miljøskadelige utslipp. Det medfører for disse installasjonene at det vil bli benyttet miljøvennlig hydraulikkolje til operasjon av ventiler på undervannsanlegget og at oljen vil bli transportert til feltet og tilbake til land gjennom et lukket kontrollsystem. Det planlegges å benytte en miljøvennlig oljebasert hydraulikkvæske som i øyeblikket er under utvikling. Nærmere data om hydraulikkoljen vil bli presentert i søknad om utslippstillatelse. Typiske dimensjoner for en 8-brønns brønnramme er i størrelsesorden: 45 meter x 30 meter x 10 meter. Samlet installasjonsvekt av brønnramme og manifold er ca tonn. Skjematisk skisse av en brønnramme er vist i Figur 3-7 og Figur 3-8. Brønnrammene planlegges utformet slik at de er overtrålbare og beskyttet for fallende last. 24

24 Figur 3-5 Prinsippskisse av initiell undervannsutbygging med to brønnrammer Figur 3-6 Undervannsutbygging med fire brønnrammer - fremtidig utvidelse 25

25 Figur 3-7 Brønnramme med tilknytning til 30 transportrør Figur 3-8 Brønnramme for 8 brønner 26

26 3.7 Rørledninger og rørtraséer Rørledninger til og fra landanlegget på Nyhamna Planlagte rørtraséer er vist i Figur 3-9. Rørledninger fra Ormen Lange feltet til prosessanlegget på Nyhamna består av to produksjonsrørledninger (30 ) for ubehandlet brønnstrøm. Det vurderes også mindre dimensjon (28 ) for de første kilometerne av rørledningstraséen og alternativt 32 fra Eggakanten og inn til terminalen. Varierende rørdimensjoner vil sette spesielle krav til rense- og inspeksjonsplugger gjennom rørledningene. Det er behov for to kabler (diameter ca. 120 millimeter) for operasjon og kontroll av undervannsstasjonene på feltet og to 6 rørledninger for kontinuerlig injeksjon av frostvæske (MEG, mono-etylen-glykol) i produksjonsstrømmen for å hindre at den ubehandlede gassen danner hydrat i rørledningene. MEG vil bli injisert på brønnene, følge brønnstrømmen til land og renses for gjenbruk. Den prosesserte gassen vil bli transportert fra Nyhamna gjennom en ny 42 eksportrørledning til Sleipner og videre til England. Denne rørledningen er omhandlet i en egen konsekvensutredning, ref. /3-1/. Figur 3-9 Rørtraséer Det legges til rette for at det skal være plass til mulige kabler for elektrisk forsyning til kompresjonsinstallasjon på feltet og for et mulig tredje 30 rør. I tillegg vil det forberedes rørledningstraséer for mulig nye rørledninger fra annen infrastruktur. Dette inkluderer en ny 36 rørledning og en 20 rørledning. 27

27 3.7.2 Leggemetoder Installasjon av rørledningene til landanlegget vil foregå i flere etapper i perioden 2005 og 2006, og eventuelt i Det planlegges å installere de store rørledningene (30 og 42 ) ut til ca. 30 kilometer fra landanlegget i 2005, og å fortsette rør installasjonen mot henholdsvis Ormen Lange feltet og Sleipner plattformen i MEG-rørledninger og kontrollkabler er planlagt installert direkte ut til feltet i 2006 og En kabel planlegges installert i Samtlige rørledninger trekkes inn til landterminalen i forberedte grøfter ved bruk av en vinsj montert på land. Det vil være grøfter med steinoverdekking for henholdsvis 30 -rørene, 42 gasseksportrøret og de mindre rørene. Rørledningene vil bli beskyttet i strandsonen og ned til ca. 20 meters dyp ved overdekking med steinarmering, Figur 3-10 illustrerer dette for de to 30 rørledningene. Figur 3-10 Tverrsnitt av steinplastring inne ved landfall for 30 rørene Nærkystområdet Rørledningene vil følge en skrånende sjøbunn fra landanlegget ned til ca. 200 meters dyp hvor sjøbunnen blir mer flat. Derfra legges de på nesten flat sjøbunn i en relativt krapp sving. Trasèen videre går gjennom det trange Bjørnsundet og videre ut mot feltet. Dette er vist i Figur Forholdene gjennom nærkystområdet, hvor det flere steder er trangt og sjøbunnen er ujevn, gjør at rørledningene må legges på sjøbunnen med stor nøyaktighet og etter vel definerte kurver for å unngå bratte sidevegger, koraller og ujevnheter på sjøbunnen. Det er behov for separasjon på minimum 5 meter mellom rørledninger på spesielt trange områder. Utenom slike steder vil avstanden være minst 10 meter. 28

28 Figur 3-11 Viser rørtraséene (røde linjer) ut fra landanlegget på Nyhamna (indikert med lyse grå streker)og de første krappe svingene Figur 3-12 Rørledninger installert på steinfyllinger for å kontrollere frie spenn og ekspansjon av varme rør 29

29 Med nærkystområde forstås de første 30 kilometerne i sjøen ut fra Nyhamna, til punkt A-30 på Figur 3-9. I dette område er det behov for sidestøtter under legging for å holde de planlagte krumningene. Disse sylinderformet betongstøttene installeres før rørinstallasjonen. Betongstøttene plasseres i et område der det ikke drives fiske med bunnredskap, men kan fjernes hvis de i fremtiden blir til vesentlig ulempe for andre næringer. Rørledningene, og spesielt den varme eksportrørledningen (ca C) vil ekspandere og forskyve seg sideveis i disse kurvene. Det er nødvendig å tillate slik ekspansjon for at rørledningen ikke skal påføres for store belastninger og skades. Den ujevne sjøbunnen ut til sokkelen, gjør at det flere steder langs rørledningsruten vil bli frie spenn. Med frie spenn menes områder hvor rørledningene ikke berører sjøbunnen. Spennlengdene som ledningene tåler er begrenset. Bevegelse i vannmassene (strøm) setter røret i svingninger som kan gi utmatting og brudd. Lengden av frie spenn kontrolleres ved å pre-installere steinfyllinger før legging og ved å fylle stein for å redusere lengden av frie spenn etter installasjon av ledninger. Behov for steinfyllinger er beskrevet i kapittel Illustrasjon av rørledninger på steinfyllinger er vist i Figur For installasjon av de store rørledningene, er det tilgjengelig fire mulige installasjonsfartøyer. Ett fartøy er dynamisk posisjonert (DP) og tre er ankerbaserte fartøy. Dynamisk posisjonert fartøy påvirker ikke sjøbunnen med ankere. De ankerbaserte fartøyene forhales ved hjelp av et forankringssystem, som opereres av taubåter. Ankerene settes primært på sjøbunnen for mothold, men det er også mulig i trange områder å feste ankere på forberedte steder på land. Taubåtene kan også virke som flyttbare forankringspunkt. I spesielt følsomme bunnområder, hvor kontakt med koraller må unngås, kan et mindretall av ankerlinene holdes ved hjelp av taubåt eller bøye som vist på Figur Prinsippskisse for rørlegging med ankerdrevet fartøy er vist i Figur De aktuelle fartøyene har operert i norske farvann under lignende forhold. I området mellom Nyhamna og Bjørnsund vil det bli syv leggeoperasjoner. Figur 3-13 Ankerbasert leggefartøy hvor en av ankerlinene blir holdt oppe av bøyer 30

30 Legging av rørledninger fra Storegga til Ormen Lange Installasjon av rørledningene fra kanten av Storegga og til Ormen Lange feltet vil primært foregå i Det kan bli aktuelt med skifte av fartøy ved kanten av Storegga. De ankerbaserte leggefartøyene som er beskrevet for legging i nærkystområdet og over sokkelen, er ikke aktuelle for installasjon på større dyp enn maksimum meter for 30 rørledninger. Legging av de siste kilometerne til Ormen Lange feltet planlegges basert på DP-opererte fartøyer. Det er fire mulige fartøyer som vurderes for denne operasjonen. Av disse fire, er tre fartøyer såkalte J-leggefartøyer og ett er modifisert S- leggefartøy. Figur 3-14 Prinsippskisse for rør og rørlegging med oppankret fartøy. Et oppankret fartøy har 12 ankerkjettinger hver med en lengde på ca. 1,6 1,7 kilometer. Figur 3-15 Illustrasjon av J-legging på ujevn sjøbunn, og behovet for å finne rørledningstraséer mellom toppene 31

31 Med J-legging, ref. Figur 3-15, menes at røret sveises sammen i et tårn, og legges tilnærmet i en vertikal posisjon. Dette gjør at nødvendig strekk i røret på sjøbunnen kan reduseres betraktelig i forhold til tradisjonell S-legging, noe som gjør det mulig å legge røret med krappere krumning. Ved S-legging installeres røret over en rampe i akterenden av fartøyet. Ved modifisert S-legging, modifiseres rampen slik at røret får en tilnærmet vertikal avgang fra rampen og blir mer lik egenskapene ved J-legging. Det er gjort et betydelig arbeid med valg og optimalisering av rørtrase for å redusere antall og høyde på frie spenn. J-leggeteknikkens mulighet for å legge med krappe kurver har vært viktig for å få til dette. Samtidig har det vært gjort analysearbeid for å beregne akseptable frispennlengder og øke tillatt frispennlengde. Eggakanten og frie rørspenn Sjøbunnen fra Eggakanten og nedover mot feltet er svært ujevn. Dette skyldes at det for ca år siden gikk et ras (Storeggaraset). Det er store høydeforskjeller med mange topper med høyder på meter som medfører at det leggeteknisk er en utfordring. Med slike store topografiske utfordringer, vil det oppstå frie rørspenn for de store, stive 30 rørledningene. MEG-rørledninger og kontrollkabler er mer fleksible, og vil så langt som mulig bli installert og gravd ned i sjøbunnen med avanserte fjernstyrte grave-/spylemaskiner. Der hvor dette ikke er mulig, vil det dumpes stein over ledningene for beskyttelse. Disse ledningene vil være beskyttet helt fra terminalen og ut til undervannsinstallasjonene på feltet. Problemstillingen med frie spenn har vært i fokus i prosjektet helt fra starten. Det er gjort et betydelig arbeid for å kunne beregne akseptable frie spenn, og optimalisere rørledningskorridorer for å redusere antall frie spenn med uakseptable lengder. J-leggeteknikken gjør at antall lange frie spenn og høyden på disse er blitt redusert betraktelig. Tross dette vil Ormen Lange prosjektet måtte forholde seg til frie rørledningsspenn opp til Eggakanten som intet annet prosjekt på norsk sokkel har gjort tidligere. Frie rørspenn er vurdert som uheldig av fiskerinæringen. Fiskerinæringen har lang erfaring med tråling over rørledninger i Nordsjøen. Det er rapportert få tap av fiskeriutstyr som følge av fasthekting. For å redusere antall frie spenn har man i tillegg til leggemetode fokusert på å finne en best mulig trasé med hensyn på sjøbunnstopografi og influens på fiskeriaktivitet i området. I den tidlige fasen av prosjektet ble det også sett på ulike måter for understøttelse av rør, flytende rør og boring av rør-tunnel gjennom øverste del av Eggakanten. Disse løsningene ble ikke funnet teknisk/økonomisk gjennomførbare. Frie spenn vil derfor bli korrigert ved steindumping og graving før og etter at rørledningene er installert. Siden fiskeriaktiviteten i dag i hovedsak foregår i Eggakanten og sporadisk ned mot et vanndyp på om lag 500 meter, vil man særlig fokusere på å minimalisere frie rørspenn i dette området. 32

32 3.7.3 Sjøbunnsundersøkelser og traséer Norske Hydro har gjort omfattende havbunnsundersøkelser. Arbeidet vil fortsette i Disse undersøkelsene vil gi detaljert informasjon om rørtraséer, og behov for steindumping for utbedring av frie spenn. Gasseksportrøret ut fra Nyhamna vil være varmt og må designes for termisk ekspansjon, blant annet vurderes steinfyllinger i svingen ut fra Nyhamna for å ha kontroll med hvor den termiske ekspansjonen skal skje. I forbindelse med trasévalg for rørledning har flere forhold vært vurdert, blant annet: tekniske vurderinger (frie spenn, sjøbunnstopografi) koraller marin verneplan rasproblematikk lengde (kostnad og trykkfall) De viktigste avbøtende tiltak for å begrense skade på koraller har vært relatert til kartlegging av korallforekomster og justering av traséen for å unngå skade på korallrev. Det forventes ikke vesentlige endringer i traséen, men mindre endringer kan forekomme. Dersom det skulle bli behov for større traséendringer vil dette bli forelagt fiskerimyndighetene og relevante interesseorganisasjoner Behov for sjøbunnsbearbeiding Sjøbunnsbearbeiding i form av en kombinasjon av steindumping, nedgraving og lokal sjøbunnsbearbeiding ved fjerning av harde leirtopper er nødvendig for å få installert rørledninger og kontrollkabler samt for beskyttelse av disse. Det vil bli fokusert på å ikke bruke mer stein enn nødvendig. Gode data over sjøbunnstopografi og god nøyaktighet når man skal dumpe stein er her viktig. Steinmengdene slippes ned fra båt i et fallrør til ca. 5 meter over sjøbunnen. En steinfraksjon på mindre enn 3 planlegges benyttet for størstedelen av arbeidsomfanget da dette er vurdert som relativt uproblematisk for fiskeri. Eggakanten og ned på feltet, ca. 20 kilometer I området med vanndyp fra meter vil lokal sjøbunnsbearbeiding, i form av fjerning av hard leire i rasblokker, bli utført i Det er estimert et behov for flytting/fjerning av m 3 hard leire. Nødvendig utstyr eksisterer ikke i dag, men er under utvikling. Hvis ikke dette utstyret blir kvalifisert, vil behov for steindumping øke vesentlig utover det som er indikert. Det vil bli dumpet stein før rør- og kabelinstallasjon i 2005 samt etter installasjon i 2006 og Et foreløpig estimat er totalt m 3. De to MEG-rørledningene og de to kontrollkablene vil bli gravd ned etter installasjon i 2006 hvis mulig. Hvis man lokalt ikke kan grave ned disse på grunn av for eksempel mye stein i sjøbunnen, vil økt steindumping for beskyttelse bli nødvendig. 33

33 I de øverste 3 kilometerne av området ved Eggakanten, på dyp mellom 250 og 500 meter, vil man søke å unngå frie spenn langs 30 rørene for ikke å få konflikt med fiskeri. Dette gjøres ved lokal fjerning av rasblokker for å senke rørene ned til sjøbunnen. Traseen mellom Eggakanten og Bjørnsund, ca. 80 kilometer Dette området har et vanndyp på mellom 130 og 250 meter. Sjøbunn er langt jevnere enn i rasområdet og behov for forberedende arbeid før legging, er i utgangspunktet lite. De to MEG-rørledningene og de to kontrollkablene skal graves ned for beskyttelse i hele trasèen. Målet er å grave disse ned med et grøftespylesystem til mellom 0,5 meter og 1 meter dybde, målt fra sjøbunn til topprør, i en strekning på 50 kilometer hvor sjøbunnen er relativt hard. Deretter vil det bli gravd dypere de siste 30 kilometerne. I området med gravedyp 0,5-1 meter vil det være behov for noe steindumping, ca. 3,5 tonn pr. meter tilsvarende ca m 3 for å gi en fullverdig beskyttelse. Denne metoden er vurdert å gi minst konflikt med fiskeri da store steiner ikke vil etterlates på sjøbunn. Det er lite intervensjonsbehov for 30 rør i dette området da disse ikke behøver beskyttelse. Omfanget av steindumping er pr. våren 2003 estimert til ca m 3 før og etter legging. Kryssing av Åsgardrørledning Her vil det bli dumpet ca. 0,4 meter stein på toppen av Åsgardledningen for å forberede alle kryssinger med Ormen Lange rør og kontrollkabler. Deretter vil det bli dumpet ca. 1-1,5 meter stein på toppen av rør og kontrollkabler etter installasjon av disse. Detaljert utforming på kryssingen vil bli definert i Detalje Prosjekteringen. Bjørnsund Nyhamna, ca. 20 kilometer Alle rørledningene samt kontrollkablene vil gå igjennom Bjørnsundet. Det vil bli dumpet ca m 3 stein i dette området i 2004 før installasjon og ca m 3 etter. Mesteparten av steindumpingen vil foregå i områder hvor topografien er vanskelig når det gjelder installasjon av rørene. Det er identifisert tre slike områder på denne strekningen: rett ved Nyhamna, ca kilometer ut fra Nyhamna og ca. 20 kilometer ut fra Nyhamna. Som følge av den vanskelige sjøbunnen, er disse områdene heller ikke egnet for fiske med trål. 3.8 Boreomfang Produksjonen fra Ormen Lange feltet er planlagt å starte i oktober For å kunne nå produksjonsmålet det første året, må 6 brønner være klare til oppstarten. Innen oktober 2008 vil det være behov for ytterligere 2 brønner. Disse første 8 brønnene som vil bli boret i perioden , vil være fase 1 av boringen på feltet. I fase 2 er det planlagt ytterligere 16 brønner. Boringen av disse vil pågå til ca. år Det er planlagt 24 brønner på Ormen Lange, med mulighet for flere (opp til ca. 36). Planlagt borestart er mai Samtykkesøknad planlegges sendt inn minimum 9 uker før borestart og utslippsøknad ca. 6 måneder før borestart. 34

34 De første brønnene vil være tilnærmet vertikale (lite avvik). Etter hvert som en høster erfaringer med reservoaret og brønnene, vil en søke å bore brønnene med større avvik (det vil si horisontal avstand). Maksimalt avvik for de første 6 brønnene er satt til 1,5 kilometer, og for de resterende planlegges det med et maksimalt avvik på 2,5 kilometer. De første 8 brønnene skal være 9 5/8 for å få tilstrekkelig produksjonsrate ved oppstart av Ormen Lange feltet. Senere brønner vil kunne være tradisjonell 7 brønner. Eksempel på hvordan brønnen bygges opp med ulike hullstørrelser og rørdimensjoner er vist i Figur Figur 3-16 Eksempel på brønn 3.9 Driftsorganisasjon for Ormen Lange feltet Driftsorganisasjonen for Ormen Lange vil bli opprettet i løpet av utbyggingsperioden. Norske Shell vil være driftsoperatør og er allerede etablert i Kristiansund med en driftsorganisasjon for Draugenfeltet. Driftsorganisasjonen for Ormen Lange vil bli ledet fra Kristiansund og vil være integrert i den eksisterende driftsorganisasjonen der. Den eksisterende driftsorganisasjonen i Kristiansund inkluderer relevante støttefunksjoner som er etablert for å gi nødvendig støtte med hensyn på ledelse, administrasjon og tekniske forhold for drift og vedlikehold av Draugen feltet. 35

35 Disse funksjonene vil også gi støtte til oppbygging og drift av Ormen Lange feltet. Det legges opp til at nødvendige organisatoriske endringer av driftsavdelingen i Kristiansund gjennomføres tidsriktig og i tråd med behovet. De eksisterende basefunksjonene og fly/helikopter transporttjenestene etablert i Kristiansund planlegges benyttet av Ormen Lange i prosjektfasen så vel som i driftsfasen. Den delen av driftsorganisasjonen som er ansvarlig for den daglige driften av Ormen Lange installasjonene, vil være lokalisert på Nyhamna i Aukra kommune. Det antas at personell arbeidende på Nyhamna vil bo i rimelig daglig reiseavstand fra Nyhamna og derfor vil ha sin tilknytning og sitt bosted i Aukra kommune eller i en av nabokommunene. Det er antatt at mellom årsverk vil være direkte tilknyttet den daglige driften av Ormen Lange på Nyhamna, årsverk knyttet til Ormen Lange støttefunksjoner lokalisert i Kristiansund og 5-10 årsverk lokalisert i Risavika i Stavanger, med formål å gi støtte til reservoar, ingeniørtjenester og oppfølging av gassalg. Det endelige bemanningsnivået på disse stedene vil avhenge av flere forhold, blant annet: Utarbeidelse av operasjons- og vedlikeholdsfilosofi Nødvendige innspill fra forstudier for Ormen Lange anleggene (prosjekteringsfasene) Føringer gitt av resultater fra risiko- og beredskapsanalyser Bemanningsstudier Organisasjonstilpasninger i Shell-gruppen 3.10 Økonomi I forbindelse med konseptvalg ble det gjort foreløpige økonomiberegninger. Oppdaterte estimat for investering og drift vil bli ferdigstilt i forbindelse med innsending av PUD. Investeringskostnader Investeringene for den totale feltutbyggingen ble i forbindelse med konseptvalget estimert til å være i størrelsesorden 55 milliarder 2002-kroner, inklusive landanlegget, fremtidig prekompresjonsplattform og eksportrørledning. Investeringer knyttet til den del av Ormen Lange utbyggingen som involverer undervannsinstallasjoner og ilandføringsrør er vist i Tabell 3-2. Se også samfunnskapittelet hvor investeringskostnader og driftskostnader er angitt. Driftskostnader I forbindelse med konseptvalget, ble de årlige driftskostnader (antatt år 2012) knyttet til drift av undersjøisk utstyr, og gassbehandlingsanlegget lokalisert på Nyhamna, beregnet til 830 millioner 2002-kroner. Fremtidig prekompresjonsløsning, vil først bli valgt og installert senere i feltets levetid. Investeringskostnader og driftskostnader til denne fremtidige prekompresjonsløsningen, vil avhenge av valgt løsning. Med basis i den usikkerheten og de forutsetningene estimatet 36

36 bygges på er de årlige driftskostnadene for en plattformløsning beregnet til ca. 300 millioner 2002-kroner. Tabell 3-2 Investeringer knyttet til den del av Ormen Lange utbyggingen som involverer undervannsinstallasjoner og ilandføringsrør (millioner kroner 2002). Beskrivelse Estimerte investeringer (avrundet) Undervannsanlegg 3700 Rørledninger og kabler på feltet rørledninger til land MEG-rørledninger og styrekabler fra land 1700 Fremtidig plattform prekompresjon 8400 Prosjektledelse 1700 Boring 6400 Total sum (millioner kroner, 2002-kroner) Fremdriftsplaner Plan for utbygging og drift (PUD) planlegges sendt myndighetene november Godkjenning av PUD, herunder Stortingsbehandling, forutsettes å skje i vårsesjonen (mars) De tunge anleggsarbeidene på landanlegget vil da kunne begynne i løpet av våren Produksjonsoppstart er planlagt til oktober En overordnet fremdriftsplan for Ormen Lange er vist i Figur Innlevering av KU Ormen Lange Innlevering av PUD Ormen Lange Ferdig offentlig høring av KU og Stortingsbehandling av PUD Prosjektering Sjøbunnsbearbeiding Rørlegging Klargjøring og trykktesting av rørledninger Installering av undervannsinstallasjoner Boring Start anleggsarbeid på land Produksjonsstart / Salg av gass Figur 3-17 Tidsplan 37

37 3.12 Helse, miljø og sikkerhet Norsk Hydro og de øvrige rettighetshaverne har etablert målsettinger for gjennomføringen av Ormen Lange prosjektet, herunder målsettinger relatert til Helse, Miljø og Sikkerhet (HMS). Dette er fordi selskapene erkjenner at gode HMS-resultater er viktig for en bærekraftig utvikling og for å oppfylle forventninger og forpliktelser som samfunnet generelt stiller. Følgende HMS målsettinger er formulert for å styre arbeidet: Utbygging, drift og fremtidig fjerning av Ormen Lange feltet skal gjennomføres samtidig som miljø, helse og verdier beskyttes. Utbyggingen skal gjennomføres uten personskade. For å oppnå dette målet, skal vi: demonstrere gjennom handling at vi tar ansvar for personsikkerhet og helse sørge for sunt, inkluderende og stimulerende arbeidsmiljø holde utslipp til luft og sjø så lave som praktisk mulige, og arbeide for å oppnå null miljøskadelige utslipp og søl Prosjektet har implementert omfattende interne kontrollsystemer og en strukturert arbeidsmetodikk. HMS arbeidet vil i alle faser av prosjektet bli lagt opp som en integrert del av prosjektarbeidet. Vi vil gjennom dette oppfylle lover, forskrifter, føringer gitt i Stortingsmeldinger, samt selskapsinterne krav og retningslinjer. En vesentlig del av HMS arbeidet vil bli basert på identifisering av risikoelementer og mulige miljøbelastninger. Med basis i en slik kartlegging, vil det bli arbeidet for å fjerne og redusere kilder til risiko og uønsket påvirkning samtidig som nødvendige beredskapstiltak vil bli etablert. Beredskapsplaner vil bli diskutert med relevante myndigheter og faginstanser i forbindelse med søknad om tillatelser. Risiko for ulykker, utslipp og andre negative belastninger for miljøet skal reduseres til et minimum, basert på kost nytte betraktninger, best tilgjengelig teknologi og effektiv bruk av kunnskap. Ambisjonen er å gjøre sannsynligheten for skader og miljøskadelige utslipp neglisjerbar. Helse, miljø og sikkerhetsarbeid krever langsiktighet for å skape bærekraftige løsninger. Kortsiktige hensyn skal ikke begrense oppnåelsen av gode resultater. Norsk Hydro og Norske Shell har etablert et sett med risiko akseptkriterier for utbygging og drift av anleggene. Disse vil bli brukt som basis for måling av risiko og vurdering av risiko reduserende tiltak. Risikoreduserende tiltak kan være både tekniske og organisatoriske, både reduksjon av sannsynlighet og konsekvenser av ulykker, herunder beredskapssystemer som inngår i konsekvensreduksjonen dersom en ulykke skulle inntreffe Feltavvikling I henhold til 22 Forskrift til lov om petroleumsvirksomhet, skal konsekvensutredningen vurdere hvordan innretningene vil kunne disponeres ved avslutning av petroleumsvirksomhet. Detaljerte planer for dette vil, i overensstemmelse med gjeldende regelverk, ikke bli utarbeidet før 2-5 år før feltavvikling. Problemstillinger knyttet til fjerning av rørledninger etter endt bruk er behandlet i St.meld. nr. 47 ( ) som blant annet sier: Som en generell regel bør tillatelse gis til at rørledninger og kabler etterlates når de ikke er til ulempe eller utgjør en sikkerhetsmessig 38

38 risiko for bunnfiske, sammenholdt med kostnadene med nedgraving, tildekking eller fjerning. Dette innebærer at rørledninger og kabler etterlates når det ikke drives slikt fiske av betydning eller når rørledningene eller kablene er eller blir forsvarlig nedgravd eller tildekket. I begge tilfeller er det en forutsetning at rørledningene og kablene er renset for stoffer som kan medføre skader på livet i havet. Der det ikke er forsvarlig å etterlate rørledninger og kabler, er nedgraving normalt en bedre løsning enn ilandbringelse. Selv om rørledninger i dag er overtrålbare for fiskerne er kravene til fjerning, nedgraving eller grøfting ved feltavvikling begrunnet med at en rørledning som tas ut av drift en gang i fremtiden kan korrodere eller gå i stykker som følge av ytre påvirkninger. En slik ødelagt / korrodert rørledning kan representere en ulempe for trålfisket med risiko for fasthekting og ødelegging av trålredskaper. Med bakgrunn i dette er det gjort en overordnet vurdering av hvordan feltavvikling kan gjøres: I forbindelse med feltavvikling vil brønner stenges ned og plugges permanent. Prosessanlegg på land og undervannsinstallasjoner fjernes. Installasjoner og utstyr kan gjenbrukes eller omsmeltes. Det vil være et mål å ha en høy grad av gjenvinning eller gjenbruk av utstyr / installasjoner. Innenfor 4 mils grensen er trålfisket av begrenset omfang sammenholdt med nedgravings- eller fjerningskostnader. Det forventes ikke krav om tiltak utover det som gjøres ved installering av rørledningene for å redusere ulempene for fisket. I området mellom 4-mils grensen og Eggakanten kan det påregnes krav om nedgraving, grøfting eller fjerning av nær sagt alle ilandførings- eller eksportrørledninger. De mindre rørledningen og kablene (6, 3 og så videre) planlegges nedgravd og kan dermed etterlates uten å medføre ulemper for fiskeriene. I øvre del av Eggaskråningen kan det påregnes krav om nedgraving, grøfting eller fjerning av ilandføringsrørledninger. Basert på dagens fangsmønster påregnes ikke krav om nedgraving, grøfting eller fjerning av rørledninger i nedre del av Eggaskråningen og på selve feltet. Fremtidig fangstteknologi kan medføre endringer i disse vurderingene. 39

39 40

40 4. Områdebeskrivelse Miljøforholdene i utredningsområdet er beskrevet i Regional Konsekvensutredning (RKU) for Norskehavet, ref. /4-1/. I tillegg har Hydro utført egne undersøkelser knyttet til strøm, vind og bunnforhold, herunder kartlegging av korallforekomster. 4.1 Utredningsområdets utstrekning Utstrekningen av et utredningsområde blir i konsekvensutredningssammenheng vanligvis definert i forhold til muligheten for akutt forurensning. Ettersom Ormen Lange er et gassfelt med små mengder kondensat, vil en eventuell utblåsning eller lekkasje fra rørledningene bare kunne medføre en meget tynn oljefilm som raskt forsvinner. Utredningsområdets utstrekning vil altså ikke være bestemt av slike scenarier. Utslipp av borekaks kan spres over en viss avstand. Det er gjort grove beregninger av dette i RKU for Norskehavet. Det er ikke definert noen entydig grense for hvor store mengder borekaks som skal til for å få negative effekter på sårbare ressurser som for eksempel koraller, men det antydes at faresonen neppe er større enn et par kilometer. Siden disse mulige påvirkningene gir forholdsvis små utredningsområder, og fordi man ikke har noen klare kriterier for å definere deres utstrekning, er det i stedet valgt å definere et utredningsområde, som strekker seg ca. 20 kilometer utover feltets utstrekning i alle retninger og ca. 10 kilometer på hver side av rørledningskorridoren. I Figur 4-1 er dette områdets avgrensning vist. Der det er naturlig for helhetens skyld, er også nærliggende områder utenfor utredningsområdet beskrevet. Figur 4-1 Utredningsområde for Ormen Lange felt og rørledning. 41

41 4.2 Meteorologiske og oseanografiske forhold Bølger og vind Norsk Hydro har utført målinger av strømforhold ute på feltet, langs med rørledning og inne ved land. I det følgende er det gitt en kort beskrivelse av meteorologiske og oseanografiske forhold ute på feltet. Den dominerende vindretningen er fra sydvestlig sektor, som vist i Figur 4-2. Figur 4-2 Vindrose i Ormen Lange produksjonsområde Ormen Lange-feltet ligger i en av de mest værharde deler av norskekysten, med ekstremverdier for bølger og vind som gitt i Tabell 4-1. Tabell 4-1 Bølge- og vinddata i Ormen Lange produksjonsområde Returperiode (år) Signifikant bølgehøyde (m) 11,7 13,9 16,0 20,0 Forventet maksimum bølgehøyde (m) 22,2 26,4 30,4 38,0 Vindhastighet, 1 times middel, 10 m høyde (m/s) 29,5 33,0 36,0 42,0 42

42 I sommermånedene er forholdene betydelig mildere, og følgende tabell angir de samme verdiene i månedene juni, juli og august. Tabell 4-2 Bølge og vinddata i juni, juli og august Returperiode (år) Signifikant bølgehøyde (m) 5,8 7,1 8,3 Forventet maksimum bølgehøyde (m) 11,0 13,5 15,8 Vindhastighet, 1 times middel, 10 m høyde (m/s) 19,8 23,0 25, Strøm, sjøtemperatur og saltholdighet Strømforholdene i Ormen Lange-området er også utfordrende. Norsk Hydro har siden oktober 1999 gjort strømmålinger på ulike lokasjoner i produksjonsområdet og langs rørledningstraséene. Strømmen i området er påvirket av de spesielle sjøbunnstopografiske forholdene. Det dannes virvler som kan skape sterke strømmer som varierer hurtig i styrke og retning. Tabell 4-3 angir ekstremverdier for strømhastighet i produksjonsområdet. Tabell 4-3 Ekstremverdier for strømhastighet i Ormen Lange produksjonsområde Strømhastighet (m/s) med returperiode Dybde 1 år 10 år 100 år Overflaten 1,15 1,30 1,40 20 m 1,15 1,30 1,40 60 m 1,10 1,20 1, m 1,10 1,20 1, m 1,10 1,20 1, m 1,05 1,15 1, m 0,95 1,05 1, m 0,85 0,95 1, m 0,65 0,70 0,75 5 m over havbunnen 0,60 0,65 0,70 43

43 Langsrørledningenevil strømhastighetenved bunnenøkemot grunnerevanni rasområdet, for såå avtaigjen oppepå sokkelen.langsen korterestrekningpå 2-3 kilometergjennom Buadjupetkanmanimidlertid opplevesværtstorestrømhastigheter,med100-årsverdieropp mot1,3-1,5m/s.figur 4-3 viserenoversiktoverhovedstrømmer i øvrevannlag. Figur 4-3 Oversiktoverhovedstrømmeri overflatevannet,rødelinjer viserdennordatlantiske strømmenogsvartelinjer viserdennorskekyststrømmen. De oseanografiskeforholdenepå OrmenLangeer pregetav forholdsvisvarmt vann som kommerinn medatlanterhavsstrømmen i de øvrevannlagog returvannfra Grønlandshavet ved bunnen.figur 4-4 viser typiskefordelingerav temperaturog saltholdigheti et øst-vest snitt. Leggmerketil at temperature nærhavbunnener sværtlav, medenmiddelverdinær 1 C. 44

44 Figur 4-4 Temperatur( C) ogsaltholdighet( %), somfunksjonavdybden Strømmålingenei rasområdetog i Buadjupetviser periodermed kraftig strøm,som har krevd spesielletiltak for å sikre at design og installasjonav ledningertåler de aktuelle strømforholdene.følgende tiltak pågåreller er planlagt: Studierfor å avklarestrømmenspåvirkningpå frie spenn.resultatenevil bli benyttettil å fastleggelengdeav akseptablefrie spenn. Planlagtnedgravingav MEG-rørledningerog kontrollkablerkort tid etterinstallasjonfor å hindrestrømeksponeringpåfrie spenn. Langtidsmåleprogramnær raskanten og i Buadjupetfor å få langetidsserier.denne informasjonenbrukestil å vurderestrømforholdi forbindelsemedinstallasjon. Online-målingeri kritiske områderfor å kunnepredikterestrømforholdog kontinuerlig vurderestrømmensinnflytelsepåinstallasjonsarbeide. Innsamling av og videreformidling av alle praktiske erfaringer med vanskelige strømforhold i rasgropa siden Erfaringene er hentet fra boreoperasjoner, geotekniskeundersøkelser, kartleggingog steindumping. 45

45 4.3 Naturverninteresser Prioriterte områder (MOB) Fylkesmannens Miljøvernavdeling har gjort en kartlegging og prioritering av naturressurser langs kysten som er sårbare for oljesøl. Prioriteringen av disse områdene er basert på MOBmodellen, ref. /4-2/. MOB er en modell for prioritering av miljøressurser ved akutte utslipp. Ressursene er vurdert ut fra fire ulike karakterer (naturlig tilhørighet, økonomisk erstattelighet, verneverdi og sårbarhet for olje) og prioritert fra A til E der A gir høyest prioritet. Av de høyest prioriterte områdene innenfor utredningsområdet kan nevnes Røabukta fuglefredningsområde, samt Malesanden og Huse dyrelivsfredningsområde (MOB A) samt Hustadvika og Uksnøy med Sandøyområde (MOB B-prioritert), se Figur 4-5. Figur 4-5 MOB-prioriterte områder innenfor og like ved utredningssområdet til Ormen Lange Marin verneplan I mai 2001 ble det opprettet et rådgivende utvalg som skal foreslå hvilke områder som bør inngå i verneplanen for marine områder. I februar 2003 kom utvalget med sin foreløpige prioritering. I eller i nærheten av utredningsområdet til Ormen Lange ligger tre områder som er vurdert men ikke prioritert i den foreløpige innstillingen fra utvalget, ref. /4-3/, se Figur

46 Figur 4-6 Oversikt over områder evaluert i marin verneplan. Kategori B betyr at området er foreslått som alternativ til annet foreslått vernet område, mens kategori C betyr at områdene ikke er foreslått vernet, men skal vurderes i neste fase av verneplanen. Området rundt Uksnøy har fått prioritet B, det vil si at det er foreslått som alternativ til vern istedenfor området rundt Giske som ligger litt lengre sør. Kjerringsundet og Hustadvika er ikke prioritert vernet i denne fasen, men anbefalt vurdert på nytt i neste fase av verneplanen. Ingen av disse områdene blir direkte berørt av Ormen Lange utbyggingen, og er derfor i det følgende kun kort beskrevet. Uksnøy Uksnøy ligger ca. 20 kilometer nordøst for Giske, like vest for øya Harøya i Møre og Romsdal. I likhet med Giske er dette et av de større områdene med grunne arealer med mye sand- og mudderbunn. I øst omfatter området også et langgrunt parti i Breivik på vestsiden av Harøya. Øya Uksnøy ligger sammen med flere andre mindre øyer på en grunn rygg som strekker seg i sørvestlig retning fra vestsiden av Harøya. Rundt Uksnøya og Høgværet er det store grunne tidevannsområder. Kjerringsundet Kjerringsundet ligger like vest for Molde. Det er et relativt bredt sund med flere øyer som forbinder Harøyfjorden på utsiden med Julsundet innenfor. Kjerringsundet er et strømrikt sund med karakteristisk fauna. Her finnes bl.a. grunne forekomster av bløtkoraller. Strømmen er imidlertid ikke utpreget sterk på grunn av bredden og dybden i sundet. Hustadvika Området strekker seg langs en ca. 20 kilometer kyststrekning fra en sørgrense ved Bud til en nordgrense ved Smørholmen like ved der Atlanterhavsveien begynner. Hustadvika er en 47

47 sterkt eksponert kyststrekning med store grunne partier utenfor holmer og skjær. Området strekker seg i en bredde på 8-10 kilometer fra kysten og omfatter partier med meter dyp i ytre deler. Området har et stort mangfold av naturtyper. Her forekommer sterkt eksponerte strender langs den småkuperte kysten med dominans av strandeng. I de mest eksponerte buktene finnes strender med fin sand og med sanddyner og sanddynevegetasjon innenfor. Det finnes også en del store langgrunner og til dels beskyttede tidevannsområder. I den sørlige halvde l av området, utenfor Bud og Hustad, er det et grunt belte på ca. 4 kilometer med mye holmer og skjær samt noen dypere renner. Plante- og dyrelivet er mangfoldig og rikt, og typisk for mangfoldet av naturtyper i et slikt eksponert kystområde Strandområder Havstranden er møtesonen mellom hav og land og utgjør et diverst økosystem med et krevende fysisk miljø. Endringene er dramatiske i strandsonen, med variasjon fra å være totalt dekket med vann til uttørking og soleksponering. Også saltinnholdet i pytter og jordsmonnet kan nå ekstreme nivåer som krever stor tilpassningsevne hos organismene som lever i et slikt område. Substratets egenskaper, bølge og vindeksponering, samt næringstilgang er viktige faktorer som påvirker vegetasjonen. Figur 4-7 Registrerte viktige strandhabitat innenfor influensområdet. Havstrand kan grupperes både etter sonering, botanisk verdi og habitat. I tabellen på neste side nevnes de viktigste havstrendene innenfor utredningsområdet fra rørledning fra feltet inn til Nyhamna. To av lokalitetene har nasjonal verneverdi. 48

48 Tabell 4-4 Oversikt over havstrender av betydning innenfor utredningsområdet til rørledninger fra Ormen Lange. Område Beskrivelse Verneverdi Guleleira Raste- og overvintringsområde for våtmarksfugl. Strandengvegetasjon Nasjonal Lauvika Artsrik havstrandsvegetasjon, salt-enger med enkelte sjeldne arter. Store gruntområder som blottlegges ved Lokal fjære sjø. Røabukta Langgrunne strandstrekninger, dels med sandstrender, dels med leire med spredte gressholmer og stein. Noe steinstrender og enkelte steder svaberg. Utenfor ligger gruntvannsområdet med en rekke holmer. Strandvegetasjonen Nasjonal er svært variert med flere sjeldne plantearter og plantesamfunn. Havstrandsområde med stor variasjon i plantesamfunnstyper. Av sjeldne arter finnes ålegresseng og Langøyvågen og Langøya småhavgresssamfunn. Regional Spesielt miljøfølsomme områder (SMO) Et spesielt miljøfølsomt område (SMO) defineres som et geografisk avgrenset område som inneholder en eller flere spesielt betydelige forekomster av naturresurser som er sårbar(e) for akutt oljeforurensning, og som i beste fall vil trenge et nærmere avgrenset tidsrom for restitusjon til et naturlig nivå etter en vesentlig skade. Avhengig av bestandskonsentrasjonene og potensialet for større tap av en bestand, er SMO ene gradert som henholdsvis internasjonale, nasjonale eller regionale SMO er. Ved identifisering av SMO er er det benyttet et referanseoljeutslipp på tonn råolje pr. døgn i 30 døgn. Videre er dette oljeutslippet definert med en utbredelse på 30 kilometer x 30 kilometer i kystnære områder. Et slikt referansesøl er svært ulikt et eventuelt uhellsutslipp av gass og kondensat fra Ormen Lange. Ved et uhellsutslipp fra Ormen Lange vil kondensatet danne et tynt flak med lette oljekomponenter på havoverflaten. Flaket vil fordampe og brytes ned før det når land. SMO`ene er derfor ikke spesielt relevant for Ormen Lange, men det er likevel valgt å presentere de nærmeste. I RKU for Norskehavet er det gitt en oppsummering av hvilke SMO er som er identifisert i analyseområdet for RKU en. Opplysningene er basert på en offisiell SMO-liste som ble publisert i 1999, ref. /4-4/, samt Havforskningsinstituttets senere foreslåtte SMO er for fisk. Tabellen nedenfor gir oversikt over SMO`er innenfor eller i nærheten av utredningsområdet til Ormen Lange, og hvilke måneder ressursene er sårbare. Det er viktig å merke at SMO`ene er etablert på bakgrunn av et tenkt oljesøl på tonn, det vil si betydelig mer utslipp enn det som vil forekomme fra Ormen Lange ved et eventuelt akutt utslipp. SOM for sildeegg og larver er mest relevant for uhellsutslipp av gass og kondensat fra Ormen Lange fordi kondensatet dispergerer lett og kan gi relativt høyt innhold av vannløselige komponenter i vannmassene. 49

49 Tabell 4-5 Oversikt over SMO`er i eller nær utredningsområdet Art Jan Feb Mar Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Des Gråstrupedykker X X X X X X X X Havhest X X X X X X X Havsule X X X X X X Toppskarv X X X X X X Siland X X X X X X Steinkobbe X X Sildeegg og larver X X 4.4 Naturressurser Marin bunnfauna I 1998 ble det gjennomført en grunnlagsundersøkelse på marin bunnfauna og sedimentkjemi på Vøringplatået. Figur 4-7 viser plassering av stasjonene i undersøkelsen i skråningen ned fra Eggakanten. Fire av stasjonene (stasjon 4, 5, 6 og 7) i undersøkelsen lå i området ved Ormen Lange feltet. Dypet varierer fra 591 meter til 1224 meter. Silt og leire dominerer på stasjonene 4, 5 og 6. På stasjon 7 var det mest sand (62 %), grus ble ikke påvist. Ingen av stasjonene viste forurensning av hydrokarboner, barytt eller tungmetaller. Generelt er det børstemark som dominerer faunaen i området. Også arter av pølseormer, slimorm og pigghuder går hyppig igjen blant de ti mest dominante artene sammen med muslinger. Artsmangfoldet var noe lavere enn på grunne områder med tilsvarende partikkel sammensetning i sedimentet. Tidligere undersøkelser i Norskehavet og Nordsjøen har bare gått ned til ca. 350 meter Koraller Det er gjennomført kartlegging av koraller i forbindelse med valg av rørtraséer fra feltet til Nyhamna og videre ut til området der eksportledningen følger Åsgård Transport. Kartleggingen gjøres for å unngå konfliktområder med planlagt rørleggingsaktivitet. Innsamling av kunnskap om korallforekomster har pågått siden 1999 i form av sammenstilling av tidligere registreringer, ny kartlegging i forbindelse med egne undersøkelser av traséalternativer og kartlegging relatert til rasproblematikk. Det har lenge vært kjent at det er korallrev og korallforekomster langs den bratte kanten av Storeggaraset og at dette kunne utgjøre en mulig konflikt ved valg av rørtraséer ut av raset. Ormen Lange prosjektet har derfor fra et tidlig tidspunkt hatt fokus på koraller og inkludert dette som en viktig problemstilling i undersøkelsesprogram og analyser. 50

50 Figur 4-8 Prøvetakningsstasjoner og dybdeprofil ved bløtbunnsundersøkelse i området rundt Ormen Lange i 1999, ref. /4-10/. Trålaktivitet har tidligere ødelagt store deler av korallforekomstene på norsk sokkel. Det er viktig at gjenværende korallrev påføres minst mulig skade fra fiskeri og petroleumsindustri. Kaldtvannskoraller Korallrev (Lophelia rev) dannes av kolonier av revdannende koralldyr (steinkoraller) som skiller ut et felles kalkskjelett av kalsiumkarbonat. De nederste delene av et rev består av døde koraller, mens de levende korallene vokser på toppen. Hver korallgren vokser opp til 10 milimeter pr. år. Revene vokser med en hastighet på omtrent 2 milimeter pr. år fordi nettverket kompakteres. Den levende delen av et korallrev kan trolig bli omkring 250 år gammel. Det tar derfor lang tid å bygge opp igjen korallrev som blir ødelagt. Korallene er rovdyr med nesleceller slik som manetene. De trives i områder med høy strøm og god tilførsel av næring. Koraller gror som regel på hardt underlag, det vil si på oppstikkende fjell, på stein eller på steinrik hard morene. Koloniene er rike biotoper der et mangfold av 51

51 dyrearterog fisk finner næringog gjemmested.korallområderer derfor ogsåfiskerike områder. Lopheliarev er særligutbredti Nord Atlanteren.De finnesoftestpå sokkeleneller øversti kontinentalskråningen.korallene trives best i vanndyp fra meter. I Trondheimsfjordenfinnes rev så grunt som på 37 meter vanndyp.mange av de kjente korallforekomstenepå norsk sokkel er påvist i forbindelsemed traséundersøkelser for oljeindustrien.det er fortsattstoremangleri kunnskapenom korallersutbredelsepå norsk sokkel,og detkrevesgodekartleggingsverktøyfor å kartleggekorallrevpåeneffektiv måte. Vern av koraller Det er fokus på koraller bådenasjonaltog internasjonalt.de senereår er flere korallrev fredetmedhjemmeli saltvannsfiskelovenog naturvernloven(trålforbud).myndighetenehar blant annetfremhevetviktighetenav koraller i Havmiljømeldingen, ref. /4-5/, Dennesier bl.a.at regjeringenvil beskyttegjenværendekorallrevi norskefarvann,og at deti løpetav 2002skal lagesen oversiktover alle kjentekorallrev i norskefarvann,samtat behovetfor ytterligere beskyttelseav korallrevene vil bli vurdert i forbindelse med den marine verneplanen. Hydro har i sitt arbeid med valg av kartleggingsmetoderog valg av rørtraséerfulgt intensjonenei eksisterendelover og regler.omfattendekartleggingsarbeidhar gitt mulighet til åleggeom traséerfor rørenefra OrmenLangefor å vernekorallrev og minimalisere konflikt med korallforekomster.hydro har lagt vekt på å ha en åpendialog med OED, Havforskningsinstituttet, Fiskeridirektoratet, Fiskeridepartementet og Miljøverndepartementeti forbindelsemedutredningog kartleggingav rørtraséerog valg av tekniske løsningeri forbindelsemed installasjonsarbeidet.hydro har også bidratt med betydelig mengderdata til Havforskningsinstituttetspågåendearbeidemed å samleinn eksisterende informasjonom koraller på norsk sokkel. Dette er arbeidhavforskningsinstituttetutfører somendel av oppfølgingenav Havmiljømeldingen. Kartleggingsmetodikk Hydro harbenyttetfølgendekartleggingsmetoder for å seetterkorallerlangsrørtraséene: Kartlegging med skrogmontert multistråle ekkolodd, sidesøkende sonar og bunnpenetrerendeekkolodd(ultrahøyoppløslig2d seismikk)for å undersøkeom detkan værekoralleri traséene. Genereringav skyggebilderfra multistråledatafor å identifiseremuligekorallformer. KartleggingmedmultistråleekkoloddmontertpåROV Video verifiseringav antattekorallforekomster Videokartleggingav valgterørtraséeri potensiellekorallområder Kartlegging med multistråleekkoloddog video i ankringsområderfor leggefartøy ved potensiellekonflikter medkorallrev(blir utført vedbehov). I tilfeller dervideoverifiseringharvist korallrev,er rørtraséenblitt flyttet. 52

52 Regional database MRDB (Marin Ressurs Data Base) databasen, ref. /4-6/, inneholder posisjoner med observasjoner av koraller. Dette er observasjoner fra fiskere og fra Havforskningsinstituttet og andre tilgjengelige kilder. Denne databasen har gitt en oversikt over områder som kan gi mulige konflikter med korallrev eller mindre korallforekomster. Ved bruk sammen med egen kartlegging har denne informasjonen vært nyttig. Figur 4-9 Kartet viser traséområder som ble undersøkt i forbindelse med vurdering av lokalisering av landanlegg. Data fra disse undersøkelsene er også benyttet til korallkartlegging. I forbindelse med valg av område for landanlegg for Ormen Lange prosjektet har Hydro undersøkt alternative rørtraséer med multistråleekkolodd. Data fra disse undersøkelsene har gitt et godt grunnlag for å vurdere hvor det kan finnes relativt store korallrev. Revenes karakteristiske form kan kjennes igjen på sjøbunnskart fra disse undersøkelsene. For å påvise koraller må det likevel gjøres videoundersøkelser. Mindre korallforekomster må kartlegges med mer høyoppløselig ekkolodd montert på ROV og med video. 53

53 Figur 4-10 Kartet viser forskjellige koralldata som har inngått i det regionale datagrunnlaget 54

54 Langsdelerav Eggakantener detgjort enkartleggingmedenbemannetubåtsomendel av et størreforskningstokt.ormenlangehar støttetdettetoktet og dermedfått tilgang til alle korallobservasjoner. Videoundersøkelseri forbindelse rasproblematikk har også påvist koraller. Denne informasjonenhar ogsåinngått i databasenog utgjør en del av kunnskapensom ligger til grunnfor trasévalgfor OrmenLangeprosjektet. Traséundersøkelser og trasévalgfra OrmenLangetil Nyhamna Traséenut av Storeggaraset er valgt ut fra følgendehovedkriterier: Minimaliserefrie spenni rasområdet Minimaliserebehovfor sjøbunnsbearbeidingog steindumping Minimaliserekonflikt medfiskeriinteresser Minimalisereeller unngåkonflikt medkorallrevog korallforekomster Unngådebrattesteskråningeneav hensyntil stabiliteten Traséener valgt i et områdederdetikke er påvistkorallforekomster,verkenpåsokkelkanten eller øversti rasetderennaturligkunneforventekorallvekst.detteer bekreftetveddetaljert ekkoloddingfra ROV og fra videoinspeksjonav de valgte rørtraséene. Videre er et større områdei denøvreraskantendetaljkartlagtog undersøktmedvideo. Rørtraséenefra raskantentil Bjørnsundetblir valgt ut fra følgendekriterier: Rørlengder/ trykkfall Minimaliseringav frie spennfor 30 rør Nedgravingav 6 MEG-rørledningerog kontrollkabel Minimalisereintervensjonsbehov Avstand mellom kontrollkabler og MEG-rørledningersom reduserersårbarhetmot sammehendelser Leggeradius Minimalisereantallkryssinger Minimaliserekonflikt medkoraller Traséeneer undersøkt med multistråle ekkolodd,sidesøkendesonarog høyoppløslig2d seismikk. Mellom raskantenog KP 33 er det ikke funnet indikasjoner på koraller av betydning.et begrensetområdeharindikasjonerpåkorallerfra sidesøkendesonarog vil bli undersøktnærmere dersomtraséenskalgågjennomdetteområdet. 55

55 Figur 4-11 Kartet viser tidligere planlagt rute (fiolett stiplet) gjennom korallrev og nye ruter der korallrev er unngått Figur D fremstilling av tidligere rørtrasé gjennom korallrev, ref Figur

56 Mellom KP 33 (benevnelse for antall kilometer ut fra Nyhamna, 33 kilometer) og Bjørnsundet er det kartlagt et korallrev med mange relativt høye koralltopper. Traséen var planlagt gjennom dette området før man var klar over forekomsten av korallrev. Etter videoundersøkelser ble det bekreftet at det var korallrev. Kartleggingen ble deretter utvidet for å finne alternative ruter. Den valgte alternative ruten er deretter undersøkt med video for å bekrefte at det ikke er konflikt med korallrev. Figur 4-13 Kartet viser rørtraséene i deler av det kystnære området. I de trange områdene med oppstikkende fjell er det kartlagt mindre korallforekomster i traséene Plankton Plankton er organismer som driver fritt med vannmassene. Planteplankton er primærprodusenten i åpent hav, og danner grunnlaget for næringstilførsel videre oppover i næringskjedene. Neste trinn i næringskjeden er dyreplankton. I Norskehavet og kysten innenfor dominerer raudåte som viktigste dyreplankton i næringskjeden, men krill er også antatt å være økologisk viktig. For øvrig har de fleste marine organismer et planktonisk stadium i løpet av livssyklusen. Eksempler på dette er fiskelarver og -egg fra flere fiskearter, samt larver fra virvelløse dyr som muslinger, rur og lignende. Grunne banker som Frøyabanken, Sklinnabanken og Haltenbanken danner spesielle strømvirvler som gjør at bankene opprettholder produktive vannmasser med nok næring og lys i store deler av året, og ikke bare om våren. Strømvirvlene fører også til at planktoniske organismer får lengre oppholdstid her enn andre steder, hvilket gjør bankene til høyproduktive områder for fisk og andre marine organismer. 57

57 4.4.4 Fisk Fisk er generelt mest sårbare for oljeforurensning på egg og larvestadiet. Derfor beskrives her kun de fiskeressursene som har gytefelt, Figur 4-14, innenfor utredningsområdet for Ormen Lange. Sårbarhet og mulige konsekvenser for fiskeegg og larver beskrives nærmere i kapittel 5. Figur 4-14 De viktigste gyteområdene for fisk utenfor Mørekysten, utredningsområdet for Ormen Lange feltet og rørledningene er skravert i grått. Norsk vårgytende sild Norsk vårgytende sild er en viktig fiskeressurs som gyter i Norskehavet. I 2002 hadde Norge en fangstkvote på tonn sild. Nesten hele kvoten fanges i norske kystfarvann. Silda bruker Norskehavet som beiteområde og gyteområde. I februar-mars gyter silda langs kysten på hard bunn med grus, sand og skjellsand. Eggene er klebrige og ligger i tykke lag på bunnen, vanligvis på meter dyp. Bankene utenfor Mørekysten og Lofoten er blant de viktigste gyteområdene. Figur 4-14 og Figur 4-15 viser at det viktigste gyteområdet for sild på Mørekysten ligger i området som blir berørt av rørledningen fra feltet til landanlegget. 58

58 Figur 4-15 Tetthet av sildelarver registrert på Havforskningsinstituttets fiskelarvetokt i april 2002, ref. /4-7/ Torsk Torskebestanden består både av den norskarktiske bestanden samt flere lokale stammer av kysttorsk. I januar starter gytevandringen mot gyteplassene i Vest-Finnmark, Troms, Lofoten og på Mørekysten. En regner at ca 90 % av den norsk arktiske bestanden gyter i Lofoten / Vesterålen området, og resten hovedsaklig utenfor Møre. Norskarktisk torsk gyter fra januar til mai, med hovedtyngden sist i mars. Gytingen skjer på meters dyp og eggene driver i øvre vannmasser. Gytebestanden er for 2003 beregnet til tonn og bestanden vurderes å være innenfor sikre rammer for bærekraftig utvikling. 59

59 Sei nordfor 62 N Seieni norskefarvann delesi to bestander;én bestandnord for 62 N og én bestandi Nordsjøen.Bestandennord for 62 N gyter på bankenefra Lofoten og sydovertil Møre.De viktigste gyteområdeneher er områdeneutenfor Mørekysten,Haltenbankenog Lofoten (Røstbanken).Hovedgytingenforegår imidlertid på stort dyp, ofte langt fra land. Det registreresderforsjeldenbetydeligemengdereggi norsksone,og larveropptreralltid i svært lavetettheter.gytingenskjerhovedsakeligi februar- marspå metersdyp. Eggog larverer pelagiskeog spresoveret stortområde.larveneklekkesetter6-15 døgn,og finnes i mai over storedelerav midtnorsksokkel.i 2001 ble bestandenav sei anslåtttil tonn.figur 4-14 viserat rørledningenfra OrmenLangetil landinfluerergyteområdetil sei utenformøre,mensomnevntgyterseienveldig spredt. Brosme Brosmeer utbredtfra De britiske øyer og Nordsjøentil Island,Barentshavetog Svalbard. Brosmenlever enkeltvis eller i småstimerover hardbunnpå dyp fra meter,men mestvanlig mellom meter.gyting skjer mellom april og augustpå Eggakanten. Det viktigstegytefeltetligger mellomisland,færøyeneog Skottland,mendenkanogsågyte langs norskekystennord til Vesterålen.Gytingenskjer pelagisk,og larvenelever pelagisk inntil bunnslåingsenhøstes. Kveite Kveita er den størsteav alle flyndrefiskene,med grå øyesideog hvit blindside.som ung finnesdenpåkystenog på relativt gruntvann,mensstorekveitervanligvisholdertil på meterdyp. Gytingenforegårpå meterdyp, i dypegroperpå havbankenlangskysten,eller i fjordene.viktige gyteområderved sidenav Norskekystener Færøyene,på ryggenmellom Grønland, Island og Skottland, i Danskestredet,Davisstredetog på New Foundlandsbankene.Det er ikke registrert noen spesiellegyteområderfor kveite innenfor eller i nærhetenav utredningsområdet til OrmenLange.Kveite er en art somer sværtfølsomfor bestandsreduksjon; dener stedbunden,harlangsomvekstog senkjønnsmodning. 60

60 Tabell 4-6 Gyteperioder for de viktigste artene i Storegga- området Art Jan Feb Mar Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Des Blåkveite x x x x x x x Blålange x x x Brosme x x x Isgalt x x x x x Kveite x x x Lange x x x Skjellbrosme x x x Sei x x Sild x x x Torsk x x x x Sjøfugl Data om fordeling av sjøfugl i utredningsområdet er hentet fra Regional konsekvensutredning for Norskehavet, som igjen bygger på Det nasjonale sjøfuglkartverket ved NINA. Viktige sjøfuglområder rundt Ormen Lange feltet er vist i Figur Figur 4-16 Viktige områder for sjøfugl, inklusiv områder for næringsssøk under hekking, innenfor utredningsområdet til Ormen Lange 61

61 Et eventuelt kondensatutslipp fra Ormen Lange ventes å ha mindre skadepotensiale på fugl og sjøpattedyr enn et eventuelt oljeutslipp. Pelagisk dykkende sjøfugl Runde som er Sør-Norges største fuglefjell ligger omtrent 80 kilometer sør for Nyhamna. Om sommeren hekker over par lunde, ca par lomvi og par alker på Runde. Aksjonsradiusen til pelagisk dykkende sjøfugl er omtrent 100 kilometer fra fuglefjellene for å jakte på føde. Om vinteren er pelagisk dykkende sjøfugl spredt fordelt på åpent hav med høyest tetthet i frontsystemer og på bankene. Pelagisk dykkende sjøfugl er kategorisert som svært sårbare for oljesøl både i sommer- og vintersesongen. Pelagisk overflatebeitende sjøfugl På Runde hekker blant annet havhest (ca par), havsule (1.200 par) og krykkje ( par). Disse artene har lav til middels sårbarhet for oljesøl og forekommer spredt på åpent hav både om vinteren og sommeren, men om sommeren er det litt høyere tetthet i områdene utenfor Runde. Pelagisk overflatebeitende sjøfugl er dyktige flyvere som stupdykker etter mat. De beiter i produktive frontsystemer og tar ofte fiskeavfall etter fiskebåter. Kystbunden fiskespisende sjøfugl Kystbunden fiskespisende sjøfugl som toppskarv og teist hekker på Runde, Frøya og store deler av Helgelandskysten. Det er ikke registrert større hekkekolonier innenfor utredningsområdet til Ormen Lange. Derimot overvintrer en del teist, gråstupedykker og islom innenfor utredningsområdet. Øyene rundt Aukra og i Sandøyområdet er viktige overvintringsplasser for disse fugleartene. Kystbunden bentisk beitende sjøfugl Sommerstid omfatter dette i hovedsak ærfugl som hekker i områder med mange små øyer og holmer. I mai/juni hekker omtrent ærfuglpar i området fra Haram til Sandøy og Aukra. Også overvintring forekommer i dette området, men det er observert færre ærfugl om vinteren ( ) enn om sommeren. Trolig trekker fuglene opp mot Smøla. I tillegg til ærfugl overvintrer omtrent 600 sjøorre i området utenfor Aukra, Sandøy og Haram. Kystbunden bentisk beitende sjøfugl er svært sårbare for oljeforurensning både i sommer og vinterhalvåret. De artene som feller vingefjærene (myter) på ettersommeren er særlig utsatt for oljesøl da de i denne perioden er flyveudyktige og derved i svært liten grad har mulighet til å unnslippe et oljesøl. Sårbarheten overfor kondensatsøl vil være lavere enn for olje. I og like utenfor utredningsområdet myter omlag ærfugl og siland Sjøpattedyr Havert og steinkobbe er de eneste selartene som har fast tilhold på norskekysten. De betegnes som kystseler fordi de er knyttet til kystsonen gjennom hele året. Steinkobbens utbredelse omfatter omtrent hele norskekysten, med spredte og fåtallige forekomster. Størstedelen av den norske steinkobbebestanden finnes i områdene fra kysten av Trøndelag og nordover. De viktigste områdene er i Sør-Trøndelag, Vesterålen og Troms. Innenfor utredningsområdet til Ormen Lange er det ikke områder med hyppig forekomst av steinkobbe, men lengre sør ved Uksnøy og Haramøy er det registrert viktige hvile - og kasteplasser for steinkobbe, se Figur Havert er også registrert i disse områdene. Havertbestanden i Norge består av ca dyr. Dette utgjør i underkant av 3% av den internasjonale havertbestanden. Et av tyngdepunktene finnes på Froøyene i Sør-Trøndelag, 62

62 ref. /4-8/, med i overkant av 1000 individer. Denne lokaliteten regnes også som den viktigste kasteplassen for havert i Norge, ref. / 4-9/. Steinkobbene er svært stedbundne og legger seg regelmessig (daglig) på land i tidevannssonen for å hvile. Arten er vanligvis stasjonær gjennom hele året, men kan foreta lokale forflytninger på inntil kilometer ut fra kjerneområdene, ref. /4-8/. Havert er i mindre grad stedbundne, og de opptrer konsentrert i bestemte områder primært i forbindelse med yngletiden (september-desember) eller hårfellingsperioden om våren. Havert kan være til sjøs sammenhengende i dager eller uker og legger seg derfor sjeldnere på land enn steinkobbene, men de er knyttet til faste hvileplasser også i denne tiden. De vanligste hvalartene i området er nise, spekkhogger, vågehval og spermhval. Vågehval er den vanligste bardehvalen langs kysten. I Norge er den utbredt fra Oslofjorden til nord for Svalbard, med de største forekomster i nordområdene. Arten vandrer nordover om våren og sørover høst/vinter. Både nise, sp7ekkhogger og vågehval følger fiskeinnsig i fjordene. Nise og spekkhogger følger spesielt sildas vandringer. Omlag 40-60% av den norske bestanden av spekkhoggere samles i Tysfjorden/Ofotfjorden på senhøsten og vinteren (oktober-januar). Figur 4-17 Kaste- og hvileområder(svart) for steinkobbe og havert. 63

63 Oteren er primært knyttet til ytre kyststrøk, hvor de lever spredt i mindre familiegrupper. Den finner føden sin i gruntvannsområder og tilbringer en stor del av tiden i fjæra. Populasjonen av oter regnes for å være mer eller mindre sammenhengende langs hele kyststrekningen fra Sogn og Fjordane og nordover, og har i dette området vært i vekst siden oteren ble totalfredet i Oterbestanden i Midt-Norge og nordover vurderes ikke lenger som sårbar. 4.5 Marin arkeologi Skipsvrak som er eldre enn 100 år er automatisk fredet i henhold til Kulturminneloven. I forbindelse med sjøbunnsundersøkelsene for rørleggingen er hensikten å få mest mulig informasjon om sjøbunnstopografien. Rørteknisk er det ikke ønskelig å føre rørene over vrak eller andre hindringer. Traséundersøkelsene har så langt ikke vist vrak som er i konflikt med traséene. Dersom man finner vrak i de fremtidige sjøbunnsundersøkelsene vil traséen tilpasses for å unngå disse. Vitenskapsmuseet i Trondheim gjør marinarkeologiske vurderinger av rørtraséen innenfor norsk territorialgrense, blant annet basert på Norsk Hydros sjøbunnsundersøkelser. Resultater forventes i løpet av høsten Storeggaraset Ormen Lange feltet ligger sentralt i rasgropa etter Storeggaskredet og nær den bratte bakkanten mot kontinentalsokkelen (Figur 4-18 og Figur 4-10). Bakkanten av skredet er omtrent 300 km lang og skredutløpet var ca 800 km. Volumet som raste ut var omkring 3000 km 3. Skredhendelsen som fant sted for ca år siden forårsaket en flodbølge eller såkalt tsunami som rammet de omkringliggende kystområdene i Norge, Storbritannia, Shetland og Færøyene. Bølgehøyden var opp til ca. 10 meter langs vestkysten av Norge og lokalt opp til ca. 25 meter på Shetland. Figur 4-18 Ormen lange feltet ligger sentralt i rasgropa fra Storeggaskredet 64

64 Figur 4-19 Oversiktskart med installasjoner, rørledninger og kontrollkabler for Ormen Lange utbyggingen. A og B er brønnrammelokasjoner for første utbyggingsfase. C og D er mulige lokasjoner for senere faser. Tallene angir planlagte årstall for installasjon. 65

65 Da OrmenLangelisensenble tildelt var kunnskapenom skredetbegrensetog detvar uklart om områdetvar stabilt.konsekvensenav skredhendelsenfor 8100år sidenog usikkerhetom fortsatt skredaktiviteti områdetkrevde omfattendeundersøkelserog analyser.følgende spørsmålmåttebesvaresfor å vurdereom detville væreforsvarligå byggeut OrmenLange feltet: Er sannsynlighetenfor nye storeog små naturligeskredfor stor til å byggeut Ormen Langefeltet? Kan OrmenLange aktiviteteneføre til uakseptabeløkning i sannsynlighetenfor nye storeskredmedfarefor flodbølger(konsekvenser for 3. part)? Kan OrmenLangeaktiviteteneføretil uakseptabel økningi sannsynlighetenfor mindre, lokaleskredsomkanmedføreskadepåinstallasjonerog rørledninger? Ormen Lange aktiviteter som måtte vurderes i forhold til skråningsstabilitetenvar installasjonsaktivitetersom oppankring,steinfyllinger og nedgravingav ledningeri bratte skråninger.i tillegg kan gassproduksjonenføre til reservoarinnsynkningog fare for undergrunnsutblåsning somogsåmåttevurderes(sefigur 4-20). Figur 4-20 Innholdogarbeidsmetodefor vurderingav skråningstabilitetograsrisko. 66

66 For å kunne besvarespørsmålom dagensstabilitet har det vært viktig å forstå hvorfor Storeggaskredetgikk for ca år siden og om vi kan ha tilsvarendeforhold i dag. Etableringav enforklaringsmodellfor detforhistoriskerasetog beregningav stabilitetentil skråningeneomkring Ormen Lange feltet har vært målsettingenefor et omfattende arbeidsprogram, somharbeståttav innsamlingog analyseav datafra: seismiskelinjer, letebrønnerog grunneboringer(<400meterdype), poretrykksmålinger, dybdekartleggingog kartleggingmedsidesøkendesonar prøvetakingfor datering For mer utfyllendebeskrivelseav arbeidsprogramet,sevedlegg3.deviktigste resultatene somhargitt grunnlagfor å trekkeenkonklusjonkanoppsummeresomfølger: Dateringi Storeggaområdet og tsunamikartleggingpå land har vist at Storeggaskredet var énstorhendelse. Kartlegging av begravdeskred har vist en sammenhengmellom istider og ras og at raseneutløsesi forbindelsemedavsmeltingeller i entidlig faseav denisfri perioden. Dagensposisjonav sokkelkantenhar vært en begrensingogsåfor skredetter tidligere istideri desiste år. Avsetningenepå sokkelenhar værtoverlagretav tykk is gjentattegangerog er derfor fasteog sværtstabile.detteer dokumentertvedgeotekniskeboringer. Geotekniskeboringerhar ogsåvist at de avsetningenesomer igjen i rasgropaer meget stabile. Omkring 3000 km 3 med ustabilesedimenterble ført ut på dyphavetda raset gikk. Kartlegging, målingerog modelleringav poretrykk har vist at rask sedimentasjonfra isenførertil høytporetykkog destabiliseringav sedimentenepåskråningenfra sokkelen og nedmot dyphavet. Høy og kraftig jordskjelvaktivitet i forbindelsemed landhevningenetter istiden har sannsynligvisutløststoreggaskredet. Beregning av skråningstabilitet basert på geotekniske boringer omkring utbyggingsområdet harvist at områdeter stabilt. Grunnlagetfor risikoanalyseer kombinasjonenav forklaringsmodell,beregningav skråningstabilitet,utløpsanalyser for rasog tsunamianalyser. Konklusjonenav dettearbeidetkansummeresomfølger: Storeggaskredet fjernet alle ustabile løsmassersentralt i rasgropa.det må en ny istid til medifylling av morenemasserover bløteleirer i rasgropafor på nytt å få enmulig ustabilsituasjoni Storeggaområdet(Figur 4-21). OrmenLangeprosjektesegneaktiviteter(utbygging,boring og produksjon)kan ikke føre til ras somkan gi konsekvenserfor tredjeparti form av en ny tsunami mot land(figur 4-21) Beregningerav skråningsstabilitetenfor de ganske bratte skråningeneomkring OrmenLangeviser en god stabilitetselv ved ekstremejordskjelv. 67

67 Detaljertevurderingerav stabiliteteni overflatelagenei den bratte skråningen opp mot Eggakantenmå verifiseresdersomdet skal leggessteinfyllinger eller gravesi denneskråningen.innsamlingav datafor å gjøredennetype vurderinger blir gjort i 2003(Figur 4-21). Storeggaskredetvar hovedsakeligén hendelsesom skjedde for ca år siden. Alderen på Storeggask redetsamsvarermed alderenpå tsunamisedimenterkartlagt på land(norge,england,skottland,shetlandog Færøyene). Resultaten er verifisertav eninternasjonalverifikasjonsgruppe. Figur 4-21 Skredkategorier for risikoanalysenog resultaterav risikoanalysen.risikoer definertsomsannsynlighet*konsekvens. En meromfattendeomtaleav Storeggaraset og arbeidetsomer gjort, er gitt i vedlegg3. 68

68 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna 5. Konsekvenser for miljø og naturressurser Dette kapittelet gir en vurdering av konsekvensene for miljø og naturressurser som følge av utslipp og fysiske inngrep knyttet til selve feltutbyggingen og rørledningene inn til land. Utslippsreduserende tiltak og konsekvensreduserende tiltak blir vurdert der dette er relevant. Som følge av at brønnstrømmen føres til landanlegget og prosesseres der vil hovedmengden av utslippene også skje der. Det er gjort rede for disse utslippene og tilhørende avbøtende tiltak i KU for landanlegget. Utslipp fra landanlegget er derfor bare kort oppsummert i denne konsekvensutredningen. Forutsetninger og prosessløsninger som ble beskrevet i KU for landanlegget er ikke endret. Utslippene fra en mulig fremtidig prekompresjonsplattform er kun gjenstand for en grov oppsummering. En nærmere vurdering av utslippsreduserende tiltak i forbindelse med denne vil først kunne gjøres i lys av de teknologiske muligheter som foreligger på beslutningstidspunktet for denne, om lag 10 år frem i tid. 5.1 Viktige miljøpolitiske føringer og krav Utslippene fra Ormen Lange må ses i lys av de miljøpolitiske føringer og krav som ligger i internasjonale forpliktelser og nasjonale målsettinger. Nedenfor er det gitt en kort oppsummering av de viktigste føringene og kravene som synes relevante. Klimagasser: Norge har gjennom Kyotoavtalen forpliktet seg til ikke å øke de nasjonale utslippene av klimagasser med mer enn 1% i perioden i forhold til 1990-nivået. Utslippene har frem til 2001 økt med 6%, og forventes å øke med ytterligere 11% i inneværende tiår, ref. /5-1/. Utslippene fra petroleumssektoren utgjør ca. 22% av de nasjonale utslippene, og tendensen er at disse øker mer enn utslippene fra øvrige sektorer. Utslippene av CO 2 fra offshorevirksomheten er pålagt en CO 2 -avgift for å stimulere til utslippsreduserende tiltak. I St.m. 25 ( ) legges det opp til at denne erstattes av kvotehandel fra 2008, forutsatt at et slikt system da er etablert innen EU. Videre legges det opp til vurdering av enkelttiltak innen petroleumssektoren når dette er mulig. Regional luftforurensning: Utslipp av NO x og NMVOC bidrar til regionale luftforurensningsproblemer der sur nedbør, dannelse av bakkenær ozon og bidrag til overgjødsling er de mest aktuelle effektene. I forbindelse med Norges tilslutning til FNs konvensjon om begrensning av grenseoverskridende luftforurensninger har Norge underskrevet blant annet Sophiaprotokollen og Gøteborg-protokollen. Sistnevnte, som foreløpig ikke har trådt i kraft, angir de strengeste kravene. 69

69 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna Gøteborgs-protokollen angir følgende: De årlige utslippene av nitrogenoksider (NO x ) skal maksimalt være tonn fra og med Frem til 2010 skal de årlige utslippene ikke overstige nivået i De samlede årlige utslippene av flyktige organiske forbindelser (NMVOC) skal snarest mulig reduseres til nivået fra 1988 og fra og med 2010 skal de årlige utslippene av NMVOC maksimalt være tonn. De årlige utslippene av NMVOC fra hele fastlandet og norsk økonomisk sone sør for 62. breddegrad skal snarest mulig reduseres med 30 prosent i forhold til nivået i For å nå disse målene må utslippene av NO x og NMVOC reduseres med henholdsvis 27% og 42% i forhold til I følge St.m. 25 ( ) vil trolig målet for NMVOC kunne nås med de tiltak som er under iverksettelse blant annet overfor bøyelasting av olje, mens ytterligere tiltak vil være nødvendig for å nå NO x -målet. Utslipp til sjø: I St.m. 25 ( ) er følgende nasjonale mål satt: Operasjonelle utslipp av olje skal ikke medføre uakseptabel helse- eller miljøskade. Risikoen for miljøskade og andre ulemper som følge av akutt forurensning skal ligge på et akseptabelt nivå. Det vises videre til tidligere stortingsmeldinger, blant annet til St.m. 12 ( ) Rent og rikt hav, der det er satt et mål om nullutslipp til sjø. Dette er nærmere presisert i St.m. 25: Miljøfarlige stoffer: Ingen utslipp, eller minimering av utslipp, av naturlig forekommende miljøgifter Ingen utslipp av tilsatte kjemikalier innen SFTs svarte kategori (i utgangspunktet forbudt å bruke og slippe ut) og SFTs røde kategori (høyt prioritert for utfasing ved substitusjon) Andre kjemiske stoffer: Ingen utslipp eller minimering av utslipp som kan føre til miljøskade av: Olje Stoffer innen SFT's gule og grønne kategori Borekaks Andre stoffer som kan føre til miljøskade IPPC-direktivet: EU-direktivet 96/61 EF om integrert forebygging og kontroll av forurensning (IPPCdirektivet) er gjennom EØS-avtalen forpliktende for Norge. Et av direktivets hovedelementer er at utslippstillatelser skal baseres på anvendelse av Best Available Techniques (BAT) og på en helhetlig vurdering av alle miljøaspekter. I direktivets artikkel 2 er BAT nærmere definert og det er gitt en oversikt over forhold som det skal tas hensyn til ved fastsettelse av BAT for ulike industrityper og for enkeltvirksomheter. Blant faktorene som man skal ta hensyn til er: Minimering av avfall, gjenvinning og resirkulering Miljøeffekter Forbruk av ressurser og energi Lokale forhold Industriell erfaring med teknologien Kost/nytteforhold Teknisk utvikling og kunnskapsstatus Sikkerhetsapekter 70

70 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna EU-kommisjonen har etablert et eget sekretariat med arbeidsgrupper som publiserer referansedokumenter om ulike industrityper og vurdering av BAT i forhold til disse, såkalte BREF-dokumenter, som er veiledende. Det foreligger en rekke BREF er som kan være relevante for Ormen Lange, og det gjøres en gjennomgang av disse for å komme frem til et grunnlag for å definere BAT for de ulike elementene av Ormen Lange utbyggingen. 5.2 Utslipp til luft Utslippskilder og -mengder De viktigste utslippene til luft i driftsfasen vil komme fra landanlegget og fra en mulig fremtidig prekompresjonsplattform. I utbyggingsfasen vil det være utslipp av eksosgasser fra drift av borerigger, leggefartøy, løftefartøy og forsyningsskip. Det er også potensielt noen utslipp til luft i forbindelse med opprensking av brønner. Figur 5-1 til Figur 5-3 viser foreløpige beregninger av utslippene av CO 2, NOx, VOC og metan fra utbygging og drift av Ormen Lange. I KU for landanlegget er det vist estimat for utslipp både til sjø og luft, samt energiforbruk ved produksjonsrate henholdsvis ved 50 og 80 MSm 3 /d. Operasjonelle utslipp knyttet til rørlegging og boring er uavhengig av produksjonsraten. 300 Utslipp av CO tonn/år Rørlegging Boring Prekompresjons plattform Fakkel på land Kjele på land Figur 5-1 Utslipp av CO 2. Utslippsprofilene er basert på RNB-2002 rapportering og kan avvike noe, blant annet relatert til boretidspunkt. Utslippene relatert til boring og rørlegging er uavhengig av produksjonsraten på landanlegget (her benyttet produksjonsrate 50 MSm 3 /d). 71

71 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna 1200 Utslipp av NOx tonn/år Rørlegging Boring Prekompresjons plattform Fakkel på land Kjele på land Figur 5-2 Utslipp av NO x. Utslippsprofilene er basert på RNB-2002 rapportering og kan avvike noe blant annet relatert til boretidspunkt. (Produksjonsrate 50 MSm 3 /d) tonn Utslipp fra lasting av kondensat 07/08 09/10 11/12 13/14 15/16 17/18 19/20 21/22 23/24 25/26 27/28 29/30 31/32 33/34 35/36 År VOC-utslipp fra lasting CH4-utslipp fra lasting Figur 5-3 Utslipp til luft av VOC og CH 4 over feltets levetid basert på en platåproduksjon på 50 millioner Sm 3 /d Utslipp fra landanlegg og prekompresjon Utslippene fra landanlegget er med det valgte konseptet redusert til et meget lavt nivå, blant annet på grunn av kraftforsyning fra nettet. Anleggene på land vil bli prosjektert for å tilfredsstille krav til BAT (Best Available Technique) i henhold til EUs direktiv om integrert forurensningskontroll (IPPC-direktivet). Dette er diskutert i konsekvensutredningen for landanlegget, og vil bli nærmere dokumentert i utslippssøknaden for dette. 72

72 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna Utslippene fra en fremtidig prekompresjonsplattform er beregnet basert på dagens teknologi, under forutsetning om produksjon av kraft ombord ved hjelp av gassturbiner. Andre løsninger kan imidlertid bli aktuelle innen prekompresjon skal realiseres: Plattformløsning med gassturbiner og dampturbin Plattformløsning med kraft fra land Undersjøisk prekompresjon med kraft fra land Hydro arbeider med utvikling av undersjøiske løsninger med sikte på at de skal være kvalifisert innen et valg må tas. Andre teknologier, som vi i dag ikke har oversikt over, kan også bli aktuelle innen en tidshorisont på om lag år Utslipp fra fartøyer under leggearbeid Drivstofforbruket fra leggefartøy er anslått til i størrelsesorden tonn totalt, som gir utslipp som angitt i Tabell 5-1. Tabell 5-1 Estimerte luftutslipp fra fartøyer ved rørlegging Utslippsfaktor (tonn/tonn diesel) Utslipp NO x 70 x tonn SO 2 2,8 x tonn CO 2 3, tonn Utslippene vil være tidsmessig begrenset og er ikke vurdert å medføre registrerbare konsekvenser lokalt eller regionalt. Avbøtende tiltak Bruk av diesel med lavt svovelinnhold planlegges vurdert og diskutert i forbindelse med leggekontrakten. En hurtig og effektiv leggeoperasjon, vil bidra til lavere dieselforbruk Utslipp fra boring Energiproduksjon. I forbindelse med boring og brønnoperasjoner for Ormen Lange benyttes innleide borerigger. Boreriggene er utstyrt med dieselmotorer. Pr. i dag er det ikke tilgjengelig borerigger med gassmotorer som kunne gitt et lavere utslipp av NO x. Valg av borerigg vil bli gjort blant følgende type rigger: Oppankret borerigg (-skip). Borerigg som ankres opp ved hjelp av ankerliner. Fartøyer benyttes under operasjonen. Ankringsoperasjon medfører en sikkerhetsrisiko som man ikke har dersom man velger bruk av dynamisk posisjonert rigg (DP-rigg). Borerigg (-skip) som benytter DP. Borerigg som holder posisjonen ved hjelp av digitale systemer (satellitter) og egen motorkraft. Flytter posisjon ved egen hjelp. Forholdsvis stort dieselforbruk. 73

73 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna Valg av borerigg vil bli vurdert ut fra flere kriterier: Helse, Miljø og Sikkerhet (HMS) Boretekniske forhold/dyp Pris Tilgjengelighet I vurderingen av helse, miljø og sikkerhetsaspekter for en gitt borerigg vil blant annet energieffektivitet / dieselforbruk vurderes, samt muligheter for en effektiv og sikker operasjon. En vil benytte interne prosedyrer som sikrer at HMS vektleggs under anbudsinnbydelse, -evaluering og kontraktstildeling. Opprenskning/testing Ved ferdigstillelsen av brønnene er boreriggen ikke knyttet til produksjonsystemet på land. Det vil si at det ikke er mulig å eksportere gassen. Hydrokarboner som produseres under opprenskningen planlegges fjernet ved brenning i en brennerbom. Opprenskningen planlegges å foregå ved å la brønnstrømmen strømme til riggen. Endelige planer for dette vil bli laget på et senere tidspunkt og vil også bli beskrevet i forbindelse med utslippssøknaden for boring. Rester av borevæske, partikler og annet materiale som ligger inne i brønnen vil følge med opp, totalt ca. 150 m³. Brønnstrømmen vil først ledes til et separasjonssystem for å skille ut væsker fra brønnstrømmen. Effektiviteten til separatoren vil kunne variere. Deretter vil brønnstrømmen bli faklet i riggens brennerbom. Varigheten er ca. 72 timer og strømningsraten pr. brønn er estimert til ca. 2 MSm³/d. Dette gir fakling av 6 MSm³ pr. brønn, som gir utslipp av ca tonn CO 2. Brønnen vil deretter bli fylt med tung saltlake og forseglet inntil produksjonen starter fra land. Det planlegges én brønntest. En brønntest kan sammenlignes med en utvidet opprenskning, men med flere rate-tester etter opprenskningen. Opprenskningsraten vil være den høyeste. En rate-test vil gi informasjon om brønnens kapasitet. Det er forventet en varighet på ca. 96 timer. Logistikk I forbindelse med boreoperasjonen vil det foregå helikoptertransport av personell og transport av utstyr med fartøy. Dersom en velger en oppankret borerigg, vil det være flere fartøy involvert i flytte- og oppankringsoperasjon. Størrelsen på riggen vil også ha betydning for hvor ofte det er behov for forsyninger og lignende. All logistikkvirksomhet vil føre til et mindre utslipp til luft. Avbøtende tiltak Ulike strategier for opprenskning av brønnene har blitt vurdert, men det er konkludert med at brønnene må strømmes mot en rigg. Arbeidet er planlagt for å definere klare krav til nødvendig opprenskning slik at varigheten av strømningsperiodene minimaliseres. Det vil være en kontinuerlig fokus på testing/opprenskning av brønnene for å minimalisere utslipp til luft. Ved valg av borerigg vil en legge kriterier til grunn som vektlegger miljø deriblant tiltak for å redusere luftutslipp. Det vil være en avveining mot andre vurderingskriterier som sikkerhetsvurderinger og tekniske og prismessige vurderinger. Det nye HMS-regelverket gir føringer for prioritering av tiltak. En stor diameter (9 5/8 ) på produksjonsrøret i de første åtte brønnene vil gi færre brønner enn det som det ellers ville vært behov for og dermed mindre utslipp. 74

74 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna 5.3 Konsekvenser av utslipp til luft Utslippene til luft som er beskrevet her omfatter både det som kommer fra feltutbygging og landanlegget. Dette er gjort for helhetens skyld, ettersom effektene av utslippene til havs ikke kan ses isolert fra utslippene fra landanlegget Globale forhold Utslippene av CO 2 fra Ormen Lange bidrar til å øke de totale menneskeskapte utslippene av CO 2, som antas å medvirke til klimaendringer. Utslipp av metan, VOC og lystgass (N 2 O) bidrar også til slike effekter, og det er beregnet ulike oppvarmingsfaktorer (GWP = Global Warming Potential) relativt til CO 2 for de ulike klimagassene. Med de forutsetninger som er satt vil utslippene av CO 2 i gjennomsnitt ligge på ca tonn pr. år i perioden Dette utgjør ca. 0,3% av de norske utslippene av CO 2 i De tilsvarende tallene for alle klimagassene omregnet til CO 2 -ekvivalenter er ca tonn/år og 0,26%. Norge har gjennom Kyotoavtalen forpliktet seg til ikke å øke de nasjonale utslippene av klimagasser med mer enn 1% i perioden i forhold til 1990-nivået. Utslippene har frem til 2001 økt med 6%, og forventes å øke med ytterligere 11% i inneværende tiår, ref. /5-1/. I konsekvensutredningen for landanlegget er det gjort rede for hvilke CO 2 -utslipp som eventuelt vil være knyttet til kraftproduksjonen for å dekke Ormen Langes behov, avhengig av kraftkilde: Vann- og vindkraft: 0 tonn/år Gasskraft tonn/år Kullkraft tonn/år Disse utslippene og de lokale utslippene av klimagasser i forbindelse med utbygging og drift av Ormen Lange er imidlertid små i forhold til de globale utslippene fra bruken av gassen. Når gassen forbrukes, vil det årlige utslippet kunne bli i størrelsesorden millioner tonn CO 2, eller nesten like mye som Norges årlige utslipp av CO 2. Ormen Lange gassen vil primært bli solgt i Storbritannia, og vil dels erstatte egen fallende gassproduksjon i Storbritannia, dels vil den kunne dekke økende etterspørsel etter gass. Uten denne gassen (eller gass fra andre nasjoner) vil Storbritannia sannsynligvis måtte øke sitt forbruk av kull for å unngå energikrise. Skulle en tilsvarende energimengde erstattes med kull i sin helhet, ville utslippene bli 2 3 ganger større. Selv om dette ikke er et økonomisk realistisk scenario, ville man med stor grad av sikkerhet få økt bruk av kull kombinert med et økonomisk tilbakeslag. 75

75 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna Regionale og lokale effekter De regionaleog lokaleeffektenekanværeknyttettil: sur nedbør, som oppstår når nitrogenoksiderog SO 2 omvandles til henholdsvis salpetersyreog svovelsyrei atmosfæren,for deretterog avsettesmed nedbør.i tillegg kan nitrogen-og svovelforbindelseravsettespå bakkenved tørravsettingnoesomogså bidrar til forsuring. Skadelige forsuringseffekter oppstår når mengden av sure komponenteroverstigernaturenståleevne. overgjødsling, somkan oppståhvis mengdenav nitrogenforbindelseroverstigerdet som økosystemenenaturlig kan motta uten at det oppstår vesentlige endringer i vegetasjonsbildetpålandeller uønsketbegroingi vassdrag. dannelseav bakkenærozon, somoppstårgjennomreaksjonermellomnitrogenoksiderog VOC under påvirkning av sollys. Høye konsentrasjonerav ozon er skadelig for menneskershelse,kanskadeplanterog redusereplanteproduksjon. lokalt høye NO 2 -konsentrasjonerkan opptre som følge av direkte påvirkning fra røykfanenfra landanlegget. Surnedbør I konsekvensutredningenfor landanleggeter det vist beregningerav lokale bidrag til sur nedbørfra landanlegget.det konkluderesmed at områdetsom er mest utsatt ikke har overskridelserav tålegrensenfor sur nedbøri dag, og heller ikke vil få det som følge av utslippenefra OrmenLangelandanlegg. NILU harogsågjort beregningerav bidragetfra enoffshore-løsningtil surnedbør,ref. /5-2/, og dette kan brukes for å vurdere bidraget fra boreaktiviteter og fra en fremtidig prekompresjonsplattform.nilu tok utgangspunkti et antattutslipp på 951 tonn NO x pr. år, somble beregnetå gi enårlig nitrogenavsetningpåmindreenn1 mg N/m 2. Detteble vurdert somlite i forhold til langtransportertbakgrunnsforurensning, sombidrar med mg N/m 2. I deflesteår vil dessutenutslippenefra offshoredelenav OrmenLangeværebetydelig lavere. Den samledeutbyggingen av Ormen Lange vurderes derfor ikke å medføre skadelige effekteri form avsurnedbør. Overgjødsling I konsekvensutredningen for landanleggeter det lokale bidragettil nitrogenavsetningerfra landanleggetsammenliknetmed tålegrensenenår man tar hensyntil bakgrunnsnivået.det konkluderesmed at områdetsom er mestutsattikke har overskridelserav tålegrensenfor nitrogentilførseli dag, og heller ikke vil få det som følge av utslippenefra landanlegget. Lokalt vil bidragetfra offshore-delenværebetydeligmindre ennbidragetfra landanlegget, slik at densamledeutbyggingenikke vil medføreskadeligeovergjødslings-effekter. Bakkenærozon Kårvatnrepresentererdennærmestemålestasjonenfor bakkenærozon.i følge NILU ble det i år 2000målt overskridelseav SFTsanbefaltegrensefor ozoni forhold til menneskershelse (100 g/m 3 somtimesmiddel) 5% av tiden.i to av seksår i perioden ble detmålt småoverskridelseravgrensenfor skaderpånyttevekster. 76

76 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna I konsekvensutredningenfor landanleggeter det vist beregningerav lokale bidrag til bakkenærozon fra landanlegget,som viser helt lokale bidrag som er mindre enn 1 g/m 3 somtimesmiddel.det konkluderesmedat et slikt bidragikke er signifikant.i NILUs rapport blir bidragenefra offshorevirksomheteni Norskehavetkarakterisertsom minimal, og OrmenLangevil bareutgjøreenliten del avdette. Lokalt høyenitrogendioksidkonsentrasjoner I konsekvensutredningen for landanleggeter detvist beregningerav lokalebidragtil NO 2 fra landanlegget.med de valgteutslippsbetingelsenekanmanlokalt få konsentrasjoneroppmot g/m 3 som timesmiddel under ugunstige spredningsforhold.dette er under halvpartenav anbefalt grense.bidraget fra offshoredelenav utbyggingenvil være helt ubetydeligi dennesammenhengen. 5.4 Utslipp til sjø Utslippskilder Det vil ikke væreregulæreutslipp til sjø fra feltinstallasjonenei driftsfasen.utslippeneav produsert vann og kjølevann vil skje fra landanlegget og er redegjort for i konsekvensutredningen for landanlegget. I forbindelse med boring av brønner, vil det bli utslipp av borekaks og boreslam. Hovedsakeligvil det bli benyttet vannbasertboreslam. Kaks og slam som ikke kan gjenbrukesvil dabli sluppetut. Der deteventueltskalbenyttesoljebasertslam,vil kaksetbli sendt til land for egnet behandling.ormen Lange er vurdert å ikke ha mulighet for reinjeksjonav kaksog slamdadetikke er egnetreservoarfor reinjeksjoni nærhetenog fordi detteer vanskeligpåstoredyp. Før oppstartav rørledningenevil det bli et utslipp over noenfå dagerav kjemikalieholdig sjøvanni forbindelsemed klargjøring og tilkobling, fortrinnsvispå feltet. Mengdeog type kjemikaliersomvil bli benyttet,er blantannetavhengigav hvor lengerørledningeneskalstå vannfylt før de blir tatt i bruk. Aktuell kjemikalieblandinginneholderlut (alternativ til biocid),fargestoffog oksygenfjerner. I kontrollsystemenefor ventilermedviderepåundervannsinstallasjonene inngårdet bruk av hydraulikkvæske.denne går i et lukket system tilbake til landanlegget,og går ikke til utslipp.man vil søkeåunngåbruk av miljøskadeligestofferi hydraulikkvæsken. En fremtidig prekompresjonsplattformvil ha noe utslipp av kjølevann og drenasjevann. Miljøkonsekvenseneav disseansessomubetydelige. Utslippsreduserende tiltak De valgteløsningeneog feltetsiboendeegenskaper innebæreri utgangspunktetsmåutslipp: Gassfeltmedlite produsertvanngir småutslippavprosessvann. Gassfeltmedsmåmengderkondensatinnebærerliten risiko for oljeforurensning. Ilandføring gir god kontroll på utslippeneav prosessvannog mulighet for effektiv rensing. Boring medvannbasertborevæskegir mindrebelastningav miljøskadeligestoffertil sjø. Lukkedehydraulikksystemerfor å unngåutslippavhydraulikkvæske. 77

77 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna Det er derfor relativt begrenset hva som ytterligere kan gjøres for å redusere utslippene, og ettersom effektene vurderes å være små, vil også nytteverdien være liten. Utslippsreduserende tiltak er diskutert videre i forbindelse med gjennomgang av de ulike utslippskildene Utslipp fra boring Planlagte utslipp til sjø er: Borekjemikalier; Borevæske og borekaks vil bli sluppet ut på havbunnen. Sement; Overskuddsement vil bli deponert på havbunnen. Kompletteringskjemikalier; Saltlake ved opprensking. BOP-hydraulikkvæske fra testing av BOP-ventil. Kloakk, sanitær- og drenasjevann. Boring Det er antatt at under normale omstendigheter kan samtlige brønner bores med vannbasert borevæske. I vurderingen av ulike typer borevæske benytter en som basis de gode erfaringene fra boringen av de tidligere brønnene på Ormen Lange. Topphullseksjonene (for 30 og 20 fôringsrør) blir boret med viskosifisert sjøvann. Borevæsken består av sjøvann tilsatt natriumkarbonat og bentonitt. Ved boring av disse to øverste seksjonene har man ikke etablert transportmulighet opp til boreinstallasjon, og kaks og slam vil derfor bli sluppet ut på havbunnen. Etter boringen av topphullseksjonene, blir borehullet fortrengt med en vannbasert borevæske med nødvendig vekt for å gi bedre hullstabilitet og boreegenskaper. For disse seksjonene bringer man kaks og slam opp til boreinstallasjonen, hvor kaks og slam så blir separert. Det gjenvunnete boreslammet blir brukt på nytt. En vil i størst mulig grad gjenbruke vannbasert borevæske, og erfaringsmessig vil gjenbruksfraksjonen av denne type borevæske være i størrelsesorden 50 %. Kakset slippes ut til sjøen. Det er pr. i dag ikke funnet behov for å lede kakset fra riggen til en bestemt posisjon på havbunnen. Ulike borevæsker er vurdert med basis i erfaringene fra tidligere boringer på Ormen Lange. Borevæsken som er anbefalt for bruk pr. i dag, Glydrill, består hovedsakelig av kjemikalier klassifisert som PLONOR. PLONOR er betegnelse på kjemikalier som antas å ha liten eller ingen effekt i marint miljø, Pose Litle Or NO Risk. Systemet består av 95 % grønne kjemikalier og 5 % gule kjemikalier i henhold til SFT's definisjoner. Dette vil bli dokumentert i forbindelse med utslippsøknaden for Ormen Lange boring. Med utgangspunkt i kjemikaliebehov og kjemikalietyper som er brukt under tidligere leteboringer på Ormen Lange feltet, er det i tabell 5-2 gitt en oversikt over kjemikaliene som forventes brukt under produksjonsboringen. Et tilsvarende borevæskesystem, men uten baritt, er planlagt brukt for boring inn i reservoaret. Oljebasert borevæske er ikke planlagt brukt. Dersom det likevel skulle bli behov for å benytte oljebasert borevæske, vil en lav-toksisk oljebasert borevæsketype benyttes. Det oljeholdige avfallet vil transporteres til egnet destruksjonsanlegg på land i henhold til SFT's krav og etablerte metoder for håndtering av denne type avfall. 78

78 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna Overskudd av vannbasert borevæske som ikke kan gjenbrukes samt borekaks assosiert med vannbasert borevæske, vil bli sluppet ut i sjøen fra riggen. Det er ikke funnet teknisk mulig med re-injeksjon fra en boreinstallasjon på større havdyp. Estimerte volumer av utboret borekaks basert på typiske brønnlengder er gitt i tabell 5-3. Tabell 5-2 Kjemikalier i borevæsken som planlegges brukt ved boringen på Ormen Lange-feltet Kjemikalie Funksjon i borevæsken Miljøklasse Glydril MC / Glykol (MEG) Leire stabilisering Akseptabel Baritt (BaSO4) Vektmateriale PLONOR ( grønt ) KCl Leire stabilisator PLONOR NaCl Hydrat inhibering PLONOR Duotec NS / Xanthan gum viskositetsøker PLONOR Trol FL / stivelse Væsketap kontroll PLONOR Celpol ESL / PAC EXLO Væsketap kontroll PLONOR Antisol FL 10 / PAC EXLO Væsketap kontroll PLONOR NaCO 3 /K 2 CO 3 ph-buffer PLONOR CaCO 3 Vektmateriale og væsketaps PLONOR kontroll Tabell 5-3 Estimerte volumer av utboret borekaks basert på en typisk brønnlengden (1500 meter horisontalt avvik) Antall brønner 24 Vanndyp (m) 850 m Seksjon Vertikal dybde målt fra Målt boret lengde Volum (m³) havoverflaten fra havoverflaten 36'' hull * '' hull * /2'' hull /4 '' hull Volum pr. brønn 531 Totalt * Brønnseksjonene bores uten stigerør med utslipp direkte til sjøen ved havbunnen 79

79 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna Tabell 5-4 Mulige sementeringskjemikalier Produkt Generisk kjemikalie Miljø klasse Hoved komponent Funksjon FP_14L Miljøbetenkelig Polydimetylsilikon Skumdemper CD_31L Miljøbetenkelig Natrium naftalen Dispergerings nulfonat middel FL_45LN Miljøbetenkelig Polyvinylpolymer Fluid loss control FL_63L Miljøbetenkelig Tannin polymer Fluid loss control MCS-J Akseptabel Butyldiglykol Overflateaktivt stoff Cement PLONOR A-3L PLONOR A-7L PLONOR CD-33L PLONOR MicroBlock PLONOR BA-10A PLONOR R-12L PLONOR R-15L PLONOR W-6 PLONOR Soda Ash PLONOR Bentonitt PLONOR Baritt PLONOR Sjøvann PLONOR Ferskvann PLONOR Sementering. Under sementeringen av topphullet blir sement tatt i retur til havbunnen. Dette medfører utslipp av et mindre volum sement. Etter boring til ønsket dyp for 26 seksjonen og før kjøring av 20 fôringsrør, blir topphullet fortrengt med tyngre væske. Denne tyngre væsken er i hovedsak det samme som viskosifisert sjøvann (se boring av topphullseksjon), men med små endringer i sammensetningen. Dette blir tatt i retur til havbunn under sementering. Totalt volum pr. brønn er estimert til 450 m³. Alle kjemikaliene som vil bli brukt under sementeringen vil være godkjent i henhold til SFT's retningslinjer. Kjemikaliene vil bli dokumentert i forbindelse med utslippsøknaden for Ormen Lange boring. Med utgangspunkt i sementeringsprosedyrer og kjemikaliebehov som under tidligere leteboringer i Ormen Lange området, er det i tabell 5-4 gitt en oversikt over sementeringskjemikaliene som mest trolig vil bli brukt under produksjonsboringen. 80

80 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna Komplettering. Saltlake med korrosjonshemmer vil bli brukt som kompletteringsvæske, det vil si NaCl, KCl og MEG (monoetylenglykol). Totalt volum pr. brønn er estimert til 700 m³. Kompletteringsvæsken vil til en viss grad bli gjenbrukt, men et overgangsvolum vil bli sluppet ut i sjøen ved opprenskning av brønnene. Gjenbruket er forventet å ligge på ca. 50 %. Det samlede volumet til sjøen for 24 brønner vil dermed bli ca m³. Alle kjemikaliene som vil bli brukt under kompletteringsoperasjoner vil være godkjent i henhold til SFT's retningslinjer. Kjemikaliene vil bli dokumentert i forbindelse med utslippssøknaden for Ormen Lange boring. Andre utslipp fra boreinstallasjon. Under boring og komplettering er det et myndighetkrav å utføre testing av BOP ventiler minst ukentlig. Denne BOP-hydraulikkvæsken vil gå til sjø fra ventilene på havbunnen. Utslippet antas å være ca. 1 m 3 pr. måned, men dette vil være avhenging av rigg. Kloakk og sanitærvann slippes gjerne direkte ut til sjø fra mobile boreinstallasjoner. Disse har vanligvis et mannskap på mann. Regnvann går normalt urenset til sjø. Drenasjevann fra maskinrom og boredekk kan inneholde hydrokarboner og vil renses før utslipp til sjø. I forbindelse med boringen vil det også bli brukt gjengefett, vannbehandlingskjemikalier og vaskemidler. Utslipp av disse vil inngå i utslippsøknaden til SFT. Avbøtende tiltak. Boreoperasjonen vil skje i tråd med prinsippene for null miljøskadelige utslipp, og det vil stilles strenge krav til valg og bruk av kjemikalier. Det vil være en kontinuerlig fokus på dette prinsippet (målet) i hele utvelgelsesprosessen inkludert valg av rigg og leverandører. Volumene som slippes ut er forholdsvis høye, men miljøfarligheten av stoffenes anses imidlertid å være lav. BOP-hydraulikkvæske er ikke valgt ennå. De tekniske, så vel som de miljømessige egenskaper vil bli vurdert i forbindelse med valg av hydraulikkolje. Det er gjennomført en studie over borevæsker som er aktuelle for boring på Ormen Lange, og det er så langt valgt en borevæske som innholder hovedsakelig grønne produkter (PLONOR) med kun 5 % gule (akseptable) produkter. Det vil være et kontinuerlig fokus på forbedring av borevæsken og valg av kjemikalier frem til borestart. Det vil bli stilt strenge krav til tungmetallinnhold i baritt eller eventuelt annet vektmateriale. Dette for å påse at nivåene av tungmetaller som slippes ut blir minimale. Det foreligger dokumentasjon på ulike typer vektmateriale, og det er ikke tatt en endelig beslutning om type vektmateriale som skal benyttes. 81

81 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna Utslipp på feltet i driftsfasen Det vil ikke være regulære utslipp til sjø på feltet i driftsfasen. Undervannsinstallasjonenes hydraulikksystem er lukket Engangsutslipp - klargjøring av rørledning for drift I forbindelse med trykktesting og klargjøring av rør vil det bli engangsutslipp. Utslippene vil bestå av vann med mindre mengder kjemikalier. Dette gjelder både rørledningene fra feltet inn til Nyhamna og eksportrørledningen via Sleipner til Storbritannia. Det vil legges vekt på å redusere kjemikalieforbruket, benytte mest mulig miljøvennlige kjemikalier og unngå miljøskadelige utslipp nær kysten. Kjemikaliekonsentrasjonen vil holdes så lav som mulig. Rørledningen fra Sleipner til Storbritannia som planlegges tatt i bruk før den øvrige gasseksportrørledningen, vil ha egen trykktesting fra Sleipner. Utslippene vil bli gjenstand for separat utslippssøknader til SFT før leggeoperasjonene starter. Typiske kjemikalier forventes å være oksygenfjerner i form av natriumbisulfitt, biocid (glutaraldehyd) og fargestoff (fluorescein). Natriumbisulfitt er klassifisert som PLONORkjemikalie, det vil si har ingen eller liten miljøeffekt. Natriumbisulfitt reagerer med oksygen i sjøvannet, til sulfat som forekommer naturlig i høye konsentrasjoner. Glutaraldehyd tilsettes for å drepe bakterier, og er følgelig akutt toksisk, men brytes ned raskt og bioakkumulerer ikke. Effekten av glutaraldhyd forsvinner derved ved fortynning. Fluorescein er omvendt et stoff med lav nedbrytningshastighet, men liten giftighet og lite potensiale for bioakkumulering. Fluorescein skal i følge SFT's kriterier prioriteres for utfasing, pga den lave nedbrytningshastigheten, men det er så langt ikke funnet egnede alternativer. Fargestoffet brukes for å kunne spore eventuelle lekkasjer under trykktestingen. Alternativer til bruk av fargestoff for å sjekke at røret er tett, er ikke identifisert. For å redusere forbruket av fargestoff, vil man søke å redusere volumet ved hjelp av f.eks plugger. Pluggen vil da skyves gjennom røret ved å presse sjøvann i bakkant. Bruk av lut (NaOH) som alternativ til biocid er vurdert som ikke aktuelt da lut kan medføre problemer på undervannsanleggets ventiler. Prosjektet arbeider med hvordan trykktesting og tømming av rørledningene skal gjøres, foreløpig oversikt over kjemikaliekonsentrasjoner er skissert i Tabell 5-5. Utslippene vil bli nærmere beskrevet i egen utslippssøknad til SFT. I henhold til vanlig praksis vil utslippstidspunkt diskuteres med Havforskningsinstituttet. Utslippet knyttet til trykktesting av ilandføringsrør planlegges å skje på feltet. Tabell 5-5 Foreløpige estimat over utslipp i forbindelse med trykktesting Rørvolum av rørledninger mellom feltet og Nyhamna (m 3 ): (to 30 ) Fargestoff; antatt 50 ppm fluorescein Oksygenfjerner; antatt 200 ppm oksygenfjerner Biocid; antatt 200 ppm biocid For tørking av rørledning vurderes bruk av salgsgass som kjøres fra Sleipner og opp til Nyhamna, ut til feltet, og så tilbake til Sleipner igjen, eller at gassen blir liggende i røret til produksjonsstart. Forut for fylling av røret med gass, kan det være aktuelt å kjøre en plugg 82

82 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna med PLONOR-kjemikaliet MEG igjennom for å gjøre en første tørking av røret. Denne glykolen vil slippes ut på feltet. Et annet alternativ til gass fra Sleipner kan være tørking med nitrogen. Som del av prosjektets planlegging av klargjøringen av rørledningene, vil også samordning med gasseksportrøret fra Nyhamna til Sleipner bli vurdert. Prosjektet ser også på hvordan MEG-rørene skal klargjøres. En mulighet kan være at rørene legges luftfylt og så fylles med MEG. Siden MEG-anlegget på landanlegget ikke er klart på dette tidspunktet, kan det medføre MEG-fylling fra båt. Det vil bli utslipp av inhibert vann. Avbøtende tiltak som vurderes. Avbøtende tiltak vil som allerede nevnt være relatert til å begrense kjemikaliebehovet, følge opp kjemikaliedosering ved fylling av rørledningene, vurdere utslippstidspunkt og sted relativt til forekomst av sårbare organismer, samt varigheten av perioden rørledningen er væskefylt. Dette må sees i sammenheng med tidsplanen for rørlegging. Bruk av plugg vil bli vurdert for å redusere mengde fargestoff. De utslippene som er angitt over i Tabell 5-5 er relatert til sjøvann. Dersom man bruker ferskvann medfører det også større mengder glykol for å hindre frysing. Miljømessig anses ikke dette som en bedre løsning enn bruk av sjøvann, og det planlegges derfor å bruke sjøvann. 5.5 Konsekvenser av utslipp til sjø Konsekvenser av utslipp til sjø fra landanlegget på Nyhamna er beskrevet i den tilhørende konsekvensutredningen. Utslipp av borekaks og vannbasert boreslam kan medføre lokale effekter på bunnfaunaen i boreområdet. Miljøkonsekvensene av utslipp av borekaks og vannbasert boreslam vil i første rekke være nedslammingseffekter. Dette er effekter som vil være lokale og forbigående Konsekvenser relatert til utslipp fra boring Kjemikalier generelt På Ormen Lange planlegges det brukt vannbasert borevæske der barytt og leire (bentonitt) utgjør de viktigste bestanddelene. De aller fleste av bore- og brønnkjemikaliene som planlegges benyttet er klassifisert av SFT som akseptable ut fra miljøhensyn (PLONORkjemikalier). Kjemikalier med uønskede miljøegenskaper benyttes bare i små mengder, og beregninger viser at influensområdene i vannmassene rundt utslippene blir meget små. Et av PLONOR-kjemikaliene som planlegges benyttet i forholdsvis store mengder er glykol (MEG), som blant annet brukes som antifrysmiddel både i bore- og produksjonsfasen. Spredningsberegninger for Ormen Lange indikerer at innenfor en avstand på ca meter fra utslippsted kan maksimale konsentrasjoner av MEG nå opp i rundt 20 milligram pr. 83

83 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna liter. Slike utslipp vil være av episodisk natur og bare finne sted under boring. Mulige effekter vil således også for MEG være avgrenset til nærområdet for brønnen. Spredning og sedimentering av borekaks og barytt: I forbindelse med Regional Konsekvensutredning (RKU) Norskehavet er det gjennomført modellberegninger for å beskrive borekaks/barytt på havbunnen, samt konsentrasjoner av baryttpartikler i vannmassene. I modellberegningene gjennomført i RKU Norskehavet ble det lagt til grunn totalt 30 brønner for Ormen Lange boret i tidsrommet frem til 2014 og fordelt på 5 områder, det vil si 6 brønner pr. lokasjon. I dag planlegges det med 4 havbunnsinstallasjoner og inntil 8 brønner pr. lokasjon. Utslipp pr. brønn som er lagt til grunn for beregningene er av samme størrelsesorden som nå planlegges. Resultater og vurderinger som fremkommer i RKU anses derfor å være representative for de planlagte produksjonsboringene på Ormen Lange, unntatt at beregningene i RKU har med 6 ekstra brønner og en ekstra lokasjon. Figur 5-4 viser beregnet sedimentering av kaks fra Ormen Lange. Beregningene inkluderer ikke effekt av resuspensjon da dette forventes kun i vanndyp grunnere enn ca. 150 meter. Spredningsmodellen som er benyttet gir et bilde av spredning og avsetning av borekaks på et regionalt nivå, og fanger ikke opp helt lokale forhold. Oppbyggingen av sediment rundt hvert enkelt borested er gitt i Figur 5-4. Beregningene er ikke gjort i detalj for nærsonen, som betyr at lagtykkelsen innenfor meter er undervurdert. I tillegg er utslippene fra toppseksjonene direkte på havbunnen ikke inkludert i beregningene. Avsetningen av disse forventes å være begrenset til typisk innenfor 100 meter fra toppen av borehullet. Figur 5-4 Kaks og barytt, Ormen Lange Barytt har gjennomgående mindre partikkeldiameter enn kaks, slik at den i mye større grad spres med strømmen mens den befinner seg i suspensjon i vannmassene. Beregnet lagtykkelse nær utslippsstedet, er vesentlig lavere enn for beregnet oppbygging av kaks. 84

84 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna Forurensning av havbunnen og påvirkning av bunndyr Fysisk nedslamming vil være et ubetydelig problem så lenge konsentrasjonen av partikler er så lav at det ikke dannes et teppe av kaks og barytt over eksisterende bunnsediment. Det er ikke etablert egne kriterier for ved hvilken lagtykkelse man kan vente effekter på bunnfaunaen. Den naturlige sedimentasjonsraten i Norskehavet er anslått til 0,01 0,02 millimeter pr. år. Til sammenligning er avsetning innenfor radius meter fra en gruppe brønner beregnet til millimeter avtagende til ca. 0,1 millimeter i avstand 2 kilometer. Det forventes ikke forurensinger i nærområdet fra hydrokarboner da Ormen Lange er et gassfelt med mindre mengder kondensat. Barytt tilsettes som vektstoff til borevæsken. Barytt inneholder en stor fraksjon av små partikler, og består av bariumsulfat og lavere konsentrasjoner av tungmetaller bundet til baryttpartikler. Innholdet av kjemiske komponenter i sedimentene i nærheten av borelokalitetene undersøkes jevnlig gjennom grunnlagsundersøkelser (planlagt for Ormen Lange 2004 og den allerede utførte grunnlagsundersøkelsen i forbindelse med Vøring i 1998), og oppfølgende regionale undersøkelser hvert 3. år. Et høyt aktivitetnivå vil bli reflektert med høye konsentrasjoner av barium. Det er kjent at strukturen i bunndyrsamfunn vil kunne bli påvirket lokalt i nærheten av et boreutslipp. Sedimentlevende organismer kan bli påvirket ved at sedimentenes fysiske og mineralske struktur endres og/eller ved at næringstilgangen påvirkes hos organismer som tar sin næring fra sedimentene. Utviklingen av bunnfauna følges opp ved overvåkingsundersøkelser hvert 3. år. De regionale undersøkelsene i Norskehavet har bare vist lokale effekter. Med mindre det har vært uhellsutslipp eller lekkasjer, har disse begrenset seg til meter fra borelokasjonene når det bare har vært utslipp av vannbasert borevæske, slik det planlegges for Ormen Lange brønnene. Sild gyter på bunnen, og det kan derfor være relevant å vurdere effekter på sild i forhold til sedimentering av boreutslipp. I kapittel 4 er det imidlertid referert til at gytingen normalt skjer på grunnere områder (40 70 meter) enn der det kan skje sedimentering. Den regionale modelleringen i RKU Norskehavet har sett på mulighet for overlapping mellom borekaks og slam fra Ormen Lange og gytefelt for sild og tilsvarende for forekomster av koraller, se Figur 5-5. Modelleringen gir sedimenttykkelse på 0,001 millimeter ved Eggakanten som er ca. 20 kilometer øst for borelokaliteten der en finner korallforekomster og tilsvarende i gyteområdet. Kombinert med de sterke strømforhold som er her, er det svært lite sannsynlig at det vil bli noen nedslamming fra boring som kan skade gyteområdene for sild eller koraller. Effekter i vannsøylen En vesentlig del av den finfordelte barytten vil bli spredt i vannsøylen. Ved siden av å holde seg i vannsøylen, forventes denne fraksjonen også å være tilgjengelig for opptak av filtrerende organismer, siden finfraksjonen også utgjør de minste partikkeldiametrene. Det er påvist effekter av barytt på filtrerende organismer ned til et konsentrasjonsnivå på 0,5 mg/l (ppm) i vannsøylen. Influensområdet for konsentrasjoner ned mot dette nivået er beregnet å kunne forekomme maksimalt ca. 15 kilometer fra utslippstedet under en boring. Utslippet vil være av episodisk natur, og bare finne sted under selve boringen. 85

85 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna Konsekvenser av andre utslipp under boring: Utslipp av personekvivalenter (PE) i åpent hav vil ikke føre til signifikante effekter. Økningen av næringsstoffer vil raskt fortynnes og omsettes i havets naturlige produksjonsprosesser. På riggen vil det også bli brukt gjengefett, BOP-væske og vaskemidler. Utslipp av disse vil inngå i utslippsøknaden til SFT. Utvelgelsen av disse kjemikaliene vil så langt som mulig ivareta kravet om null miljøskadelige utslipp. Det rapporteres årlig om flere mindre søl av hydrokarboner (olje) fra rigg-aktivitet. Det er en målsetting å unngå slike akutte utslipp. Figur 5-5 Beregninger av deponering av kaks og barytt for år 2015 sammenholdt med registrerte gyteområder for sild utenfor Møre og Midt Norge (til venstre) og med registrerte forekomster av koraller (til høyre). Forekomster av gyteområder er basert på data fra MRDB. For koraller betyr symbol U at data er basert på erfaringer fra fiskere, mens symbol V betyr at data er beskrevet i litteratur fra Statoil, Havforskningsinstituttet og fra Fiskeridirektoratet Konsekvenser ved engangs utslipp ved klargjøring av rørledninger Engangsutslipp i forbindelse med klargjøring av rørledninger kan gi lokale effekter over et begrenset tidsrom. Ved fornuftig valg av tidspunkt, sted og anordning for tømming kan risikoen reduseres kraftig. Fargestoffet som vanligvis benyttes for å teste rørledningene for lekkasje, er lite nedbrytbart, og er derfor uønsket miljømessig. Alternativer til fargestoff er 86

86 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna ikke funnet. For å redusere mengde fargestoff mest mulig, vil man vurdere bruk av plugg (pigg) for å redusere volumet rundt det mulige lekkasjepunktet. Utslippstedet ved tømming av 30 rørene og MEG-rørene vil fortrinnsvis være på feltet. Organismer som kan bli berørt i øvre vannlag inkluderer plante- og dyreplankton, inklusiv fiskeegg og larver. Gyteområdene er på bankområdene, se kap.4. Utslippet og utslippstidspunkt vil bli diskutert med Havforskningsinstituttet. I den grad man har mulighet for å unngå sårbare perioder for fiskeegg og larver, vil det vurderes. Tidligere spredningsberegninger viser rask fortynning, innenfor ca. 100 meter oppnås ca gangers fortynning. 5.6 Akutte utslipp til sjø Brønnstrømmen fra Ormen Lange består hovedsakelig av gass, samt mindre mengder kondensat. Kondensat er en tyntflytende, blank og flyktig væske som vil ha kort oppholdstid på havoverflaten før den fordamper eller blandes ned Sannsynligheten for større uhellsutslipp av kondensat fra rørledningene inn til Nyhamna vurderes som svært liten. Eventuelle utslipp vil bare kunne berøre planktoniske organismer, inkludert fiskeegg og -larver, i nærheten av utslippet og selv det svært begrenset. Eventuelle store uhellsutslipp av kondensat vil hovedsakelig kunne skje ved utblåsning, lekkasje eller uhell med tankskip. Sannsynlighet og konsekvens av uhell ved kai eller seilingsled som følge av kondensat er diskutert i KU for landanlegget. Akutt utslipp av frostvæsken glykol (MEG) kan forekomme ved brudd i rørledningene mellom landanlegget og undervannsanlegget. Sannsynlighet, varighet og konsekvens av slike hendelser vurderes som svært små, da MEG er vannløselig, lett nedbrytbar og har lav giftighet (PLONOR-kjemikalie). Eventuelle utslipp forventes i liten grad å påvirke miljøet. Operatørselskapene har en felles oljevernberedskap gjennom NOFO. NOFO har utarbeidet et nytt planverk som dekker beredskap både for hav, kyst og strand. Planen trådte i funksjon 1. juli Arbeidet med beredskapsplaner for Ormen Lange vil basere seg på denne overordnete planen supplert med egne ressurser avhengig av behov Sannsynlighet for akutte utslipp Sannsynlighet for utblåsning Sannsynlighet for utblåsning fra brønn er lav, se tabell 5-6 under: Tabell 5-6 Sannsynlighet for utblåsning, ref. /5-3/ Aktivitet Sannsynlighet Kondensatrate (Sm 3 /d) Boring 3, 87 x 10-5 pr. operasjon 846 Komplettering 1,38 x 10-4 pr. operasjon 988 Kveilerør operasjoner 8,40 x 10-5 pr. operasjon 604 Brønnoverhaling 1, 35 x 10-5 pr. operasjon

87 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna Forholdet mellom gass og kondensat (GOR) i brønnstrømmen er om lag Sm 3 /Sm 3, det vil si at det i hovedsak er gass i brønnstrømmen og at en utblåsning vil være dominert av gass med mindre mengder kondensat. Brønnene er større enn det som hittil er brukt på norsk sektor. Ved boring og drift benyttes kjent teknologi. Utblåsningsrisikoen for Ormen Lange er funnet å være lav både ved boring, komplettering og vedlikeholdsoperasjoner. Man oppnår god sikkerhet som følge av høye marginer mellom reservoarporetrykk og vekten av boreslam. Videre har man gode og pålitelige reservoardata fra de tidligere brønnene. Utblåsningsfrekvens og strømningsrater for kondensat gitt i tabell 5-6 er relatert til 9 5/8 brønner. Også ved normal drift er utblåsningsrisikoen lav, i størrelsesorden 2,4 x 10-5 pr. brønn pr. produksjonsår. Sannsynligheten for utblåsning i et høyaktivitetsår er estimert til å være i størrelsesorden 1 x 10-3, det vil si 1 utblåsning pr år Miljørisikoen er vurdert opp mot Ormen Langes akseptkriterier, ref. /5-4/, og møter akseptkriene både for enkeltoperasjon og for et høyaktivitetsår for feltet totalt. Både tekniske og organisatoriske risikoreduserende tiltak vil fortsatt bli vurdert i den videre prosessen for å redusere risikoen så langt praktisk mulig. En eventuell utblåsning antas å ha en varighet mindre enn 60 dager. Scandpower, ref. /5-3/, har estimert at det er 92% sannsynlighet for at utblåsningen varer mindre enn 40 dager. En alvorlig utblåsning vil kunne stoppes ved boring av avlastningsbrønn ved hjelp av 1 eller 2 borerigger. Sannsynligheter og konsekvenser knyttet til rørledning Utslipp av gass og kondensat fra lekkasje eller brudd på rørledning forekommer som tidligere vist svært sjelden, det vil si en sannsynlighet på om lag 1/ år pr. kilometer rørledning som tilsvarer i størrelsesorden 3 x 10-3 for 30 rør og feltinterne rør Spredning av gass og kondensat Ved et sjøbunnsutslipp av gass og kondensat er det to tenkelige scenarier; Scenario 1: Gass og kondensat stiger relativt raskt til overflaten med dannelse av oljeflak på overflaten og innblanding av de mest vannløselige hydrokarbonene i vannmassene nær overflaten. Scenario 2: Innlagring av gass i vannmassene. Kondensatet følger gass plumen, men dråpene vil stige til overflaten etter hvert og danne en tynn film på overflaten. De vannløslige hydrokarbonkomponentene vil dels blandes inn i vannmassene ved innlagringsdyp og dels frigjøres mens kondensat stiger til overflaten. Scenario 1 forekommer vanligst på dyp grunnere enn meter. Scenario 2 forventes på større dyp hvor ytre forhold som strøm og lagdeling i vannmassene virker inn på det vertikale spredningsmønsteret og er relevant for Ormen Lange. I tillegg vil det hydrostatiske trykket på store vanndyp i vesentlig grad bidra til å redusere oppdriften fra gassen i en utblåsning. Oppstigning av en gassplume med liten oppdrift kan stoppe helt opp og innlagres i lagdelte vannmasser. En plume med liten oppdrift vil også lettere bli avbøyd av horisontale strømmer i vannmassene. Figur 5-6 skisserer de to hendelsesforløpene. 88

88 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna oppstigende oljedråper Plume som kommer til overflaten Innlagret plume Figur 5-6 Dannelse av kondensat/oljeflak: Skisse av to mulige scenarier. I den regionale konsekvensutredingen for Norskehavet ble det utført modellering av gass og kondensatspredning fra et teoretisk utslipp ved sjøbunn på Ormen Lange, ref. /5-6/. Modellen Deep Blow ble benyttet med utslippsmengde 442 m 3 pr. døgn fra 1000 meters dyp. Innlagringsdypet ble beregnet til 530 meter. Det er gjennomført en rekke andre modelleringer med andre rater, gass-til olje-forhold og utslippsdyp som alle viser innlagring fra 370 meter til 580 meter, se Tabell 5-7. Tabell 5-7 Utslipp s-dyp Modellert innlagringsdyp ved forskjellige utslippsmengder av gass og kondensat og ulike utslippsdyp Utslippsrate kondensat m3/d Utslipps-rate kondensat kg/s Utslippsrate gass og kondensat kg/s Innlagringsdyp Justert for utslipp på 850 m m 3 /d 3, m 3 /d 7, Under oppstigning og etter innlagring vil kondensatdråper og eventuelt gassbobler med egenoppdrift større enn tettheten til det omliggende sjøvannet, stige til overflaten som enkeltdråper. Kondensatet vil komme svært spredt til overflaten på grunn av påvirkning av strøm i vannmassene på vei til overflaten og på grunn av variasjon i stigehastighet som følge av varierende dråpestørrelse. Stigehastigheten av kondensatdråper i sjøvann avhenger 89

89 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna hovedsakelig av oljens tetthet i forhold til sjøvannet og dråpens diameter. Ved utslipp av 442 m 3 pr. døgn ble det beregnede området med hydrokarboner i overflaten på omtrent 50 km 2, se Figur 5-7. Oljefilmtykkelsen var imidlertid svært tynn, med et gjennomsnitt på 0,6 µm. Det forventes ikke at området vil være større ved dobbelt så høy utslippsrate. Kondensat som kommer til overflaten vil danne en litt tykkere film på havflaten, men det vil fortsatt være et ekstremt tynt lag som raskt vil brytes ned. Ved modelleringen av utslipp fra 1000 meter på Ormen Lange brukte de største dråpene omlag 11 timer til overflaten, og mindre oljedråper vesentlig lengre. I løpet av slike stigetider kan en anta at det meste av de vannløselige komponentene vil lekke ut av de oppstigende oljedråpene og føres bort med strømmen i omgivelsene. De vannløselige oljekomponentene utgjør vanligvis mindre enn 10 % av den totale oljemengden. Siden utlekkingen av disse komponentene vil fordele seg over dråpenes stigehøyde vil konsentrasjonsnivået av løste oljekomponenter nedstrøms for utblåsningen være lav. Dette skyldes både fortynning som følge av horisontal og vertikal turbulent blanding i vannmassene og biologisk nedbryting. Ormen Lange Nordlig avstand, km > 0 micron Østlig avstand, km Figur 5-7 Modellert horisontalfordeling av kondensat som kommer til overflaten, ved utslipp av 442 m 3 kondensat/døgn og på 1000 meter, GOR er på Spredning av gass og kondensat fra et rørledningsbrudd på større dyp enn 400 meter vil ha tilnærmet identisk spredningsmønster som ved utslipp fra en av brønnene. Ved en rørlekkasje på grunne dyp vil all gass og kondensat stige til overflaten. I risikoanalyse for eksportrøret fra Ormen Lange, ref./5-5/, ble dette vist ved modellering av spredning fra 50 meters dyp. 90

90 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna Giftighet av kondensat og MEG Kondensat Miljørisikoanalyse for utslipp av kjemikalier/olje til sjø bygger på vurdering av beregnet konsentrasjon i miljøet (Predicted Environmental Concentration, PEC) mot konsentrasjonsgrensen for forventet ingen effekt (Predicted No Effect Concentration, PNEC) for spesifikke oljekomponenter eller for totalt hydrokarbon i vannet (løst og dispergert olje). For å vurdere giftigheten av kondensat og olje sluppet ut til sjø, er det nødvendig å ta hensyn til både løste og dispergerte forbindelser i vannmassene. I denne studien bygger grenseverdiene for akutt effekt på etablerte og validerte giftighetstester for råolje og forskjellige oljeprodukter. Ref. /5-7/ har laget en oversikt over tilgjengelige, kvalitetssikrede giftighetstester gjennomført på forskjellige oljeprodukter ,0 Invertebrat Fisk Alge , ,0 E(L)L50, mg/l 100,0 10,0 1,0 0,1 0,0 % 10,0 % 20,0 % 30,0 % 40,0 % 50,0 % 60,0 % 70,0 % 80,0 % 90,0 % 100,0 % Prosentil Figur 5-8 Rangert fordeling av giftighetstester for utvalgte oljeforbindelser (råolje, bensin, kerosin og diesel) inndelt etter hvilken organismegruppe det gjelder, ref. /5-7)/, Figur 5-8 viser giftighetsdata for alger, virveldyr og fisk rangert etter hvor høy konsentrasjon det er som gir effekt. Resultatene viser at 0,9 mg/liter er den laveste konsentrasjonen som har gitt dødelig effekt på 50% av individene. Datasettet i Figur 5-8 omfatter bensin, kerosin og diesel i tillegg til råolje. Kondensat har en sammensetning som ligner på diesel eller kerosin. Hydrokarboner er upolare narkotiske stoffer, som fungerer først og fremst ved å bedøve organismer og celler, ref. /5-9/. I praksis betyr dette at stoffene akkumuleres i 91

91 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna cellemembraner og endrer funksjonaliteten til disse. At stoffene har denne virkningsmekanismen gjør at de fleste arter vil ha samme følsomhet ovenfor slike stoffer. Noen arter er imidlertid mer følsomme enn andre. Det finnes også hydrokarboner med andre virkningsmekanismer. Blant annet fungerer fenoler som polare narkotiske stoffer, og har dermed noe annerledes effekt og variasjon. Andre eksempler er de mutagene PAH er, og potensielt hormonforstyrrende alkylfenoler. Dette er imidlertid effekter som oppstår etter langvarig eksponering av hydrokarboner. Som vist i Figur 5-8 er de giftigste oljeforbindelsene akutt giftige ned til 0,9 mg/liter WAF. Imidlertid vil ikke det utvalget av tester som er henvist til her, nødvendigvis dekke opp om alle organismer som eventuelt eksponeres for et oljeutslipp. For å beregne grense for forventet ingen akutt effekt (PNEC), benyttes derfor en sikkerhetsfaktor på 10, som gir en PNEC for akutte effekter på 90 µg hydrokarboner pr. liter (ppb). Konsentrasjoner lavere enn dette vil ikke gi negativ effekt på organismer ved akutt eksponering. I henhold til EUs retningslinjer for risikoanalyser av kjemikalier skal det for beregning av PNEC akutt benyttes en sikkerhetsfaktor fra , ref./5-10/. Den minst strenge sikkerhetsfaktoren er lagt til grunn her fordi hydrokarboner har en relativt lik toksisitets mekanisme på forskjellige organismer og fordi det ligger til grunn et stort datasett for etablering av grenseverdien. MEG MEG (monetylenglykol) vil tilsettes som hydratinhibitor til brønnstrømmen og er en fargeløs væske som løses lett i vann, men som er lite fettløselig. Den lave fettløseligheten gjør at stoffet i svært liten grad bioakkumuleres og det antas heller ikke å adsorbere til sediment. NIVA, ref. /5-12/ har gjennomført tester på biologisk nedbrytning i sjøvann. MEG ble hurtig og fullstendig nedbrutt etter at tilstrekkelige bakteriepopulasjoner var utviklet. Ved 5 grader tok det ca. 28 døgn å bygge opp bakteriepopulasjonen og en halveringstid på ca. 6 døgn. Tilsvarende tall ved 15 grader var 6 og 2,5 døgn. MEG har lav toksisitet og konsentrasjoner lavere enn 2000 mg/l gir ikke toksiske effekter på alger, plankton og fisk, ref. /5-13/. Utslipp av MEG vil kun gi kortvarige svært lokale effekter som følge av noe reduserte oksygenverdier i vannmassene. Denne effekten vil være marginal i en åpen resipient som utenfor Aukra og i åpent hav Konsekvenser av akutte utslipp Konsekvenser av utblåsning Modellering med utslippsrate 442 m 3 pr. døgn viser hydrokarbonkonsentrasjon på 0,7 ppm i gass / kondensat plumen ved innlagring i horisontal avstand 200 meter fra utslippspunktet. Utblåsningsraten som er beregnet for 9 5/8" brønner er dobbelt så høy som denne raten (tabell 5-6), som kan bety hydrokarbonkonsentrasjon på ca. 1 ppm ved innlagring for den aktuelle utblåsningsraten. Ved dobling av utslippsmengdene, øker utslippshastigheten av gass/kondensat og mer sjøvann blandes inn i plumen, og det vil dermed bli en høyere fortynning slik at hydrokarbonkonsentrasjonen ved innlagring ikke dobles. Sammenligning med PNEC-verdien på 0,09 ppm viser at marine organismer som kommer i kontakt med plumen vil kunne skades. Innenfor influensområdet til Ormen Lange er det sildelarver som er mest sensitive for et uhellsutslipp. Sildelarvene forekommer i de øverste 50 meter av vannsøylen, mens plumen innlagres på 370 meter og dypere. Riktignok vil kondensatdråpene stige, men lang stigetid til overflaten (11 timer og mer) gjør at mye av de 92

92 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna vannløselige komponentene vil ha gått i løsning før dråpene når øvre vannlag. I tillegg vil adveksjon og diffusjon ha ført til stor spredning og fortynning, slik at resterende konsentrasjon i de øverste 50 meterne av vannmassene vil være lav. Figur 5-9 Spredningsbilde av kondensat. Plumen starter på sjøbunn og innlagres på 370 meter. Kondensatet kommer spredt til overflaten over et område på ca. 50 km 2 (sortprikkede område). Figur 5-9 viser overlapping mellom influensområdet for kondensat ved en utblåsning på Ormen Lange feltet og forekomst av sildelarver i april. Forekomsten er gjennomsnitt av registrerte larver i 1999 og Dette viser at svært liten andel av sildelarvene vil influeres av et uhellsutslipp fra Ormen Lange feltet. Dette samsvarer med tidligere miljørisikoanalyser, ref. /5-8/, som beregnet at kun 1% av sildelarvene som gyter på Mørekysten vil påvirkes av en eventuell utblåsning fra Ormen Lange. I den regionale konsekvensutredningen for Norskehavet ble det konkludert at risikoen for skade på sildelarver ved et uhellsutslipp fra Ormen Lenge var i kategorien liten, ref. / 5-6/. Konsekvenser ved feil på rørledning Utslippsmengden av kondensat er i verste fall 87 m 3, hvilket tilsvarer omtrent 69 tonn. Kondensatet vil stige til overflaten og spres som en tynn film som raskt fordamper og blandes ned i vannmassene. I konsekvensutredningen for landanlegget ble det modellert et overflateutslipp av 7000 tonn kondensat nær kysten, ref. /5-13/. Konsekvensene av et slikt utslipp i forhold til fiskeegg og fiskelarver, samt akvakultur ble vurdert som små. Kondensatvolumet ved utslipp fra rørledningene vil kun være 1% av volumet benyttet i konsekvensutredningen for landanlegget. Det er derfor klart at miljøkonsekvensene fra et slikt utslipp vil være svært små. En lav sannsynlighet for uhellsutslipp kombinert med lave miljøkonsekvenser betyr at miljørisikoen for uhellsutslipp fra gass/kondensatrørledningene fra Ormen Lange til land er svært liten. 93

93 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna Lekkasjedeteksjon MEG- og brønnstrømsrørledninger planlegges å ha lekkasjedeteksjon i form av trykk- og mengdemålere. I forbindelse med brønnrammene vil det bli installert sensorer for lekkasjeovervåkning. Disse vil supplere konvensjonell lekkasjedeteksjon som baseres på overvåkning av uforutsette endringer i strømningsrate eller trykk. I tillegg planlegges visuell inspeksjon med ROV. Arbeidet med lekkasjedeteksjon er en del av den pågående prosjekteringen. 5.7 Beredskapstiltak Generelt Konvensjonelt oljevernsutstyr som lenser og skimmere vil normalt ikke fungere til oppsamling av kondensat. Kondensat består hovedsaklig av flyktige lett vannløslige hydrokarboner som ikke danner stabile emulsjoner og som fordamper etter kort tid på havflaten I RKU for Norskehavet beregnet SINTEF at gjennomsnittlig filmtykkelse på kondensat ved utblåsning på Ormen Lange ville være 0,6µm på grunn av undervannsutblåsning og stort vanndyp. Dette er svært tynt og ikke mulig å samle opp med lenser og skimmere. Anvendelse av kjemisk dispergeringsmiddel for å fjerne kondensat fra overflaten vurderes som lite hensiktmessig, da det er liten sannsynlighet for at kondensatfilmen vil skade overflatelevende miljøressurser. Skadepotensialet vil være størst på vannlevende organismer, som betyr at det er mest hensiktsmessig å la kondensat på overflaten forvitre naturlig. Beredskapsplan Ormen Lange Basert på miljørisikoanalyse og beredskapsanalyse, ble det utarbeidet beredskapsplan mot akutt forurensning i forbindelse med leteboring på Ormen Lange i Planen er sannsynligvis også relevant for kommende periode med produksjonsboring, forutsatt at kondensatet på Ormen Lange har egenskaper som ikke avviker for mye fra Kristinkondensatet som ble lagt til grunn for analysene. Ettersom utstrømningsraten for kondensat ved en utblåsning på Ormen Lange vil være lav, eventuell utblåsning vil skje på havbunnen, og fordi kondensatet fordamper relativt raskt, vil det bare dannes et tynt flak på havoverflaten med liten utstrekning. Flaket vil ikke kunne nå inn til land. Beredskapsstrategien som er lagt til grunn så langt er derfor: ikke behov for fartøy med lenser på feltet mobilisering av ett NOFO system for mekanisk opptak innen 24 timer overvåking av drift og spredning etterkantundersøkelse 94

94 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna I forbindelse med leteboring ble det ikke identifisert behov for oppsamling i kystsone, beskyttelse av kystnære miljøressurser, bekjempelse i strand/tidevannssone eller strandsanering. Det ble heller ikke identifisert behov for løsninger som går ut over det som allerede er etablert gjennom NOFOs regionale beredskapsplan. Overvåking fra helikopter er sikret gjennom egne avtaler mellom NOFO og Helikopterservice. NOFO har også inngått avtaler med Havforskningsinstituttet/SINTEF om kartlegging av skader etter et akutt oljeutslipp i henhold til SFTs veiledning om etterkantundersøkelser. Beredskapsplanen vil bli oppdatert i forbindelse med den forestående produksjonsboringen. 5.8 Avfall Fra undervannsanleggene vil det normalt ikke være noe avfall i driftsfasen. Kun i forbindelse med boring vil det bli en periode med boreavfall (utslipp av borekaks fra boring med vannbasert slam). Ved bruk av vannbasert boreslam vil dette slippes ut til sjø. Dersom det oppstår behov for å benytte oljebasert borevæske vil kaks og slam tas til land for behandling og deponering. Det foreligger ikke planer om bruk av oljebasert slam i dag. Annet avfall vil være fra daglig drift fra borerigg og leggefartøy (matavfall, emballasje etc). Som nevnt i KU for landanlegget vil det her være noe prosessavfall og eventuelt slam fra renseanlegg og korrosjonsprodukter i rørledningene. 5.9 Konsekvenser ved installasjon og legging av rørledninger Legging av rørledninger kan ha konsekvenser for naturressursene på sjøbunnen. De planlagte rørledningene til og fra land passerer ikke gjennom områder som myndighetene vurderer i forbindelse med forslag til marin verneplan og marin verneområder. For nærmere informasjon om myndighetenes arbeid med marin verneplan se ref. /5-1/. Ormen Lange prosjektet har basert på kjente foreliggende data og egne observasjoner fra sjøbunnskartlegging merket av på kart hvor korallforekomster kan være i forhold til planlagte installasjoner og rør Landfall ved Nyhamna brukerinteresser i strandsonen Landfall skjer innenfor det regulerte området på Nyhamna og vil derfor ikke berøre brukerinteressene i strandsonen. Når rørene trekkes inn på Nyhamna skjer det i perioden for anleggsarbeid på Nyhamna hvor det forventes å være adgangsrestriksjoner. Som nevnt i KU for landanlegget og i reguleringsplanene for Nyhamna, vil det være restriksjoner innenfor sikringsfeltet. Som vist i KU for landanlegg er det akvakulturanlegg mellom Eikremsbukta og Hogsneset samt at det er en konsesjon som ikke er i drift utenfor Sæter. Avstanden til disse er om lag 3 kilometer. Akvakulturanlegg er ikke vurdert å bli berørt som følge av ilandføringsrørene. Steinplastring ved landfall vil bli synlig og bukten vil endre seg sammen med det øvrige industrianlegget. 95

95 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna Avbøtende tiltak: Aktivitetene i strandsonen planlegges å være innenfor reguleringsområdet på Nyhamna Effekt på marin biologi ved landfall og langs rørledning Flora og fauna på sjøbunnen der rør og tilhørende steinplastring utføres vil bli endret. Etter en tid vil det skje gjenvekst med hardbunnsorganismer. Avbøtende tiltak som vurderes: Optimalisere behov for sjøbunnsintervensjon Effekt på koraller Ormen Lange prosjektet har arbeidet med å legge rør rundt korallrev og større korallområder for å redusere konsekvensen av grøfting, rørlegging og steindumping, se kap.4. I områdene omkring Bjørnsundet er det oppstikkende fjell og morene som har områder med spredt korallvekst og mindre korallrev. Disse korallforekomstene er så små at de ikke kan kartlegges selv med høyoppløselig multistråle ekkolodd montert på ROV. Videoinspeksjon viser likevel at det er en del koraller her og i dette området vil det være vanskelig å unngå konflikt med små koraller under rørlegging. Rørleggingen og plassering av rørstøtter vil kunne ødelegge enkelte koraller, men dette regnes som et mindre inngrep i forhold til de påviste forekomstene av koraller og at man legger rørene rundt de store korallforekomstene. De store ledningene vil bli installert med ankerbasert leggefartøy eller alternativt med DPfartøy dersom dette er tilgjengelig og kommersielt akseptabelt. Ankerliner fra leggefartøy vil ha bunnkontakt nær ankeret og sjøbunnen kan bli påvirket i en begrenset sektor nær ankeret etter hvert som leggefartøyet trekker seg fremover ved hjelp av ankerlinene. Konflikt med korallforekomster planlegges begrenses ved kartlegging av ankertraséen og planlegging av ankerposisjoner. I spesielle tilfeller kan to tre av de tolv ankerlinene holdes av slepebåter eller man kan feste oppdriftsbøyer til ankerlinene for å hindre bunnkontakt, se Figur 3-9. De nødvendige tiltak for å begrense skade på korallforekomster vil bli planlagt i samarbeid med leggekontraktor når kontraktene for installasjon av ledninger er tildelt. Avbøtende tiltak: Avbøtende tiltak som planlegges nærmere vurdert er relatert til sjøbunnsundersøkelser og trasé-optimalisering, vurdering av leggemetodikk for å minimalisere påvirkning samt inspeksjon av rørtraséer etter legging. 96

96 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna Marin arkeologi Ormen Lange prosjektet har utført undersøkelser av bunnforholdene på feltet og langs aktuelle rørstrekninger. Det er så langt ikke gjort funn av skipsvrak som vil kunne skades som følge av rørledningene eller undervannsinstallasjonene. Avbøtende tiltak: Avbøtende tiltak vil være relatert til utført og pågående arbeid med kartlegging av sjøbunnen og tilhørende trasé-vurdering Konsekvenser av rørlegging med hensyn på skipstrafikk I forbindelse med rørlegging ut fra Nyhamna vil man for hvert rør bruke ca. 1-2 dager for inntrekking. I denne perioden vil det kunne være et stort arealbeslag på tvers av fjorden. I dette området rett utenfor Nyhamna der inntrekking skjer samt i området mellom Harøysundlykten og Oddane, hvor det er mye skjær og holmer, må nyttetrafikken (hurtigruten, cruisetrafikk om sommeren, skipsanløp til Hustad Marmor med mer) vise særlig aktsomhet og det kan bli aktuelt å gå alternativ led. Noen av disse båtene kan da gå bileden, mens andre må gå alternativ hovedled. Bruk av alternative leder er foreløpig diskutert med Kystverket og vil bli videre diskutert når man har valgt leggekontraktor. Behov for vaktskip, los / kjentmann, kontakt med fiskerikyndig og så videre, vil bli nærmere vurdert. Figur 5-10 Oversikt over hovedleder (rødt) og bileder (blått) (skraverte grønne firkanter: ankringsplasser) 97

97 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna Figur 5-10 viser hovedleder og bileder, mens Tabell 5-8 viser skipstrafikken i området. Konsekvensene for mindre fritidsbåter forventes å være begrenset. Leggefartøyet har ikke mulighet for å unnvike annen trafikk. Tabell 5-8 Skipstrafikk i området Rute Beskrivelse Skip pr. år Buadjupet - Elnesvågen Store skip til Hustad Marmor fra Brønnøysund. 200 Buadjupet - Julsundet Kystekspressen og cruise skip 740 Buadjupet - Nyhamna Kondensattankere til / fra Nyhamna 100 Bud - Bjørnsund En liten ferje / taxi båt (kun fra 15. mars til 1. november) Leggehastigheten forventes å være ca. 1 kilometer pr. dag. Varigheten av å legge tre rør (to 30 rør og ett 42 rør) i de første 33 kilometerne ut fra Nyhamna vil være ca dager i Dersom man bruker et ankerbasert leggefartøy vil utstrekningen av leggeoperasjonen som følge av ankerkjettingene være større enn ved bruk av dynamisk posisjonert leggefartøy. Utstrekningen av en ankerkjetting er ca. 1,6 1,7 kilometer, dvs ca. 3,2 kilometer når ankerkjettingene på begge sider er i bruk. I trange områder kan det ved bruk av ankerbasert leggefartøy, bli aktuelt å ha faste ankringspunkt på land. Tilsvarende kan en mindre del av denne skipsleden bli sperret i et kort tidsrom ved legging av de små rørledningene i år 2006 og muligens også i Rørledningene vil også krysse indre og ytre seilingsled. Sjøbunnspreparering og legging av rørledningene vil trolig skje i perioden april - september. Sjøbunnspreparering ventes ikke å være til hinder for nyttetrafikken. Tidspunkt for legging er lite fleksibelt da det er omfattende installasjonsarbeid som skal utføres og det er begrenset tilgang på leggefartøyer. 98

98 6. Konsekvenser for fiskerinæringen Vurderingene av konsekvensene for fiskerinæringen er hovedsakelig basert på utførte studier for Ormen Lange, ref. /6-1, 6-2/. Ormen Lange prosjektet har gjort vurderinger av fiskeri bl.a. basert på offentlig fiskeristatistikk samt direkte kontakt med representanter for fiskerinæringen. Resultater fra dette arbeidet er også blitt gjort kjent for fiskerimyndighetene og fiskeriinteressene. Overordnet vurdering av de fiskerimessige konsekvensene Hovedutfordringen i forhold til fiskeriene vil være knyttet til frie spenn på den 22 kilometer lange rørstrekningen fra feltet og opp Eggakanten. Den planlagte traséen er valgt i samråd med lokale fiskere, og krysser Eggakanten i områder der det i dag drives lite trålfiske. Omfang av frie spenn er størst fra 600 meters dyp og nedover i områder der det i dag ikke drives fiske med bunntrål. Ormen Lange prosjektet har prioritert arbeidet med å redusere omfang av frie spenn på rørledningene på områder grunnere enn 500 meter der det drives trålfiske. Videre inn mot land vil rørledningene gå gjennom områder der det drives et til dels omfattende konsumtrålfiske. Valg av trasé og ilandføringssted har tatt hensyn til dette. I følge synspunkter fremkommet i drøftinger med berørte fiskere ventes rørledningene ikke å medføre fangsttap eller vesentlige operasjonelle ulemper. I et lokalt reketrålfelt som krysses nær land vil en sammen med lokale fiskere søke å utforme tiltak for å redusere ulemper ved overtråling. Områder som i dag er viktige for industritrålfisket berøres ikke. I forbindelse med legging av rør vil det være et midlertidig arealbeslag. Leggehastighet kan være om lag 1-3 kilometer pr. døgn avhengig av type rør, sjøbunn og hvor men er på traséen. Leggefartøy kan enten være dynamisk posisjonert eller ankerdrevet. Utstrekningen av hver av ankerkjettingene på et ankerdrevet fartøy kan være om lag 1,6 1,7 kilometer. En fremtidig prekompresjonsenhet (undervannsinstallasjon eller plattform) er ikke vurdert å gi noe arealbeslag forutsatt at dagens fangstmønster fortsetter, siden det ikke drives trålaktivitet på utbyggingsområdet. 6.1 Fiskeriene i berørt område Viktige fangstperioder utenfor Midt-Norge Kyst- og bankområdene utenfor Møre og Romsdal er et av de mest produktive havområdene på norsk sokkel. Av kommersielt viktige fiskeslag som gyter i dette området kan nevnes torsk, hyse, sei, sild og uer. Fiskeriaktiviteten i de ulike områdene er skjematisk fremstilt i Figur 6-1, Figur 6-2 og Figur 6-3. Norskehavet er et fiskerikt område, men i de dype områdene ved Ormen Lange feltet er det bare blåkveite som i dag er av kommersiell interesse. På grunn av den svake bestandssituasjonen har det i senere år bare vært tillatt å fiske blåkveite med konvensjonelle redskaper noen få uker om sommeren. Trålfiske etter blåkveite er bare tillatt som bifangst. I området langs rørledningstraséene foregår konsumtrålfiske, industritrålfiske og reketråling. 99

99 Figur 6-1 Konsum- og industritrålfelt utenfor Møre basert på informasjon innhentet i møter med lokale fiskere. Figur 6-2 Data fra Fiskeridirektoratets satellittsporing av trålere august 2000 november 2001 bearbeidet av Norsk Hydro. 100

100 I havområdene foregår det et omfattende fiske både med trål, ringnot og konvensjonelle (passive) redskaper som garn og line. Det er et betydelig mer variert fiske med hensyn til både fiskeslag og redskapstyper enn i Nordsjøen, der de viktigste fiskeriene foregår med trål og ringnot. Vurdert ut fra fangstverdi er områdene utenfor Møre blant de viktigste fiskeriområdene på norsk sokkel. Konsumtrålfisket i Eggaskråningen foregår spredt over året, uten noe regelmessig mønster med hensyn til viktigste fangsperioder. Den mest intensive seitrålingen på bankområdene foregår i hovedsak i periodene april mars i tilknytning til gytingen, og på høsten (august september). Industritrålfisket etter øyepål og kolmule har høyest aktivitet i månedene november februar. Fra midten av mai og ut juli tråles det etter tobis og kolmule. Linefisket i området foregår i dag i hovedsak med autolinefartøyer både i Eggaskråningen og på bankområdene. Fisket foregår over hele året, og er mindre konsentrert enn det tradisjonelle fisket med faststående redskaper. Ringnotfisket etter sild er mest intensivt på bankområdene i mars april i forbindelse med fiskens gyting. Tilsvarende foregår det ofte et makrellfiske på bankområdene i august. Disse fiskeriene er lite stedbundne. Garnfisket er mest omfattende i perioden februar juni. Det mest intensive garnfisket i Eggaskråningen foregår etter lange i månedene april mai. Omkring juni foregår det et intensivt garnfiske etter blåkveite i Eggaskråningen Innhenting av informasjon om fisket i berørt område Etter at leggearbeidet er avsluttet vil nye rørledninger ikke være til hinder for fiske med ringnot, flytetrål eller fiske med passive redskaper som garn og line. I arbeidet med konsekvensutredningen er det derfor lagt vekt på å få frem informasjon om trålfisket som foregår i områder som kan bli berørt av utbyggingen. Det foreligger tre dokumentasjonsrapporter om trålfisket i disse områdene, ref. /6-1, 6-2, 6-4/. For å få frem et oppdatert bilde av omfanget av fisket utenfor Møre er det innhentet fiskeristatistikk for perioden fra Fiskeridirektoratet. Fiskeristatistikken er altfor grovmasket til å gi et godt bilde av hvor fisket faktisk finner sted. For å få frem oppdatert informasjon om dette er det holdt en rekke møter med berørte fiskere og fiskerorganisasjoner. Informasjon om utenlandsk fiske i området er innhentet fra Kystvakten. Med hensyn til fastlegging av viktige områder for trålfiske kunne en for første gang benytte materiale fra Fiskeridirektoratets satellittsporing av større fiskefartøyer. Ordningen med satellittsporing av fiskefartøyer over 24 meter lengde ble iverksatt 1. juli Det understrekes at materialet som presenteres fra satellittsporingen bare dekker en periode på seksten måneder. I denne perioden var fisket mindre enn det som er vanlig i det kartlagte området. Dette er det tatt hensyn til ved bruk av materialet. 101

101 6.1.3 Fangst i berørt område Havområdene utenfor Møre og Romsdal som kan bli berørt av at utbyggingen av Ormen Lange ligger innenfor fiskeristatistikkens hovedområde 07, som dekker kyst- og bankområder øst for 3ºØ og mellom 62ºN og 64ºN. Fiskeristatistikken er mest detaljert når det gjelder trål- og ringnotfiske. Her finnes det statistikk på lokasjonsnivå, der en lokasjon tilsvarer seks oljeblokker. For fiske med andre redskapstyper som garn og line foreligger det som hovedregel ikke fangststatistikk med denne detaljeringsgraden. Fangsten med disse redskapene er bare registrert på hovedområder. Tabell 6-1 viser fordelingen av trålfangster utenfor Møre i årene fordelt på fiskeslag. Det fremgår at fangstene i det aktuelle havområdet midt på 1990-tallet var mer enn fire ganger større enn i Sei, torsk, hyse og uer er de viktigste fiskeslagene gjennom hele perioden til tross for store variasjoner i fangstene. Utviklingen i trålfisket utenfor Møre må ses i sammenheng med bestandsutvikling og kvotefordeling for fiskeslag som er viktige for trålfisket nord for 62ºN. En del av trålfangstene tas på forholdsvis store dyp. Dette gjelder blant annet uer, vassild (stavsild) og blåkveite. Bestandssituasjonen for blåkveite har vært dårlig i flere år. Direkte trålfiske etter blåkveite har vært forbudt i flere år, men mindre kvanta blåkveite er tillatt som bifangst i andre trålfangster. Dette innebærer trolig at trålingen på store dyp har vært mindre enn det den ville vært med en gunstigere bestandsituasjon. I Norskehavet har bare fartøy mindre enn 28 meter lov å fiske blåkveite med konvensjonelle redskaper som garn og line i deler av året. I 2002 var fisket avgrenset til perioden 10. juni - 7. juli. I Eggakanten utenfor Møre foregår linefisket ned til 1000 meters dyp. Tabell 6-1 Viktigste fiskeslag i trålfiske utenfor Møre i (hovedområde 07). Fangst i tonn. Fiskeslag med mindre enn 100 tonn samlet i perioden inngår i Annet/uspesifisert. Kilde: Fiskeridirektoratet. Fiskeslag Torsk Hyse Sei Lyr Hvitting Lange Lysing Blåkveite Brosme Uer Vassild Annet/usp Totalt Forholdstall 1,52 2,17 3,78 3,54 4,37 4,20 2,67 1,50 1,18 1,03 1,00 Ved vurdering av omfanget av fisket i områder som berøres av Ormen Lange-utbyggingen kan det ikke legges ensidig vekt på fisket de siste årene. Dette gjelder særlig ved bruk av satellittsporingsdata. Det er imidlertid ofte naturgitte forhold som bestemmer hvor fisken tas; temperatur, havdybde, strøm- og bunnforhold med videre. Slike faktorer er forholdsvis 102

102 stabile over tid, og det betyr at fangstfeltene for de ulike arter er noenlunde stabile selv om bestandssituasjonen endres. Utvikling av fiske på store dyp: Fra tidligere møter med representanter for fiskerne er det vist til at en i dag ikke har mulighet for å si noe om fremtidig fiske på større dyp enn meter. Dette avhenger av forhold som ressurssituasjonen, fangstteknologi og markedsmuligheter. Blåkveite fiskes i hovedsak i områder med en temperatur på rundt +2 C. Det utelukkes ikke at det i fremtiden tråles etter blåkveite ned til 700 meter., temperaturen her er imidlertid lavere enn +2 C (Kap.4, Figur 4-3). Andre aktuelle dypvannsarter er isgalt og skolest. De viktigste stedene for linefiske etter blåkveite ligger i dag nord for Ormen Lange Trålfeltene utenfor Møre Det tråles nærmest overalt utenfor 4-milsgrensen ved Møre. Konsumtrålerne har ikke lov til å fiske innenfor 4-milsgrensen, mens industritrålerne ikke får fiske innenfor 12-milsgrensen. En samlet fremstilling av konsum- og industritrålfelt utenfor Møre basert på informasjon fra fiskerne er gitt i Figur 6-1. Av dette kartet fremgår det også hvor en finner de viktigste konsumtrålfeltene. En sammenstilling av resultater fra satellittsporingen av trålere i området i perioden august 2000 november 2001 er presentert i Figur 6-2. Konsumtrålfisket i Eggakanten Den anbefalte ruten for en rørledningstrasé opp Eggaskråningen ligger innenfor den trålfrie sonen på Storegga, jf Figur 6-1 og Figur 6-2. Forbudet mot trålfiske er avgrenset til å gjelde trålere med største lengde over 35 meter (112 fot) eller med en bruttotonnasje over 400 BRT. Mindre trålere kan fiske innenfor sonen. I følge fiskerne er tråleraktiviteten i Eggaskråningen minst i området mellom 63º22 N og 63º26 N, og dette bekreftes av resultatene fra satellittsporingen. Rørledningene fra Ormen Lange planlegges å krysse Eggaskråningen i dette området. I følge fiskerne tråles det ned til 500 meters dyp i det aktuelle området. Det drives i dag ikke trålfiske på så store dyp som det en finner omkring selve Ormen Lange-feltet og undervannsinstallasjonene. Industritrålfeltene Industritrålfeltene i området ligger i Onadjupet og i Hola (renna øst vest, om lag 63º10 N - 63º30 N). Industritrålingen i Hola foregår i hovedsak fra 220 meters dyp og dypere. Industritråling foregår bare utenfor 12-mils grensen. Trålfiske mellom 4-milsgrensen og grunnlinjen Trålfisket mellom 4-milsgrensen og grunnlinjen er avgrenset til krepsetråling med små fartøyer. Dette fisket er ikke kartfestet, men finner i hovedsak sted i områder med leirbunn på meters dyp. Det drives også noe snurrevadfiske innenfor de samme områdene. Trålfiske innenfor grunnlinjen Innenfor grunnlinjen drives det reketrålfiske med små fartøyer. Dette er et lokalt fiske, og fartøyene driver vekselvis på de ulike feltene. Avgrensningen av disse feltene er vist i Figur 6-3 på neste side. På det avmerkede reketrålfeltet like utenfor landfall er det dumpet flere gamle fiskefartøyer. I praksis medfører dette at feltet ikke kan utnyttes i reketrålfisket i dag. 103

103 Figur 6-3 Kystfiske innenfor grunnlinja basert på informasjon fra lokale fiskere. Reketrålfeltene er angitt med gul farge. 6.2 Erfaringer med overtråling av rørledninger og steinfyllinger Gjennomførte trålforsøk Det er gjennomført flere forsøk i regi av Havforskningsinstituttet med flere med overtråling av større rørledninger. De siste forsøkene ble gjennomført på jevn sandbunn i Resultatene fra forsøkene viste at ulempene knyttet til overtråling av store rørledninger var vesentlig mindre enn det tidligere trålforsøk hadde vist, ref. /6-5/. Dersom en ny rørledning legges uten at det oppstår store ankermerker eller frie spenn medfører den som hovedregel ikke arealbeslag eller reduserte fangster for fiskeflåten. Avhengig av rørledningens vinkel i forhold til vanlig trålretning, kan den i varierende grad medføre operasjonelle ulemper under fisket og økt slitasje på fiskeredskapene. Ved bruk av industritrål viste tråltesten at ved krysningsvinkler under 30º økte risikoen for at tråldøren la seg etter passering av rørledningen. Men i tilfellene der dette skjedde, reiste tråldøren seg etter få minutter. Det foreligger ikke materiale som gjør det mulig å kvantifisere de operasjonelle ulempene Steinfyllinger Sommeren 1997 gjennomførte Havforskningsinstituttet en undersøkelse som skulle belyse i hvilken grad steinfyllinger på rørledninger i Nordsjøen kan være et hinder for fiske med 104

104 bunntrål. Undersøkelsen viste at steinfyllinger medførte skade ved fiske med industri- og reketrål. Sommeren 1998 ble det gjennomført et mindre trålforsøk over Sleipner kondensatrørledning i et område med intensivt rekefiske, som viste at tråling over steinfyllinger kan foregå skadefritt under forutsetning av at trålen er justert som ved vanlig fiske, ref. /6-6/. Disse resultatene viser at virkningen av steinfyllinger under enkelte forhold kan avvike fra resultatene fra Havforskningsinstituttets forsøk. I følge representanter fra industritrålerflåten velger denne fartøygruppen fortsatt å tråle utenom steinfyllingene både for å unngå skader på redskapen og for å unngå stein i fangsten, ref./ 6-7/. I forsøkene med tråling over rørledninger og steinfyllinger, er det i hovedsak benyttet industritrål, reketrål og krepsetrål. I møter med trålskippere ble det bekreftet at konsumtrålerne krysser steinfyllinger over rørledninger i Nordsjøen uten at det oppstår problemer eller skade på redskapen. Dette skyldes at disse fartøyene bruker tråler konstruert av mye kraftigere nettmateriale og med trålutstyr av mye kraftigere dimensjoner enn det som ble brukt i overtrålingsforsøket, ref./ 6-1/. Styringskabler med videre som ikke tåler overtråling vil bli nedgravd i full lengde. Ved tildekking av rørledninger planlegger man å bruke stein med en størrelse på inntil 3. Ved denne steinfraksjonen er konsekvensene for fisket vurdert å være mindre enn f.eks ved en steinfraksjon på Frie spenn Selv om en rørledning er installert uten frie spenn, kan de oppstå senere. Dette kan skyldes forhold som bevegelser i rørledningen og lokale strømforhold. I områder der det drives trålfiske medfører frie spenn en risiko for fastkjøring av tråldører. Dersom tråldøren ikke lar seg frigjøre kan fasthekting medføre tap av trålredskapen, tapt fangst og lengre avbrudd i fisket. Når tilstanden er kjent kan frie spenn medføre arealbeslag siden fiskerne vil tråle utenom de aktuelle røravsnitt. Fasthekting av tråldører i frie spenn kan medføre en sikkerhetsmessig risiko. Fra norsk sokkel kjenner en ikke til dramatiske hendelser knyttet til fasthekting i frie spenn. På britisk sokkel forliste i følge ref. /6-8/, en tråler i mars 1997 etter fastkjøring av den ene tråldøren i ett fritt spenn under en rørledning med diameter på 30. Selv med en optimalisering av ilandføringstraséen ventes det å oppstå store frie spenn. Omfanget av frie spenn er størst fra ca. 600 meters dyp og videre nedover, i områder der det i dag ikke drives trålfiske. I arbeidet med å finne frem til tiltak for reduksjon av omfanget av frie spenn har en prioriterte områder der det fiskes med trål i dag. På større dyp vil en vurdere mulige tiltak dersom det utvikler seg et trålfiske i disse områdene. Norsk Hydro gjennomførte i 2002 modellforsøk hos Marintek i Trondheim for å få belyst problemstillinger knyttet til overtråling av store frie spenn, ref. /6-9/. Det ble benyttet tre ulike tråltyper under forsøkene (Malo, Egersund og Poly-Ice), som alle er vanlige i den norske trålerflåten. En representant fra Fiskeridirektoratet deltok under disse forsøkene. Under overtrålingsforsøkene ble det lagt vekt på å få frem resultater knyttet til tråltype og - hastighet, høyden på frie spenn, overtrålingsvinkel, unormal kryssing med liggende tråldører og bruk av trålavvisere i de frie spennene. Resultatene fra forsøkene var i stor grad i samsvar 105

105 med tidligere storskalaforsøk, og viste at det foreligger en mulighet for fasthekting av tråldører ved kryssing av frie spenn. Høyest andel fasthektinger var ved bruk av Malotråldører. Sannsynligheten for fasthekting økte dersom tråldøren lå flat på bunnen da den traff rørledningen. Modellforsøkene viste også at bruk av trålavvisere ved enden av frie spenn redusere risikoen for fasthekting Nedgraving og nedsynking Ved utbygging av Ormen Lange planlegges mindre hjelpeledninger og kontrollkabler gravd ned i havbunnen. Rørledninger og kabler som er stabilt nedgravd medfører ingen ulemper for fisket. På bløtbunn vil rørledninger etter hvert synke ned. Nedsynking vil avhenge av lokale bunnforhold. Erfaringer fra Statpipe viser at rørledninger kan synke om lag 5 cm i løpet av 3-5 år. Nedsynking letter passering av tråldører. En helt eller delvis nedsunket rørledning vil også være mindre utsatt for skade enn en rørledning som i sin helhet ligger på sjøbunnen, ref. /6-10/. Nedgraving / tildekking av rørledninger Ved legging av nye rør utgjør, i følge fiskerne, ankermerker fra leggefartøy og stein som følge av ankring de største ulempene. Det vil mest sannsynlig bli brukt dynamisk posisjonert leggefartøy (DP) ved rørlegging i dypet (nedenfor Eggakanten). For å redusere omfanget av ankermerker i trålfeltene vil man vurdere å benytte DP også et stykke innover sokkelen. Berørte fiskere fraråder nedgraving av rørledninger på den harde bunnen innenfor kanten. Dette begrunnes med at graving kan medføre at en får opp stein fra havbunnen som kan skade trålredskapen. I dette området foretrekker fiskerne tildekking med stein. 6.3 Konsekvenser av rørledninger Konsekvenser av rørledninger i anleggsfasen Som nevnt i kap.3 planlegges rørleggingen å skje over ca. to år. I år 2005 planlegger man å legge de tre store rørene (to 30 importrør og et 42 gasseksportrør) ca. 30 kilometer ut gjennom Bjørnsundet. I år 2006 og eventuelt også i 2007 vil man legge de mindre rørene (to 6 MEG-rørledninger og to service- og kontrollkabler) samt fortsette leggeaktiviteten på de store rørene. Det forventes at rørleggingen vil skje i perioden april - september. Tidspunkt for legging er lite fleksibelt da det er omfattende installasjonsarbeid som skal utføres og det er begrenset tilgang på leggefartøyer. Ved installering av rørledningene vil fisket med alle typer redskaper bli berørt, men det er tale om et tidsbegrenset arealbeslag for fiskeriene innenfor de ulike deler av den valgte traséen. Etter at leggearbeidet er avsluttet vil nye rørledninger som hovedregel bare kunne medføre ulemper for trålfisket. Vurdert på grunnlag av den sesongmessige fordelingen av fisket i det berørte området synes samlet sett installering av rørledninger å være til minst ulempe for fiskeriene dersom arbeidet gjennomføres i april mai i Eggaskråningen og i juni juli på bankområdene. 106

106 Sikring av styringskabler med videre før nedgraving / tildekking Styringskabler og små rør er svært utsatt for skade i tidsrommet fra legging til nedgraving / tildekking (4 kortere perioder fordelt over to år). Myndighetene har i de senere år ikke gitt oljeselskapene midlertidige sikkerhetssoner i forbindelse med rørlegging. Det er derfor viktig med et godt samarbeid med fiskeriinteressene for å unngå skade på rør og kabler. Fiskeriaktiviteten i det aktuelle området er lavest i månedene juni august, og aller minst i juli. Det foregår heller ikke utenlandsk trålfiske i området i disse månedene. Fiskerinæringen har i tidligere møter uttrykt at de vil være innstilt på å medvirke i en ordning med frivillig fangstforbud i de aktuelle periodene. Det ble understreket at det var nødvendig med vaktfartøyer i området for å unngå skade. Fiskeridirektoratet har uttrykt seg positiv til å delta i en slik beredskapsplanlegging Konsekvenser av ilandføringsrørledninger Etter at leggearbeidet er avsluttet vil ilandføringsrørledningene ikke være til hinder for fiske med ringnot og flytetrål eller fiske med passive redskaper som garn og line. Rørledningene berører heller ikke områder der det drives industritrålfiske forutsatt at rørleggingen skjer nord for Onadjupet. Vurderingene nedenfor er derfor avgrenset til å gjelde konsumtrålfiske. Konsekvenser i Eggaskråningen I følge fiskerne krysser rørledningene den delen av Eggakanten der det foregår minst trålfiske. I de berørte deler av Eggaskråningen tråles det i dag ned til 500 meters dyp, men storparten av fisket foregår på mindre dyp enn dette. Trålingen foregår langsetter dybdekotene og krysser i utgangspunktet rørledningene i forholdsvis spiss vinkel, forutsatt at trålutstyret på havbunnen følger samme kurs som tråleren. I bratte områder sklir i følge fiskerne trålen ofte nedover i skråningen. I tillegg kommer sterk strømpåvirkning i området. Det innebærer at selve trålen kan ha hurtig varierende og ofte uforutsigbare vinkler i forhold til rørledninger som krysser Eggakanten. Slike forhold kombinert med frie spenn skaper lite gunstige forhold for overtråling av rørledningene i dette området. I praksis kan rørledningene i denne delen av Eggakanten medføre risiko for fastkjøring av tråldører for fartøyer som velger å tråle over, og denne risikoen synes å avhenge av hvilken type tråldører som benyttes. For øvrige fartøyer kan rørledningene medføre operasjonelle ulemper i form av avbrudd i fisket når trålen trekkes før passering, og settes igjen etter passering av rørledningene. Omfanget av ulemper vurderes likevel som begrenset da det er et beskjedent trålfiske som foregår i den aktuelle delen av Eggaskråningen. Norsk Hydro vil fortsette arbeidet med å optimalisere traséen i de deler av Eggaskråningen der det drives trålfiske, med sikte på å finne en trasé uten frie spenn. I følge de fiskerne som bruker bankområdene utenfor Møre vurderes overtråling av rørledninger uten frie spenn som uproblematisk under konsumtrålfiske. Dersom det er mulig å finne en slik trasé, vil det trålfisket som drives i dag i det berørt området kunne foregå uten operasjonelle ulemper. I den berørte delen av Eggaskråningen er fiskeriaktiviteten i dag begrenset som følge av vanskelige bunnforhold. Dersom det likevel utvikles et fiske mot større dyp, kan omfanget av frie spenn medføre operasjonelle ulemper og arealtap for trålerflåten. Det foreligger ikke informasjon som gjøre det mulig å vurdere om dette er aktuelt, og eventuelt omfang av slike ulemper. 107

107 Konsekvenser for konsumtrålfisket mellom Eggakanten og grunnlinja Traséen kommer over Eggakanten med en sør-sørøstlig retning på ca. 230 meters dyp ved om lag 63º22 N, det vil si innenfor den trålfrie sonen på Storegga. Fra Eggakanten går traséen i sørøstlig retning mot land, med landfall på nordsiden av Gossen. Rørledningene går i sin helhet gjennom områder der det tradisjonelt drives konsumtrålfiske. I perioden som er dekket av satellittsporingsdata har konsumtrålfisket omkring denne traséen vært avgrenset til områdene like innenfor Eggakanten og områdene sør for Buagrunnen. Av flåten som driver dette fisket vurderes kryssing av rørledninger som uproblematisk. Rørledningen ventes derfor ikke å medføre nevneverdige operasjonelle ulemper eller fangsttap for konsumtrålfisket. Konsekvenser for reketrålfisket innenfor grunnlinjen Innenfor grunnlinja er trålfisket avgrenset til reketrålfiske på små og lokale felt. Ilandføringstraséen går gjennom nordlig del av et langtrukket reketrålfelt på vestsiden av Gossen. Feltet er i bruk hele året. Betydningen av feltet karakteriseres som middels i kartleggingen av fiskeriaktiviteten innenfor grunnlinjen, ref./6-10/. I følge lokale fiskere er den nordligste delen av feltet minst viktig. Norsk Hydro er innstilt på å samarbeide med lokale fiskere for å finne frem til tiltak som kan redusere ulempene knyttet til rørledninger gjennom dette feltet. Herunder vil en vurdere om de små rørledningene kan grøftes i dette området. Traséen berører også ett kartlagt reketrålfelt i Hareidfjorden på nordsiden av Gossen. I følge fiskerne brukes dette feltet i dag som dumpingsplass for kondemnerte fiskefartøyer, og er dermed lite egnet som trålfelt. Foreslått trasé kan medføre problemer med hensyn til utnytting av de nordligere deler av trålfeltet, blant annet som følge av at det blir vanskeligere å tråle hele veien rundt feltet uten å trekke trålen. Fra fiskerne er det foreslått å legge traséen litt lengre øst i den nordlige delen av trålfeltet, slik at det er de minst interessante delene av feltet som berøres. Ved en slik tilpassing ble virkningene for de lokale reketrålerne vurdert som små, og uten nevneverdige virkninger for driftsgrunnlaget Konsekvenser av eksportrørledning Etter at leggearbeidet er avsluttet vil eksportrørledningen ut Bjørnsundet bare kunne medføre ulemper for fiske med bunntrål. Vurderingene nedenfor er avgrenset til å gjelde konsekvenser for trålfiske nord for 62ºN. Konsekvenser for konsumtrålfisket Fra 4-mils grensen og sørvest til Åsgard Transport går eksportrørledningen gjennom bankområder der det drives et til dels meget omfattende konsumtrålfiske. Rørledningen krysser Åsgard Transport, og rørledningene går deretter parallelt gjennom tradisjonelle konsumtrålfelter sørover til 62ºN. I den perioden som er dekket av satellittsporingsdata foregår det ikke trålfiske av noe omfang sør for 62º30 N. Over tid kan det imidlertid forventes avvik i dette mønsteret. 108

108 Forutsatt at rørledningen på disse bankområdene legges uten store frie spenn som kan medføre risiko for fasthekting, vurderes ikke kryssing av rørledningen å medføre problemer for fartøyene som driver konsumtråling i området. Det samme gjelder overtråling av steinfyllingene i kryssingspunktet med Åsgard Transport. Rørledningen ventes derfor ikke å medføre nevneverdige operasjonelle ulemper eller fangsttap for konsumtrålfisket. Konsekvenser for reketrålfisket innenfor grunnlinjen Eksportrørledningen ut Nyhamna og gjennom Bjørnsundet følger samme trasé som ilandføringsrørledningene innenfor grunnlinjen. Virkningene for den lokale reketrålerflåten er derfor tilsvarende som beskrevet i tidligere kapittel. Dersom bunnforholdene tilsier at rørledningene vil synke helt eller delvis ned, reduseres ulempene. Delvis nedsunkne rørledninger er lettere å tråle over enn rørledninger som ligger oppå bunnen. Eventuelle ankermerker etter leggefartøy vil være et særskilt problem for de små fartøyene som driver dette fisket. 6.4 Avbøtende tiltak Det har vært omfattende kontakt med fiskerne under planlegging. Gjennom valg av trasé har man søkt å redusere ulemper for fiskeriene. Dette har vært det viktigste avbøtende tiltaket. Andre tiltak som det arbeides med er: Optimalisering av steinmengder og omfang av frie spenn i områder med fiske. Vurdere leggemetode og søke å redusere omfang av eventuelle ankergroper i viktige fiskeriområder. Inspeksjon etter rørlegging og vurdering av tiltak for utbedring av ankermerker dersom slike oppstår. Løpende informasjon til fiskerne i forkant av aktivitetene (steinfylling og rørlegging). Slik informasjon kan skje gjennom kontakt med fiskeriforvaltningen og fiskerinæringen, informasjon gjennom Etterretning for Sjøfarende og fiskerinæringens og gjennom mulig bruk av fiskerikyndig i forbindelse med aktivitetene. Søke å legge rør på de tidspunkt hvor det er minst fiske i de berørte områdene. Avmerking av installasjoner på kart. 109

109 110

110 7. Samfunnsøkonomiske konsekvenser PUD for Ormen Lange omfatter feltutbygging, ilandføringsrør og landanlegg. Eksportrørledningen for gass til Sleipner og videre til Storbritannia fremlegges i egen PAD med tilhørende konsekvensutredning og beskrives derfor kun generelt i foreliggende konsekvensutredning. Samfunnsmessige virkninger av bygging og drift av landanlegget på Nyhamna, ble gjennomgått i en egen konsekvensutredning for landanlegget. Det er derfor i utgangspunktet bare samfunnsmessige konsekvenser for feltutbygging og ilandføringsrør som presenteres i denne konsekvensutredningen. Som også beskrevet i KU for landanlegget, kan ilandføring av gass også gi mulighet for verdiskaping ved eventuell lokal bruk av gass. For å få frem helheten i Ormen Lange feltutbygging (her definert som feltinstallasjoner, ilandføringsrør og landanlegg), refereres det imidlertid avslutningsvis til hovedtallene fra KU for landanlegget på Nyhamna. Videre inngår samfunnsmessige lønnsomhetsberegninger av hele Ormen Lange prosjektet inkludert eksportløsning for gass. De samfunnsmessige virkningene som er beskrevet i dette kapittelet er vurdert av Agenda, ref. /7-1 og 7-2/. 7.1 Kostnader til utbygging og drift Ved konseptvalget i 2002 oppga Norsk Hydro ASA det foreløpige kostnadsestimatet for Ormen Lange utbyggingen til å utgjøre ca. 55 milliarder kroner. Dette var et foreløpig estimat med en usikkerhet på +/- 20%. Estimatet ble utarbeidet ved tidspunktet for og som underlag for konseptvalget, og tilsvarte det en Ormen Lange utbygging vil koste for å frakte 60 millioner Sm 3 gass pr. døgn fra reservoaret til Storbritannia. Tallene i denne konsekvensutredningen er basert på kostnadsestimatet utarbeidet i forbindelse med konseptvalget 26. september Estimatet som skal danne underlag for beslutningen om investering vil ikke foreligge før ved innlevering av PUD og PAD i november Innen da skal blant annet flere avklaringer innen gasstransportdelen inkluderes og ytterligere underliggende konseptstudier være tatt hensyn til. Den største usikkerheten ligger i at endelig teknisk løsning for og omfang av eksportrørsystemet mellom Nyhamna og Easington i Storbritannia ennå ikke er fastlagt. 7.2 Vare- og tjenesteleveranser til utbygging og drift av offshoreanlegg og ilandføringsledninger Nærmere om kostnader knyttet til feltinstallasjoner og rørledninger Nødvendige investeringer i offshoreanlegg og rørledninger til land, fordelt på hovedkomponenter, er vist i Tabell 7-1. Investering i offshoreanlegg og rørledninger til land er kostnadsberegnet til vel 27,5 milliarder 2002-kroner, fordelt over 14 år i perioden I tabellen er investeringen delt inn i tre tidsperioder. Første fase omfatter etablering av undervannsanlegg og rørledninger. Fase to omfatter etablering av flere brønner og undervannsanlegg, mens fase tre omfatter etablering av en prekompresjonsplattform. 111

111 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna Tabell 7-1 Mulig fordeling av investeringer over tid (millioner 2002-kroner), ref. /7-1/ Totalt Prosjektledelse Framtidig plattform kompresjon Undervannsanlegg Rørledninger og kabler til land Rørledninger og kabler på feltet Borekostnader Totalt Driftskostnadene til offshoreanlegg og ilandføringsrørledninger omfatter bare driftsaktivitetene offshore, det vil si vedlikehold av undervannsanlegg, drift av rørledningene og drift av prekompresjonsplattformen som beregningsmessig er planlagt satt i drift fra år Driften av landanlegget inklusiv styringen av produksjonen offshore, er tatt med i konsekvensanalysen for landanlegget, og inngår ikke her. Normalt vedlikehold av undervannsinstallasjonene er av beskjeden størrelse. Må noen komponenter skiftes ut, påløper det imidlertid store kostnader. Disse er lagt inn som ekstraordinært vedlikehold, og fordelt jevnt over driftsperioden, selv om slike kostnader vil variere mye over tid. Vedlikehold og drift av undervannsinstallasjoner er kostnadsberegnet til 182 millioner kroner pr. år. I alt vesentlig er dette kostnader til ekstraordinært vedlikehold. Drift av en eventuell kompresjonsplattform fra 2016 er kostnadsberegnet til 313 millioner 2002-kroner pr. år Vare- og tjenesteleveranser i utbyggingsfasen Et prosjekt som Ormen Lange er viktig for norsk og regionalt næringsliv, fordi prosjektet kan gi betydelige vare- og tjenesteleveranser, og skape verdifulle sysselsettingseffekter. For å kunne anslå disse virkningene, er det nødvendig å gjøre forutsetninger om forventede norske og regionale andeler av verdiskapningen i vare- og tjenesteleveransene til prosjektet både i investeringsfasen og i driftsfasen. En er her særlig opptatt av verdiskapningen fordi det er verdiskapningen og ikke kontraktsverdiene som gir sysselsettingseffekter og virkninger for norsk og regionalt næringsliv. Hvordan vare- og tjenesteleveransene fordeler seg utenlands, nasjonalt og regionalt i Midt- Norge vil avhenge av konkurransedyktigheten til de ulike næringsliv. Fordelingen av vareog tjenesteleveranser vil først være kjent når de ulike kontraktene er inngått. I det følgende har man basert på erfaring fra tidligere prosjekt, og kjennskap til leverandørmarkedet, gjort noen anslag over mulige leveranser henholdsvis utenlands, i Norge og regionalt. I Tabell 7-2 er det gjort noen anslag over mulige norske og regionale leveranser. Det understrekes at slike beregninger alltid vil ha en viss usikkerhet. 112

112 Med norsk eller utenlandsk andel har man her lagt følgende forståelse til grunn for estimeringen: Leveranser og tjenester fra norske leverandører (= norsk) Arbeid & materiale bestilt i Norge (= norsk) Bulkmateriale importert fra utlandet, men del av tagget utstyr levert av norsk leverandør (= norsk) Kontrakter plassert til utenlandske kontrakter samt utstyrt importert fra utlandet (= utenlandsk) Norske andeler der disse fremgår klart av utenlandske kontrakter (= norsk) Det regionale nivå en legger til grunn for denne konsekvensutredningen er landsdelen Midt- Norge, det vil si fylkene Møre og Romsdal, Sør-Trøndelag og Nord-Trøndelag. Dette avviker fra konsekvensutredningen for landanlegget der problemstillingen er mer lokal og Molde-regionen, et mindre geografisk område, er valgt som regionalt nivå. EØS-avtalens innkjøpsdirektiv stiller strenge krav til hvordan en anbudskonkurranse innenfor petroleumssektoren skal gjennomføres. Ved inngåelse av langsiktige rammekontrakter og større EPC-kontrakter, vil Hydro gå ut med informasjon om leveransemuligheter til norsk og internasjonalt næringsliv. En vil deretter gå ut med en internasjonal anbudskonkurranse, og velge de leverandørbedrifter, norske eller utenlandske, som samlet sett vurderes som mest konkurransedyktige. Norsk næringsliv får gjennom dette gode muligheter til å vise sin konkurransekraft i skarp internasjonal konkurranse. Tabell 7-2 Estimerte norske- og midtnorske leveranseandeler i utbyggingsfasen, ref. /7-1/ Prosjektledelse Framtidig plattform Undervannsanlegg Rørledninger og kabler til land Rørledninger og kabler på feltet Borekostnader Sum Invest. Norske leveranser Midt-Norske lev. Mill kr % Mill kr % Mill kr % % 0 Plattform % % 385 Risere % % 0 Manifolder og ventiltrær % % 0 Hovedmanifolder % % 0 2 x 30" Importrør % % 27 2* 6" MEG rør, styrekabler % % 46 1*3 " Servicelinje % % % % % % % % 740 Norske leveranser En ser av tabellen at norsk andel av verdiskapningen i prosjektet er anslått til vel 15 milliarder 2002-kroner eller 56% av de samlede investeringene. For et kombinert prosjekt med offshoreanlegg og rørledninger, er dette en forholdsvis normal norsk leveranseandel, sammenlignet med lignende prosjekter. 113

113 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna Forr.tj.yt. Bygg&anl. Vareha/hotell/restau Transport Industri 1500 Mill kr År Figur 7-1 Estimerte norske leveranser i utbyggingsfasen fordelt på næring og tid, ref. /7-1/ Den midt-norske andelen av de norske vare- og tjenesteleveransene er imidlertid mer beskjeden. Midt-norsk andel av leveransene er i tabellen anslått til vel 700 millioner kroner eller 5% av de beregnede norske leveransene. Den lave midt-norske andelen skyldes i stor grad at det finnes få leverandører av denne type varer og tjenester i landsdelen. Ormen Lange prosjektet arbeider med å implementere en kontrakts- og innkjøpsstrategi som skal sikre informasjon ut til bedrifter i Midt-Norge slik at disse skal gis muligheter til å konkurrere om oppdrag på like fot med andre nasjonale og internasjonale tilbydere. En vil også samarbeide med det regionale leverandørnettet Leverandørnett Ormen Lange både i utbyggingsfasen og i driftsfasen. I Figur 7-1 er beregnede norske leveranser til prosjektet fordelt på hovednæring og tid. Bygg og anlegg, i første rekke i form av installasjonsarbeid, ventes å få de største norske leveransene. Disse summerer seg opp til ca millioner 2002-kroner, fordelt over perioden Andre næringer som ventes å få store leveranser er industrivirksomhet med nær millioner kroner og forretningsmessig tjenesteyting med nær millioner kroner. I tillegg ventes transportvirksomhet å få leveranser for millioner kroner, mens varehandel med mer får ca. 230 millioner kroner i norske leveranser. Utbyggingsprosjektet går i faser og vil derfor ha flere investeringstopper, særlig i 2006 når undervannsanlegget og ilandføringsrørledningene bygges, og en ny i 2015 og 2016 når prekompresjonsplattformen bygges. 114

114 Mill kr 150 Forr.tj.yt. Bygg&anl. Transport Industri År Figur7-2 Estimerte midtnorske leveranser i utbyggingsfasen fordelt på næring og tid, ref. /7-1/ Regionale leveranser fra Midt-Norge En oppsplitting av de beregnede midt-norske vare- og tjenesteleveransene på næring og tid, er gjengitt i Figur 7-2. En ser at forretningsmessig tjenesteyting og transport, herunder frakt av rør, hjelpefartøyer og basevirksomhet, dominerer de regionale leveransene frem til Dette er leveranser i forbindelse med boring, og utbygging av offshoreanlegg og rørledninger. Deretter overtar industrivirksomhet i forbindelse med bygging av kompresjonsplattformen. Her er imidlertid usikkerheten stor, da utbyggingskonseptet ikke er klart, og det regionale leverandørmønsteret vanskelig kan forutsees så langt frem i tid Vare- og tjenesteleveranser i driftsfasen I driftsfasen vil erfaringsmessig det aller meste av leveransene være norske leveranser. En beregning av driftsleveransene til offshoreanlegg og ilandføringsrørledninger er vist i Tabell 7-3. Tabell 7-3 Estimerte norske og midtnorske leveranser, ref. /7-1/ Driftskostnader Norske leveranser Midt-norske leveranser % Kr. % Kr. Vedlikehold av undervannsanlegg % % 33 Kompresjonsplattf. Personell % % 9 (fra 2016) Drift og vedlikehold % % 23 Engineering og reservoirstyring % 35 0 % 0 Teknisk og adm støtte % % 15 Subsea ordinært vedlikehold % 19 0 % 0 Ekstraordinært subsea vedlikehol % 15 0 % 0 Forsikring % 45 0 % 0 Sum Plattform % % 47 Sum driftskostnader Sum % %

115 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna Tabell 7-3 viser at estimerte norske vare- og tjenesteleveranser i driftsfasen er i størrelsesorden 400 millioner 2002-kroner pr. år, rundt 80% av de totale driftsleveransene til anleggene. Personellkostnader, engineering og reservoarstyring, samt teknisk og administrativ støtte, er erfaringsmessig vanligvis rene norske leveranser, mens en del utstyr vil bli importert fra utlandet. Det samme gjelder forsikring som vanligvis er en norsk leveranse som gjenforsikres i utenlandske selskaper, men dette er svært usikkert. Midtnorsk andel av de norske driftsleveransene er beregnet til ca. 20% eller rundt 80 millioner 2002-kroner pr. år. I første del av driftsperioden vil dette i hovedsak være knyttet til vedlikehold av undervannsinstallasjonene, og bestå av engineeringstjenester, basetjenester og transport. Senere kommer også drift av prekompresjonsplattformen. De midtnorske leveransene til drift av denne, vil dels være lønn til driftspersonalet som bor i Midt-Norge. Andre kostnader er vedlikeholdskostnader, basetjenester, og teknisk støtte fra driftsorganisasjonen i Kristiansund. 7.3 Arbeidskraftbehov og sysselsettingseffekter i utbyggings- og driftsfasen Beregningsmetodikk For beregning av sysselsettingsmessige virkninger av prosjektet på nasjonalt nivå, er det benyttet en forenklet kryssløpsbasert beregningsmodell med virkningskoeffisienter. På regionalt nivå, er det benyttet virkningskoeffisienter hentet fra den regionale planleggingsmodellen PANDA. Beregningsmodellene tar utgangspunkt i de anslåtte vare- og tjenesteleveranser fra norsk og regionalt næringsliv fordelt på næring og år. På dette grunnlag beregnes den samlede produksjonsverdi som skapes i norsk og regionalt næringsliv som følge av disse leveransene, både i leverandørbedriftene selv, og hos deres underleverandører. Produksjonsverdien blir deretter regnet om til sysselsetting målt i årsverk, ved hjelp av statistikk for produksjon pr. årsverk i ulike bransjer. Som resultat av modellberegningene får en dermed direkte sysselsettingsvirkninger hos leverandørbedriftene og indirekte sysselsettingsvirkninger hos bedriftenes underleverandører. Til sammen gir dette prosjektets produksjonsvirkninger. I tillegg til produksjonsvirkningene beregner også modellen prosjektets konsumvirkninger i det norske samfunn som helhet og regionalt i Midt-Norge. Konsumvirkningene oppstår ved at de sysselsatte betaler skatt, og bruker sin lønn til kjøp av forbruksvarer og tjenester. For beregning av konsumvirkninger benytter modellen marginale konsumtilbøyligheter hentet fra planleggingsmodeller på nasjonalt og regionalt nivå. Legger en sammen prosjektets produksjonsvirkninger og konsumvirkninger, fremkommer til slutt prosjektets totale sysselsettingsvirkninger. Det understrekes at dette er beregnede tall, som inneholder betydelig usikkerhet. Usikkerhet i tallene er på minst 30%. 116

116 7.3.2 Nasjonale sysselsettingsvirkninger av offshoreanlegg og ilandføringsrørledninger Utbyggingsfasen Beregnede nasjonale sysselsettingsvirkninger i investeringsfasen er vist i Figur 7-3 fordelt på type virkning og år. Samlet er de nasjonale sysselsettingsvirkningene i investeringsfasen av denne del av Ormen Lange-prosjektet beregnet til vel årsverk fordelt over 14 år i perioden og med de største sysselsettingsvirkningene i 2006, 2015 og De nasjonale sysselsettingsvirkningene fordeler seg med om lag årsverk i direkte produksjonsvirkninger i leverandørbedrifter til anleggene, nær årsverk i underleverandørbedrifter og årsverk i konsumvirkninger Årsverk Konsumvirkninger Indirekte produksjonsvirkninger Direkte produksjonsvirkninger År Figur 7-3. Estimerte nasjonale sysselsettingsvirkninger(årsverk) fordelt på type virkning, ref./7-1/. Det understrekes at dette ikke nødvendigvis er ny sysselsetting. De fleste av aktørene i utbyggingsfasen vil være ansatte i verkstedsindustrien, i bygge- og anleggsnæringen og i forretningsmessig tjenesteyting. Industriproduksjon og forretningsmessig tjenesteyting, med henholdsvis årsverk og årsverk, er de næringer som får de største virkninger av utbyggingen. Andre næringer som ventes å få betydelige sysselsettingseffekter er bygge- og anleggvirksomhet, varehandel og transport. Næringsvirkningene har forskjellig tidsinnfasing. Forretningsmessig tjenesteyting samt bygge- og anleggvirksomhet får de største virkningene i begynnelsen av prosjektet når undervannsanlegg og rør bygges, mens industrien får de største virkningene mot slutten av investeringsfasen når prekompresjonsplattformen bygges. Som tidligere nevnt arbeider også prosjektet med utvikling av undervannskompresjon. Avhengig av 117

117 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna prekompresjonsløsning vil dette kunne påvirke sysselsettingseffekten og leveransepotensialet i perioden før og etter bygging (ca. år ). Driftsfasen I driftsfasen har en på tilsvarende måte beregnet nasjonale sysselsettingsvirkninger av lønnskostnader og driftsleveranser. Avsetninger til ekstraordinært vedlikehold, som utgjør hoveddelen av driftskostnadene frem til 2016, ventes å gi årlige nasjonale sysselsettingsvirkninger på 430 årsverk i gjennomsnitt, selv om aktiviteten trolig vil variere betydelig over tid. Av dette er 165 årsverk i direkte produksjonsvirkninger. Indirekte sysselsettingsvirkninger hos underleverandørbedrifter er beregnet til rundt 120 årsverk, mens rundt 145 årsverk er konsumvirkninger. Drift av kompresjonsplattformen ventes å gi en årlig sysselsettingsvirkning på rundt 730 årsverk fra 2016, fordelt med 485 årsverk i direkte sysselsettingseffekter, 285 årsverk i indirekte sysselsettingseffekter og 390 årsverk i konsumvirkninger. Samlet sysselsettingseffekt av offshoreanlegg og ilandføringsrørledninger i driftsfasen blir dermed rundt årsverk etter at prekompresjonsplattformen er satt i drift. Samlet over 43 år i perioden ventes drift av anleggene å gi en sysselsettingseffekt på vel årsverk. Disse fordeler seg med rundt 40% i direkte produksjonsvirkninger, 28% i indirekte produksjonsvirkninger og resten i konsumvirkninger Midtnorske sysselsettingsvirkninger i utbyggingsfasen Bruker en den regionale planleggingsmodellen som angitt ovenfor, fremkommer beregnede midtnorske sysselsettingsvirkninger i utbyggingsfasen som vist i Figur 7-4. Det understrekes igjen at slike beregninger inneholder betydelig usikkerhet Årsverk Konsumvirkninger Indirekte produksjonsvirkninger Direkte produksjonsvirkninger År Figur 7-4. Beregnede midtnorske sysselsettingseffekter (årsverk) fordelt på type virkning, ref./7-1/. 118

118 Det fremgår av Figur 7-4 at de regionale sysselsettingsvirkningene i utbyggingsfasen varierer betydelig over tid, med en klar topp i 2015 og 2016 som følge av bygging av antatt prekompresjonsplattform. Samlet er de midtnorske sysselsettingseffektene i utbyggingsfasen beregnet til årsverk. Dette er under 4% av de nasjonale virkningene, og viser at det ikke nettopp er på offshoredelen av Ormen Lange prosjektet at midtnorsk næringsliv har sin styrke. De regionale sysselsettingsvirkningene fordeler seg med i underkant av 50% på direkte produksjonsvirkninger i lokale leverandørbedrifter, knapt 20% på indirekte produksjonsvirkninger i lokale underleverandørbedrifter, og resten på konsumvirkninger. Driftsfasen Avsetning til ekstraordinært vedlikehold ventes å gi midtnorske sysselsettingseffekter på rundt 75 årsverk, fordelt med 45 årsverk i direkte sysselsettingsvirkninger hos leverandørbedrifter, 5 årsverk i indirekte sysselsettingsvirkninger hos underleverandører og resten i konsumvirkninger. Drift av prekompresjonsplattformen fra 2016 gir i tillegg en sysselsettingseffekt i Midt-Norge på rundt 110 årsverk, fordelt med 105 årsverk i direkte sysselsettingseffekter, 20 årsverk i indirekte sysselsettingseffekter og resten i konsumvirkninger. Samlet regional sysselsettingseffekt i driftsfasen blir dermed rundt 185 årsverk. 7.4 Eiendomsskatt til kommunene Tallene som her er lagt til grunn er basert på at eiendomsskatt går ut til 4 nautiske mil utenfor grunnlinjen. I det følgende er det gjort et grovt estimat av hva eiendomsskatt for importledningene til Nyhamna samt gasseksportrøret ut fra Nyhamna, kan utgjøre. Estimatene under vil være beheftet med en usikkerhet, bl.a. knyttet til nøyaktig plassering av trasé, kommunegrenser i sjøen m.m., og må derfor brukes med varsomhet. For 20 km importrørledninger og gasseksportledning kan eiendomsskatten for Fræna grovt regnet utgjøre rundt 5 millioner kroner pr. år. For Aukra kommune vil de tilsvarende tallene være om lag 2 millioner kroner pr. år (9 km rør). Potensialet for eiendomsskatt relatert til Sandøy kommune for import- og eksportrør vil kunne tilsvare ca. 2 millioner kroner pr. år. Som beskrevet i KU for landanlegget, vil landanlegget kunne gi Aukra kommune en eiendomsskatt på om lag 60 millioner 2002-kroner pr. år, ref. /7-3/. 7.5 Kort sammenfatning av samfunnsmessige virkninger av feltinstallasjoner, ilandføringsrør og landanlegg For å vise helheten av de samfunnsøkonomisk virkninger knyttet til feltinstallasjoner, ilandføringsrør og landanlegg har en her kort summert opp de samfunnsmessige konsekvensene beskrevet både i foreliggende konsekvensutredning og konsekvensutredningen for landanlegget. Merk at eksportrørledningen fra Aukra til Storbritannia ikke er inkludert. 119

119 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna Samlede vare- og tjenesteleveranser av Ormen Lange feltinstallasjoner, ilandføringsrør og landanlegg Samlede investeringer eksklusiv prosjektreserver i utbygging av feltinstallasjoner, ilandføringsrør og landanlegg, fremgår av Tabell 7-4. I tabellen har en også vist beregnede norske og regionale andeler av de vare- og tjenesteleveransene disse investeringene utgjør. I konsekvensutredningen for landanlegget på Nyhamna er Molde-regionen brukt som regionalt nivå. I forbindelse med konseptvalget har en imidlertid også regnet på regionale leveranser fra midtnorsk næringsliv. For å få sammenlignbare regioner, er det disse tallene som er gjengitt her. Tabell 7-4. Estimerte, norske- og midtnorske leveranser (millioner 2002-kroner). Terminalanlegg Feltutbygging og ilandføring Sum Invest. Norske lev. Midt-Norske lev. Mill kr % Mill kr % Mill kr % % % % % % 2345 Det fremgår av tabellen at disse samlede investeringene er beregnet til nær 38,7 milliarder 2002-kroner, fordelt med vel 11,1 milliarder kroner på landanlegget og vel 27,5 milliarder kroner på offshoreanleggene. I tillegg kommer eksportrørledningen til Sleipner og videre til Storbritannia som også inngår i det totale Ormen Lange prosjektet. Samlede investeringer i hele Ormen Lange prosjektet er i størrelsesorden 55 milliarder 2002-kroner Mill kr Boring Undervannsanlegg og rørledninger Framtidig plattformkompresjon Prosjektledelse Felt&Rør Landanlegg Figur År Estimerte norske leveranser i utbyggingsfasen fordelt på hovedkomponent og tid. 120

120 Norske vare- og tjenesteleveranser i utbyggingsfasen Potensialet for norske leveranser til ovenfornevnte anlegg er samlet beregnet til vel 21 milliarder 2002-kroner, eller 54% av investeringene. Beregnet norsk leveranseandel er litt høyere for offshoreanleggene enn for landanlegget, men forskjellen er relativt liten. En oversikt over norske leveranser i utbyggingsfasen fordelt på hovedkomponent og tid er vist i Figur 7-5. En ser her at særlig landanlegget, men også undervannsanlegg og rørledninger dominerer leveransemønsteret de første årene av investeringsfasen. Deretter overtar leveransene til undervannsanlegg og boring, mens leveransene til kompresjonsplattformen dominerer bildet de siste fire årene av investeringsfasen. På toppen i 2006 er det beregnet norske vare- og tjenesteleveranser til Ormen Lange utbyggingen for over 4 milliarder 2002-kroner. Regionale vare- og tjenesteleveranser fra Midt-Norge i utbyggingsfasen Regionale leveranser knyttet til feltinstallasjoner, ilandføringsrør og landanlegg i investeringsfasen, fremgår av Figur 7-6. Det er i hovedsak bygging av landanlegget som er estimert å gi store midtnorske leveranser. Midtnorsk andel av de norske leveransene er i Tabell 7-4 beregnet til 28% for landanlegget, mot bare 5% på offshoreanleggene. Som følge av dette er det særlig i begynnelsen av investeringsperioden at en kan vente store regionale leveranser. I årene 2005 og 2006 er de regionale vare- og tjenesteleveransene fra Midt-Norge beregnet til godt over 600 millioner 2002-kroner pr. år Mill kr Boring Undervannsanlegg og rørledninger Framtidig plattformkompresjon Prosjektledelse Felt&Rør Landanlegg År Figur 7-6 Estimerte regionale leveranser i utbyggingsfasen fordelt på hovedkomponent og tid, ref. /7-1/. 121

121 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna Tabell 7-5. Estimerte norske- og midtnorske leveranser i driftsfasen (millioner 2002-kroner), ref. /7-1/. Driftskostnader Norske leveranser Midtnorske leveranser % Kroner. % Kroner. Landanlegg % % 485 Offshoreanlegg % % 80 Sum % % 565 Vare- og tjenesteleveranser i driftsfasen Samlede driftskostnader til offshoreanlegg og landanlegg fremgår av Tabell 7-5. Driftskostnadene til kompresjonsplattformen er her tatt med, selv om de først påløper fra Tabellen viser at samlede driftskostnader for feltinstallasjoner, ilandføringsrør og landanlegg er beregnet til vel millioner 2002-kroner pr. år, fra 2016, når kompresjonsplattformen settes i drift. Norsk leveranseandel av dette er beregnet til nær 1073 millioner 2002-kroner eller nær 90%. Landanlegget har her høyest norsk leveranseandel med 95%, mens den beregnede norske leveranseandelen for offshoreanleggene er på vel 80%. På regionalt nivå i Midt-Norge, ser en at samlede regionale driftsleveranser er beregnet til 565 millioner 2002-kroner pr. år eller 53% av de norske leveransene. Landanlegget har her den klart høyeste leveranseandelen med 72%, mens offshoreanlegget bare har en regional leveranseandel på 20% av de norske driftsleveransene Samlede sysselsettingseffekter av Ormen Lange feltinstallasjoner, ilandføringsrør og landanlegg Sysselsettingsvirkninger i investeringsfasen Beregnede nasjonale sysselsettingsvirkninger fremgår av Figur 7-7. En ser av Figur 7-7 at de nasjonale sysselsettingseffektene i investeringsfasen har en klar topp i 2005 og 2006 når landanlegget bygges, etterfulgt av en fase med lavere aktivitet når undervannsanleggene utvides, før en igjen får en topp ved bygging av prekompresjonsplattformen på slutten av investeringsfasen. Samlet gir utbyggingen en beregnet nasjonal sysselsettingseffekt på nær årsverk, fordelt med vel årsverk på bygging av landanlegget og nær årsverk på bygging av offshoreanleggene. På regionalt nivå i Midt-Norge ventes bygging av landanlegget og offshoreanleggene til Ormen Lange å gi en beregnet sysselsettingseffekt på ca årsverk. Det meste av dette, årsverk, skyldes bygging av landanlegget, mens bygging av offshoreanleggene bare ventes å gi en sysselsettingseffekt på rundt årsverk i Midt-Norge. Estimert fordeling av disse sysselsettingseffektene over tid fremgår av Figur

122 Årsverk Kompresjonsplattform Feltutbygging ekskl kompr plattform, ilandføring og boring Landanlegg År Figur 7-7 Nasjonale sysselsettingsvirkninger i investeringsfasen fordelt på type anlegg og år, ref. /7-1/ Årsverk Kompresjonsplattform Feltutbygging ekskl kompr plattform, ilandføring og boring Landanlegg År Figur 7-7 Estimerte regionale sysselsettingsvirkninger fordelt på type anlegg og år, ref. /7-1/. 123

123 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna Sysselsettingsvirkninger i driftsfasen I driftsfasen ventes drift av landanleggene å gi en samlet sysselsettingseffekt på nasjonalt nivå på nær årsverk, fordelt over 43 år i perioden Drift av offshoreanleggene ventes tilsvarende å gi en nasjonal sysselsettingseffekt på vel årsverk, slik at samlet nasjonal sysselsettingseffekt kommer opp i vel årsverk, eller vel årsverk pr. år i gjennomsnitt over mer enn 40 år. På regionalt nivå i Midt-Norge ventes drift av landanleggene å gi en samlet sysselsettingseffekt på vel årsverk, fordelt over 43 år. Drift av offshoreanleggene ventes tilsvarende å gi en regional sysselsettingseffekt på vel årsverk, slik at samlet regional sysselsettingseffekt i Midt-Norge kommer opp i vel årsverk, eller nær 800 årsverk pr. år i gjennomsnitt i mer enn 40 år Hovedtall for samfunnsmessige virkninger Summerer en vare- og tjenesteleveransene og sysselsettingseffektene nasjonalt og regionalt for offshoreanlegget og landanlegget både i utbyggingsfasen og i driftsfasen, får en total tall for samfunnsmessige virkninger av feltinstallasjoner, ilandføringsrør og landanlegg som vist i Tabell 7-6. Tabell 7-6 Estimerte samfunnsmessige virkninger av Ormen Lange, ref. /7-1/. Vare- og tjenesteleveranser (millioner 2002 kroner Sysselsetting (årsverk) Nasjonalt Regionalt Nasjonalt Regionalt Offshoreanlegget: Landanlegget Sum En ser av tabellen at samlede nasjonale vare- og tjenesteleveranser summerer seg til vel 60 milliarder 2002-kroner fordelt over 47 år i perioden Tilsvarende leveranser fra Midt-Norge er beregnet til vel 23 milliarder 2002-kroner fordelt over samme periode. Det er dermed svært store leveranser det her er tale om, nær millioner 2002-kroner pr. år i gjennomsnitt på nasjonalt nivå, og nær 500 millioner 2002-kroner i gjennomsnitt på regionalt nivå i nesten 50 år. Så store leveranser gir også betydelige sysselsettingseffekter. En ser av tabellen at disse på nasjonalt nivå summerer seg opp til vel årsverk eller nær årsverk i gjennomsnitt pr. år i nesten 50 år. For Midt-Norge gir anleggene en beregnet sysselsettingseffekt på vel årsverk, eller vel 800 årsverk pr. år i gjennomsnitt. I tillegg til feltinstallasjoner, ilandføringsrør og landanlegg, kommer leveransevirkninger og sysselsettingsvirkninger av eksportrørledningen for gass til Sleipner og Storbritannia. Dette er ikke beregnet her, men inngår i det totale Ormen Lange-prosjektet. 124

124 7.6 Samfunnsmessig lønnsomhet av Ormen Langeprosjektet Forutsetninger for lønnsomhetsstudien Den samfunnsmessige lønnsomhetsstudien baserer seg på Norsk Hydros og Norske Shells siste beregningsgrunnlag pr. september Ormen Lange-prosjektet er fortsatt i planleggingsfasen, og utbyggingskonseptene, med tilhørende kostnader, produksjonstall og lønnsomhetsberegninger er under stadig utvikling. Beregningsresultatene inneholder derfor usikkerhet og vil kunne endre seg på et senere stadium i prosjektet Produksjon og inntekter for Ormen Lange-prosjektet For det norske samfunn representerer petroleumsproduksjonen fra Ormen Lange feltet svært store verdier. For å beregne de samlede inntekter dette prosjektet gir det norske samfunn, har en tatt utgangspunkt i den planlagte produksjonsprofilen for feltet og lagt inn forutsetninger om fremtidig dollarkurs og fremtidige salgspriser for naturgass og kondensat. Basert på en gasspris levert kontinentet eller Storbritannia på 59,7 øre pr. Sm 3 gass, og en kondensatpris levert på feltet på 804 kroner pr. Sm 3 kondensat gir dette forventede produksjonsinntekter i begge utbyggingsalternativene som vist i Figur Inntekter Faste mill norske 2002 kroner Inntekt kondensat Gassinntekter Figur 7-8 Estimerte salgsinntekter fra Ormen Lange fordelt over tid, ref. /7-1/. En gjør oppmerksom på at både produksjonsvolumer og priser her er usikre. Særlig gjelder dette prisforventningene, som vil variere med oljeprisen på verdensmarkedet, og også er avhengig av dollarkursen, her basert på 8 kroner pr. US dollar. Det fremgår av Figur 7-8 at forventede salgsinntekter fra Ormen Lange-prosjektet øker raskt med produksjonen til et toppnivå på litt i underkant av 12 milliarder 2002-kroner i

125 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna Dette nivået holdes med en svakt nedadgående trend helt frem til 2019, før salgsinntektene avtar med fallende produksjon frem til her antatt nedstenging av feltet i Samlet inntekt av produksjonen på Ormen Lange-feltet er beregnet til nær 243 milliarder 2002-kroner, fordelt over 43 år i perioden Inntektene fordeler seg med 225 milliarder 2002-kroner på naturgass og rundt 18 milliarder 2002-kroner på kondensat. Ny utvinningsteknologi kan endre dette bildet underveis, og føre til større produksjon og større inntekt enn det en ser for seg i dag. Det kan også tenkes at flere felt i nærheten innfases i mellomtiden Kostnader ved utbygging og drift Kostnadene ved petroleumsproduksjonen i Ormen Lange-prosjektet er beregnet til ca. 123 milliarder 2002-kroner, fordelt over 47 år i perioden Kostnadene består dels i investeringskostnader og dels i kostnader til drift av produksjonsanleggene. Investeringskostnadene omfatter terminalanlegget i Nyhamna, undervannsinstallasjoner, brønnboring og rørledninger fra Ormen Lange til Nyhamna og en prekompresjonsplattform fra I tillegg inngår eksportrørledningen for gass til Sleipner-området. Driftskostnadene omfatter drift av disse installasjonene, tariffkostnader for frakt av gass gjennom en eksportrørledning videre fra Sleipner til kontinentet og CO 2 -avgift til staten for gass brukt i produksjonen. Samlet omfatter beregningene dermed hele kostnadssiden ved Ormen Lange-prosjektet. Et bilde av kostnadssiden fremgår av Figur 7-9. Kostnader totalt Faste mill norske 2002 kroner Driftskostnader og avgifter Investeringer Figur 7-9 Estimerte drifts- og investeringskostnader fordelt over tid (millioner 2002 kroner), ref. /7-1/. 126

126 Det fremgår av Figur 7-9 at investeringskostnadene dominerer kostnadsbildet de første årene. Fra år 2007 overtar driftskostnadene denne rollen, bortsett fra en kort periode rundt 2015 når prekompresjonsplattformen bygges. Samlede kostnader ved Ormen Lange-prosjektet beløper seg til rundt 123 milliarder kroner fordelt over årene Netto kontantstrøm for Ormen Lange-prosjektet Kombinerer en det samlede inntektsbildet i Figur 7-8 med kostnadsbildet i Figur 7-9, får en et bilde av netto kontantstrøm fra Ormen Lange prosjektet, som vist i Figur Figur 7-10 viser netto kontantstrøm fra Ormen Lange prosjektet år for år i perioden En ser også oppdelingen av denne kontantstrøm på henholdsvis CO 2 -avgift til staten (nesten usynlig i figuren), på skatter til staten og på oljeselskapenes eierandel herunder også statens eget oljeselskap Petoro. Det fremgår at netto kontantstrøm fra Ormen Lange-prosjektet er negativ i investeringsfasen. I 2008 snur dette til en positiv kontantstrøm. Nivået fra 2009 til 2022 varierer mellom 6 og 9,5 milliarder 2002-kroner pr. år med unntak av 2015 og 2016, der bygging av en kompresjonsplattform gir høye investeringskostnader. Deretter faller netto kontantstrøm med avtagende produksjon frem til her antatt nedstengning av feltet i Samlet gir dette en netto kontantstrøm før skatt fra Ormen Lange-prosjektet på vel 123,7 milliarder 2002-kroner i perioden Også etter at alle kostnadene er trukket fra er det dermed store inntekter for det norske samfunn av å bygge ut Ormen Lange-prosjektet. Netto kontantstrøm fordeler seg med 3,8 milliarder 2002-kroner i CO 2 -avgift til staten, rundt 87,8 milliarder kroner i selskapenes skatt til staten og rundt 32,1 milliarder kroner til oljeselskapene herunder også Petoro Samfunnsmessig lønnsomhet for Ormen Lange-prosjektet Den samfunnsmessige lønnsomheten av et investeringsprosjekt uttrykkes gjerne i form av en nåverdibetraktning, der fremtidige inntekter og utgifter ved prosjektet neddiskonteres til beslutningstidspunktet og sammenlignes. Netto kontantstrøm fordelt over tid er vist i Figur For beregning av nåverdien i dag av fremtidige inntekter og kostnader, benyttes en samfunnsmessig kalkulasjonsrente som i prinsippet skal være lik for alle investeringsprosjekter samfunnet engasjerer seg i. Den samfunnsmessige kalkulasjonsrenten er av Finansdepartementet fastsatt til 7%, og er ment å skulle uttrykke det realavkastningskrav samfunnet har for fremtidige inntekter av de økonomiske ressurser man i dag benytter som investeringer i prosjektet. Beslutningskriteriet for å investere i prosjektet blir: Dersom nåverdien av fremtidige inntekter og kostnader ved 7% kalkulasjonsrente er positiv, bør samfunnet bruke økonomiske ressurser på å investere i prosjektet. Er nåverdien negativ, bør man la det være. 127

127 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna Årlig netto kontantstrøm Faste millioner 2002-kroner Netto kontantstrøm, selskaper Skatter Co2 avgift Figur 7-10 Estimert netto kontantstrøm fordelt over tid (millioner 2002 kroner), ref. /7-1/. Diskonert verdi av netto kontantstrøm i faste millioner kroner (7 % ) Co2 avgift Skatter Netto kontantstrøm, selskaper Figur 7-11 Estimert samlet diskontert verdi av netto kontantstrøm (millioner 2002 kroner), ref. /7-1/. 128

128 Når det gjelder Ormen Lange-prosjektet, så er nåverdien i dag av fremtidige inntekter og kostnader beregnet til 31,6 milliarder 2002-kroner basert på 7% kalkulasjonsrente. Etter disse beregningskriterier er utbygging av Ormen Lange-prosjektet helt klart samfunnsmessig lønnsomt. Beregning av samfunnsmessig lønnsomhet inneholder usikkerhet. Særlig gjelder dette prisforutsetningen for petroleum. Konklusjonen om samfunnsmessig lønnsomhet er imidlertid ganske robust overfor endringer i petroleumsprisene. Petroleumsprisene må nesten halveres før Ormen Lange-prosjektet ikke lenger er samfunnsmessig lønnsomt å gjennomføre Fordeling av samfunnsmessig lønnsomhet på staten og oljeselskapene. Agenda, ref. /7-1/, har estimert fordeling av nåverdien av netto kontantstrøm på henholdsvis CO 2 -avgift til staten, selskapenes skatt til staten og på oljeselskapene herunder også Petoro, se Figur I skatteberegningene har en forutsatt at de deltagende selskapene har full skatteposisjon og at en opererer innenfor samme skatteregime. En ser av Figur 7-11 at når det gjelder prosjektets totale nåverdi vil størsteparten tilfalle staten. Statens inntekter kommer dels i form av skatt fra selskapene og dels i form av CO 2 - avgift. Selskapenes skatt til staten utgjør alene 23,8 milliarder 2002-kroner eller 75 % av den samfunnsmessige nåverdien. I tillegg tar staten inn 0,7 milliarder kroner på CO 2 -avgift, slik at statens samlede andel av den samfunnsmessige nåverdien kommer opp i rundt 77,5%. De øvrige 7,1 milliarder 2002-kroner tilfaller oljeselskapene som deltar i prosjektet. Oljeselskapene får dermed bare vel 20% av den samfunnsmessige nåverdien av prosjektet. Staten vil imidlertid ta inn rundt 30% av dette også gjennom sitt eierskap i Petoro (tidligere Statens Direkte Økonomiske Engasjement, SDØE) som har rundt 30% eierskap i utbyggingslisensen. I tillegg kommer inntekter gjennom Statens eierandeler i henholdsvis Statoil og Norsk Hydro. Mesteparten av inntektene fra Ormen Lange tilfaller den norske stat. 7.7 Virkninger av Ormen Lange på investeringsaktiviteten på norsk kontinentalsokkel Investeringer i feltinstallasjoner og rørledninger på norsk kontinentalsokkel har vist en økende tendens gjennom mesteparten av 1990-tallet. Figur 7-12 viser utviklingen frem til i dag samt for årene fremover gruppert i henholdsvis investeringer i vedtatte prosjekter våren 2003, investeringer i prosjekter under vurdering for utbygging, forventede investeringer i uoppdagede funn, og investeringer i offshoreinstallasjoner og ilandføringsrørledninger for Ormen Lange-prosjektet øverst. Gruppen prosjekter under vurdering omfatter i tillegg til konkrete felt der utbygging vurderes, også forventede tilleggsinvesteringer i eksisterende felt og et par middelsstore felt som enda ikke er påvist. Figuren inneholder en viss usikkerhet. 129

129 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna Mill faste 2002-kroner Ormen Lange Uoppdagede ressurser Funn under vurdering og tiltak for forbedret ressursutnyttelse Felt- og rørprosjekter inkl landbasert (etter 2002 besluttet) utbygd Figur 7-12 Investeringer på norsk kontinentalsokkel(millioner 2002 kroner), ref. /7-4/. En ser av figuren at investeringer i vedtatte felt og rørledninger faller raskt allerede fra år 2004 og særlig fra 2005, helt ned til et nivå på rundt 15 milliarder 2002-kroner pr. år i Investeringer i felt under vurdering hjelper svært lite på denne nedgangen de første tre årene, men opprettholder deretter sammen med uoppdagede felt det forventede investeringsnivået på et nivå rundt 25 milliarder 2002-kroner pr år frem til Ormen Lange- prosjektet har samlet en investeringsramme frem til 2012 på noe over 40 milliarder 2002-kroner, og er dermed ved siden av Snøhvit det største utbyggingsprosjektet som er i gang. En ser av figuren at i 2004 og 2005 sørger Ormen Lange-prosjektet for at investeringene på kontinentalsokkelen holder seg på dagens nivå, rundt 65 milliarder kroner pr år. Deretter bidrar Ormen Lange-prosjektet sterkt til å begrense fallet i investeringsaktivitetene fram til 2007, og i begrenset grad også senere. En stor del av Ormen Lange investeringene kommer dermed i en periode der aktivitetsnivået på kontinentalsokkelen ellers ventes å ville være svært lavt. Noe fastlagt politisk mål for investeringsaktivitetene på norsk kontinentalsokkel foreligger ikke, men myndighetene oppfattes generelt å ønske og holde et så jevnt investeringsnivå som mulig av hensyn til aktivitetsnivået og sysselsettingen i norsk offshorerettet næringsliv samt av hensyn til temperaturen i norsk økonomi som helhet, ref. /7-1/. Kapasiteten i norsk offshorerettet næringsliv er ganske fleksibel, men har de senere år stort sett vært tilpasset et investeringsnivå på vel 50 milliarder 2002-kroner med normale norske andeler av vare- og tjenesteleveransene på rundt 55%. I 1998 og 1999 var kapasiteten sterkt presset. Dette snudde dramatisk våren 2000, etter hvert som en del store utbyggingsprosjekter ble ferdigstillet. I dag har flere offshoreverft mangel på langsiktige oppdragsreserver og riggmarkedet er inne i en dyp bølgedal med mange rigger i opplag, ref. /7-1/. 130

130 For norsk offshorerettet næringsliv er slike variasjoner i oppdragsmengden svært lite ønskelig. Oppsigelser og permitteringer skaper usikkerhet, og bedriftene har vanskelig for å holde på den kjernekompetansen de har brukt mange år på å bygge opp. Et hvert utbyggingsprosjekt på norsk kontinentalsokkel som kan settes i gang raskt vil være svært velkomment, ref. /7-1/. Investeringene i denne del av Ormen Lange-prosjektet starter opp for alvor i 2004, og pågår for fullt de neste 3 4 årene. Investeringsfasen kommer dermed midt i den perioden der norsk offshorerettet næringsliv, slik det i dag ser ut, har behov for nye oppdrag. Utbygging av offshoreanlegg og ilandføringsrørledninger for Ormen Lange ventes dermed ikke å skape pressproblemer av noe slag. Tvert imot kan prosjektet gi svært velkomne bidrag til å opprettholde aktiviteten i norsk offshorerettet næringsliv. 131

131 Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning landanlegg på Nyhamna 132

132 8. Oppsummering av konsekvenser og videre vurdering av avbøtende tiltak I det følgende er det gjort en tabellarisk sammenfatning av konsekvenser og hvilke avbøtende tiltak som det vil arbeides videre med. Tabell 8-1 Tema Sammenstilling av konsekvenser for driftsfasen og avbøtende tiltak som er vurdert og planlegges nærmere vurdert. Implementerte tiltak Konsekvenser av feltutbygging og ilandføring Avbøtende tiltak som vil bli fortsatt vurdert i det videre prosjekteringsarbeidet Miljø og naturressurser Koraller Kartlegging av sjøbunn og koraller. Tilpasning av trasé for å unngå korallrev. Rør, rørlegging og steindumping kan skade koraller. Det er lagt vekt på å unngå koraller. Fortsette fokus på trasé, kartlegging av sjøbunn og koraller Skånsom legging og steindumping der man er i nærheten av korallrev Oppfølging underveis i leggeperioden og i etterkant Marin arkeologi Utslipp til luft Utslipp til sjø inkl. evt. akutte utslipp Har gjort omfattende sjøbunnsund ersøkelser Optimaliseri ng av antall brønner og valg av brønnstørrelse. Fokus på å holde lav risiko i design Sjøbunnsundersøkelsene har ikke identifisert noen automatisk fredete marin arkeologiske fornminner som er i konflikt med traséene. Utslipp til luft fra feltet er normalt null. Kun utslipp ved boring, testing og rørleggeaktivitet. Større brønndiameter medfører færre brønner ved samme rate og dermed mindre luftutslipp fra boring. Ingen regulære utslipp til sjø kun ved boring og trykktesting av rør. Eventuelle akutte utslipp av kondensat og MEG er vurdert å ha begrenset miljøkonsekvens. Fortsette vurdering basert på siste sjøbunnsundersøkelser rel. til mulige kulturminner og andre hindringer på sjøbunnen Evt. vrak planlegges unngått Søke effektive operasjoner (boring, testing og rørlegging) Generelt fokus på valg av miljøvennlige kjemikalier der det er mulig. Fokus på risikoreduserende tiltak ved prosjektering og planlegging av brønnaktiviteter. 133

133 Tema Avfall (boring) Implementerte tiltak Optimalisere antall brønner Konsekvenser av feltutbygging og ilandføring Avfall er relatert til boreaktiviteten (borekaks etc). Avbøtende tiltak som vil bli fortsatt vurdert i det videre prosjekteringsarbeidet Valg av miljøvennlige kjemikalier Gjenbruk av boreslam Andre næringer Fiskeri (yrkesfiske) Kartlegging av fiskeriaktivitet Trasétilpasning rel. til fiskeriaktivitet Nedgraving av smårør (sjøbunnsavhengig) Begrenset når rørene er lagt. Fortsette vurdering basert på siste sjøbunnsundersøkelser Inspeksjoner / surveys etter rørlegging. Informere Fiskeriforvaltningen og fiskerinæringen (S&R Fiskarlag) om resultatene og drøfte behov for evt. avbøtende tiltak. Vurdere leggemetodikk og minimalisere frie spenn. Samfunn Næringsliv og sysselsetting Nasjonale samfunnsme ssige virkninger - Skatter / inntekter til Staten Deltagelse i næringsforum Bidra til nasjonal og regional sysselsetting samt mulighet for leveranser og tjenester Økte inntekter til Staten 134

134 Tabell 8-2 Tema Sammenstilling av konsekvenser relatert til rørleggingsfasen Implemente rte tiltak Konsekvenser av feltutbygging og ilandføring Avbøtende tiltak som vil bli fortsatt vurdert i det videre prosjekteringsarbeidet Delvis hinder for skipsfart under legging Midlertidig arealbeslag av seilingsleden ut fra Nyhamna. Gjelder; - 42 rør - to 30 rør - i mindre grad de små rørene Problemstillingen er primært aktuell på denne delen av rørtraséen. Søke å begrense varigheten ved å ha en mest mulig effektiv leggeoperasjon Informere Kystverket og via Etterretning for Sjøfarende. I samarbeid med Kystverket vurdere behov for los og vaktskip. I samarbeid med Kystverket vurdere alternativ seilingsled for nyttetrafikk Beredskapsvurdering Rørlegging Kartlegging i forkant Midlertidig arealbeslag for fiskere Informere i fagblad/-avis. Informere fiskeriorganisasjon og Fiskeridirektoratet. Benytte fiskerikyndig person om bord under legging Vurdere behov for vaktfartøy, samarbeid med fiskerne i den perioden kablene er ubeskyttet Steindumping Sjøbunnskartlegging og arbeid med å finne gunstige traséer. Involvering av Fiskeri. Steinmasser kan medføre noen operasjonelle ulemper for fiskerne, bl.a. avhengig av type stein og fiskeriaktivitet. Først og fremst relatert til industritrål og reketrål. Optimalisere sjøbunnsbearbeiding / steindumping Benytte 3 steinfraksjon Merke av på sjøkart Informere & diskutere med S&R Fiskarlag samt Fiskeridirektoratet En-gangs utslipp til sjø fra testing av rørledning er Fokus på å redusere kjemikalieforbruket og miljøkonsekvens Midlertidig utslipp i forbindelse med trykktesting av rørledning. Tidsbegrenset effekt ved lave doseringer, riktige kjemikalier. Minimalisere kjemikaliemengden Benytte miljøvennlige kjemikalier i så stor grad som mulig Følge opp trykktesting av rørledninger herunder dosering Vurdere mulighet for at utslippet skjer på et sted og tidspunkt som er til minst mulig ulempe for marint liv (fiskeegg og larver, våroppblomstring)..tilstrebe at utslippet foregår på feltet 135

135 136

136 9. Grunnlagsundersøkelse og oppfølgende undersøkelser 9.1 Kartlegging av rørtraséer Forut for rørlegging vil det gjennomføres undersøkelser av rørtraséene for å kartlegge bunnforhold og forekomster av koraller. Undersøkelsene gjøres med ROV og video, og vil også gi informasjon om eventuelle arkeologiske forekomster. Formålet er å finne traséer med mest mulig egnede bunnforhold og unngå at rørledningene kommer i konflikt med blant annet koraller eller arkeologiske funn. Denne kartleggingen vil følges opp med inspeksjon av rørtraséene etter legging for å kontrollere at rørledningen er riktig lagt, om det har oppstått hindre på bunnen i forbindelse med leggingen (for eksempel ankergroper) og eventuelt om det har oppstått synlige skader på koraller. 9.2 Miljøovervåking på feltet Grunnlagsundersøkelse Aktivitetsforskriften stiller krav om at det utføres en grunnlagsundersøkelse før leteboring på dypt vann og før oppstart av produksjonsboring. Grunnlagsundersøkelsen skal følges opp med overvåkingsundersøkelser hvert 3. år etter borestart. Prinsipielt gjelder dette både overvåking av bunn (sediment) og vannsøyle, men de stedbundne undersøkelsene har hittil vært begrenset til sedimenter. St. melding nr. 39, Olje og gassvirksomheten ( ) peker på behovet for å utvide overvåkingen av biologiske marine ressurser for å kartlegge eventuelle effekter av petroleumsvirksomheten. En utvidet overvåking bør i følge Regjeringen bygge på eksisterende opplegg, som gjennomføres av industrien etter pålegg fra myndighetene. Det er også ønskelig med en ytterligere samordning av miljøovervåkingen på norsk sokkel. Ormen Lange inngikk i grunnlagsundersøkelsen av Vøringplatået i mai/juni 1998, som ble gjennomført før leteboring i de dype delene av Norskehavet staret. Ved denne undersøkelsen ble det samlet sedimentprøver fra til sammen 16 stasjoner fra 591 til 1520 meters dyp, hvorav stasjonene V4-V7 dekket Ormen Lange området, se Figur 9-1. Dette var første grunnlagsundersøkelse på dypt vann på norsk sokkel, og det ble derfor prøvd ut forskjellige prøvetakere (bokscorer og multicorer) og metoder. Analysene omfattet kornstørrelsesfordeling, organisk innhold i sedimentet, bløtbunnsfauna, totalt hydrokarboninnnhold, aromatiske forbindelser (NPD, PAH) og tungmetaller. Grunnlagsundersøkelse av sedimentene på Ormen Lange feltet, rundt fremtidige borelokasjoner og bunninstallasjoner, planlegges gjentatt i 2004 før produksjonsboringen starter i Denne vil bygge på erfaringene fra den tidligere Vøringplatå-undersøkelsen, med hensyn til prøvetakingsutstyr og plassering av stasjoner. I tillegg skal kravene til miljøovervåking som er stilt i Aktivitetsforskriften tilfredsstilles. Det vil utarbeides et eget program for grunnlagsundersøkelsen, som vil oversendes til SFT og SFT s ekspertgruppe ved årsskiftet 2003 /

137 Grunnlagsundersøkelsen vil begrense seg til sedimenter i området rundt de fremtidige brønnene, og ikke inkludere vannsøyle. Begrunnelsen for dette er at Ormen Lange vil være en undervannsutbygging, der boreutslipp er det eneste operasjonelle utslippet til sjø på feltet. Produsert vann, med rester av produksjonskjemikalier, vil følge brønnstrømmen til land, og renses og slippes ut fra landanlegget. Både hydraulikkvæsken som betjener ventiler på undervannsanlegget, og MEG (monoetylenglykol, frostvæske ) som tilsettes brønnstrømmen for å unngå frysing, går i lukkede systemer mellom land- og offshoreanlegg. Heller ikke en eventuell fremtidig prekompresjonsplattform vil medføre utslipp til sjø som kan gi miljøpåvirkning. Figur 9-1 Oversikt over stasjoner i prøvetakingsområdet, ref. /9-1/ Fremtidig miljøovervåking på Ormen Lange feltet Miljøressursrapporten i RKU Norskehavet (2003) viser til at det er behov for mer kunnskap om dyphavsområdene nedover kontinentalsokkelskråningen. Sentrale spørsmål er om trykket påvirker stoffers fysisk-kjemiske egenskaper, og om dette kan gjøre at opptak, utskilling og nedbrytning av stoffer er annerledes enn på grunt vann. Det spørres også om metodene som brukes for overvåking og for vurdering av miljøpåvirkning og risiko egner seg for vannmasser, sedimenter og dyreliv på dypt vann. Norsk Dypvanns Program, som er et samarbeid mellom dypvannslisensene på norsk sokkel, har igangsatt prosjekter for å svare på disse spørsmålene. Det er satt i gang et metodeprosjekt for miljørisikovurdering av utslipp 140

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

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 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

Fremtidige utbygginger

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

Detaljer

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan olje- og gassfelt i norge kulturminneplan 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

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

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

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

KRISTIN. Økt oljeutvinning Q havbunnsramme. Konsekvenser for miljø-, naturressurser og samfunn

KRISTIN. Økt oljeutvinning Q havbunnsramme. Konsekvenser for miljø-, naturressurser og samfunn KRISTIN Økt oljeutvinning Q havbunnsramme Konsekvenser for miljø-, naturressurser og samfunn Utarbeidet av Statoil Mai 2007 1 INNHOLDSFORTEGNELSE 1 INNLEDNING... 3 1.1 FORMÅL MED DOKUMENTET... 3 1.2 BAKGRUNN

Detaljer

MELDING. med forslag til utredningsprogram for: GASSRØRLEDNING TJELDBERGODDEN - SKOGN

MELDING. med forslag til utredningsprogram for: GASSRØRLEDNING TJELDBERGODDEN - SKOGN MELDING med forslag til utredningsprogram for: GASSRØRLEDNING TJELDBERGODDEN - SKOGN November 1997 Innhold 1 Innledning... side 3 2 Bakgrunn for tiltaket... side 3 3 Prosjektbeskrivelse... side 3 4 Prosjektkostnader...

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

DYPERE-STØRRE-MER SUBSEA UTFORDRINGER I ET 2020 PERSPEKTIV.

DYPERE-STØRRE-MER SUBSEA UTFORDRINGER I ET 2020 PERSPEKTIV. DYPERE-STØRRE-MER SUBSEA UTFORDRINGER I ET 2020 PERSPEKTIV. Jan André Furnes Subsea IMR Team lead A/S Norske Shell 1 DRIFT OG VEDLIKEHOLD FRA KRISTIANSUND A/S Norske Shell 2 1.0 DRAUGEN A/S Norske Shell

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

Mikkel-prosjektet. Program for konsekvensutredning

Mikkel-prosjektet. Program for konsekvensutredning Mikkel-prosjektet Februar 2000 INNHOLDSLISTE: 1 Innledning... side 4 1.1 Generelt... side 4 1.2 Rettighetshavere... side 5 1.3 Formålet med konsekvensutredningen... side 6 1.4 Lovverkets krav til konsekvensutredninger...

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

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

Helhetlig forvaltningsplan for Norskehavet. Sektor petroleum og energi

Helhetlig forvaltningsplan for Norskehavet. Sektor petroleum og energi Olje- og energidepartementet Helhetlig forvaltningsplan for Norskehavet. Sektor petroleum og energi Samfunnsmessige konsekvenser av virksomheten i Norskehavet Olje- og energidepartementet Helhetlig forvaltningsplan

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

Videreutvikling av infrastruktur for gasstransport fra Norskehavet (Norwegian Sea Gas Infrastructure - NSGI prosjektet)

Videreutvikling av infrastruktur for gasstransport fra Norskehavet (Norwegian Sea Gas Infrastructure - NSGI prosjektet) Videreutvikling av infrastruktur for gasstransport fra Norskehavet (Norwegian Sea Gas Infrastructure - NSGI prosjektet) Melding om forslag til utredningsprogram for rørledning Side 1 av 25 Forord På vegne

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

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

Ormen Lange, landanlegget og rørledningen Forelesere: Dag Ryen Ofstad og Asbjørn Wilhelmsen, Norsk Hydro

Ormen Lange, landanlegget og rørledningen Forelesere: Dag Ryen Ofstad og Asbjørn Wilhelmsen, Norsk Hydro Ormen Lange, landanlegget og rørledningen Forelesere: Dag Ryen Ofstad og Asbjørn Wilhelmsen, Norsk Hydro Ettertrykk er kun tillatt etter avtale med foreleser og Tekna Hydro Oil & Energy Norsk Offshoredag

Detaljer

SAKSFRAMLEGG. Sluttbehandlende vedtaksinstans (underinstans): Alstahaug kommunestyre Dok. offentlig: Ja Nei. Hjemmel:

SAKSFRAMLEGG. Sluttbehandlende vedtaksinstans (underinstans): Alstahaug kommunestyre Dok. offentlig: Ja Nei. Hjemmel: IKKE RØR LINJA Saksbehandler: Stig-Gøran Olsen SAKSFRAMLEGG Sluttbehandlende vedtaksinstans (underinstans): Alstahaug kommunestyre Dok. offentlig: Ja Nei. Hjemmel: Møte offentlig Ja Nei. Hjemmel: Komm.l

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

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

Ny gasseksportrørledning fra Kollsnes til kontinentet eller Storbritannia

Ny gasseksportrørledning fra Kollsnes til kontinentet eller Storbritannia Ny gasseksportrørledning fra Kollsnes til kontinentet eller Storbritannia Gas Network Expansion (GNE) Miller Forslag til program for konsekvensutredning Juni 2007 Innhold 1 Sammendrag... 3 2 Innledning...

Detaljer

Å prioritere søkere fra eget fylke vil derimot være et utenforliggende hensyn i denne forbindelse.

Å prioritere søkere fra eget fylke vil derimot være et utenforliggende hensyn i denne forbindelse. Rundskriv Retningslinjer ved saksbehandling og tildeling av konsesjoner i henhold, til lov om vitenskapelig utforskning og undersøkelse etter og utnyttelse av andre undersjøiske forekomster enn petroleumsforekomster

Detaljer

Samfunnsmessige virkninger av petroleumsvirksomhet på Nordland 6 og 7

Samfunnsmessige virkninger av petroleumsvirksomhet på Nordland 6 og 7 Samfunnsmessige virkninger av petroleumsvirksomhet på Nordland 6 og 7 Sammendrag Utbyggingsløsninger Statoil ønsker å studere samfunnsmessige virkninger på land av utbygging og drift av framtidig petroleumsvirksomhet

Detaljer

SAKSFRAMLEGG. Sluttbehandlende vedtaksinstans (underinstans): Alstahaug Kommunestyre Dok. offentlig: Ja Nei. Hjemmel:

SAKSFRAMLEGG. Sluttbehandlende vedtaksinstans (underinstans): Alstahaug Kommunestyre Dok. offentlig: Ja Nei. Hjemmel: IKKE RØR LINJA Saksbehandler: Stig-Gøran Olsen SAKSFRAMLEGG Sluttbehandlende vedtaksinstans (underinstans): Alstahaug Kommunestyre Dok. offentlig: Ja Nei. Hjemmel: Møte offentlig Ja Nei. Hjemmel: Komm.l

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

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

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

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

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

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

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

Industriskisser. Nordland VI/VII. Oktober 2010

Industriskisser. Nordland VI/VII. Oktober 2010 Industriskisser Nordland VI/VII Oktober 2010 Utbygging av Nordland VI og VII Gitt at vi finner ODs antatte olje- og gassressurser: Nordland 7 bygges ut på havbunn med landanlegg i Vesterålen Nordland 6

Detaljer

Helgeland Gass AS. Helgeland Gass AS støttes av: Nesna kommune. Presentasjon av: 8700 Nesna

Helgeland Gass AS. Helgeland Gass AS støttes av: Nesna kommune. Presentasjon av: 8700 Nesna Presentasjon av: Helgeland Gass AS 8700 Nesna Daglig leder: Jan I. Gabor Telefon: 90 74 60 46 Epost: jan.gabor@helgelandgass.no Helgeland Gass AS støttes av: Nesna kommune 1 Helgeland Gass AS jobber for

Detaljer

Klima- og forurensningsdirektoratet vurdering av de foreslåtte blokkene

Klima- og forurensningsdirektoratet vurdering av de foreslåtte blokkene Miljøverndepartementet Boks 8013 Dep 0030 Oslo 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

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

Åsgard Subsea Compression Project

Åsgard Subsea Compression Project Statoil Petroleum AS Åsgard Subsea Compression Project Samfunnsmessige konsekvenser RAPPORT 10.03.2011 Oppdragsgiver: Statoil Petroleum AS Rapportnr.: 7058 Rapportens tittel: Åsgard Subsea Compression

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

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

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

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

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

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

Kerosene = parafin 4

Kerosene = parafin 4 1 2 3 Kerosene = parafin 4 Eg. iso-oktan (2,2,4 trimetylpentan) og n-heptan 5 Tetraetylbly brukes ofte sammen med tetrametylbly som tilsetningsstoff til motorbrennstoffer (blybensin) for å øke oktantallet

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

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

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

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

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

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

Utbygging og drift av Dagny og Eirin

Utbygging og drift av Dagny og Eirin Statoil Petroleum AS Utbygging og drift av Dagny og Eirin Samfunnsmessige virkninger RAPPORT 7.7.2012 Oppdragsgiver: Statoil Petroleum AS Rapport nr.: 7658 Rapportens tittel: Ansvarlig konsulent: Kvalitetssikret

Detaljer

Samfunnsmessige virkninger av petroleumsvirksomhet

Samfunnsmessige virkninger av petroleumsvirksomhet Statoil Samfunnsmessige virkninger av petroleumsvirksomhet på Nordland 6 og 7 Onshore utbygging Via Lofoten til Nordland 7 Offshore utbygging Videreutviklet teknologi for lengre avstander Små volumer?

Detaljer

Industriell bruk av gass i Norge. 22.07. 2010, Molde Rundbordskonferansen 2010

Industriell bruk av gass i Norge. 22.07. 2010, Molde Rundbordskonferansen 2010 Industriell bruk av gass i Norge 22.07. 2010, Molde Rundbordskonferansen 2010 Gassvisjon Romsdal Næringsplan for Aukra kommune, 2006 Kollsnes prosessanlegg for gass lokalisert i Øygarden Kommune utenfor

Detaljer

Johan Sverdrup oljerør

Johan Sverdrup oljerør JOHAN SVERDRUP feltet Johan Sverdrup oljerør Plan for anlegg og drift Del II - Tilleggsutredning for Fensfjord-traséen 15. september 2015 Mongstad Bergen Kårstø Stavanger COM 130669 FM 140278 Forord Johan

Detaljer

PL193 Kvitebjørn KONSEKVENS- UTREDNING. Desember 1998. HK GT 980343 b

PL193 Kvitebjørn KONSEKVENS- UTREDNING. Desember 1998. HK GT 980343 b PL193 Kvitebjørn KONSEKVENS- UTREDNING Desember 1998 HK GT 98343 b Konsekvensutredning KVITEBJØRN Desember 1998 ,QQKROGVIRUWHJQHOVH 6DPPHQGUDJ...,QQOHGQLQJ... 1 1.1 Kvitebjørnutbyggingen... 1 1.2 Lovverkets

Detaljer

Bodøseminaret 15.12.2004. Petoro AS sin rolle på sokkelen/i Norskehavet

Bodøseminaret 15.12.2004. Petoro AS sin rolle på sokkelen/i Norskehavet Bodøseminaret 15.12.2004 Petoro AS sin rolle på sokkelen/i Norskehavet 5 5 12 Petoro på norsk sokkel 74 16 18 20 22 24 26 28 30 32 Barentshavet 72 7120 7122 70 14 12 Harstad 90 utvinningstillatelser 18

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

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan

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

Detaljer

Innst. S. nr. 80. (1998-99) St.prp. nr. 8 (1998-99). Til Stortinget. Sammendrag Olje- og energidepartementet legger i proposisjonen fram forslag til:

Innst. S. nr. 80. (1998-99) St.prp. nr. 8 (1998-99). Til Stortinget. Sammendrag Olje- og energidepartementet legger i proposisjonen fram forslag til: Innst. S. nr. 80. (1998-99) Innstilling fra energi- og miljøkomiteen om utbygging av Huldra, SDØE-deltakelse i Vestprosess, kostnadsutviklingen for Åsgard m.v., og diverse disponeringssaker. Til Stortinget.

Detaljer

Når driver et seismisk fartøy petroleumsvirksomhet?

Når driver et seismisk fartøy petroleumsvirksomhet? Når driver et seismisk fartøy petroleumsvirksomhet? Bakgrunn 27 juni 2005 Western Regent har nylig avsluttet et oppdrag for AS Norske Shell Neste oppdrag er for BP Norge AS På vei til neste lokasjon seiler

Detaljer

Eksportløsninger for olje fra Utsirahøyden

Eksportløsninger for olje fra Utsirahøyden Eksportløsninger for olje fra Utsirahøyden Forslag til program for konsekvensutredning Mai 2012 Eksportløsninger for olje fra Utsirahøyden Forslag til program for konsekvensutredning Mai 2012 Innhold

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

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

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

Dokumentasjon av konsekvenser ved utbygging og drift av Utgard

Dokumentasjon av konsekvenser ved utbygging og drift av Utgard drift av Utgard Gradering: Open Status: Final Side 1 av 28 Gradering: Open Status: Final Side 2 av 28 Innhold 1 Innledning... 4 2 Sammendrag... 4 3 Prosjektbeskrivelse... 5 3.1 Lokalisering... 5 3.2 Forhold

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

Utbygging og drift av Aasta Hansteen

Utbygging og drift av Aasta Hansteen Statoil ASA Utbygging og drift av Aasta Hansteen Samfunnsmessige konsekvenser RAPPORT 10.10.2012 Oppdragsgiver: Statoil ASA Rapportnummer: R 7667 Rapportens tittel: Ansvarlig konsulent: Kvalitetssikret

Detaljer

Konsekvensutredningsprogram for Lopphavet

Konsekvensutredningsprogram for Lopphavet Innholdsfortegnelse 1 Konsekvensutredningsprogram for Lopphavet Utarbeidet av DN i samarbeid med Direktoratsgruppen 22. juli 2010 Innholdsfortegnelse 1 Lovhjemmel og formål med konsekvensutredninger...

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

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

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

Seismikk regulering forholdet til fiskeriene

Seismikk regulering forholdet til fiskeriene Seismikk regulering forholdet til fiskeriene Mette Karine Gravdahl Agerup underdirektør Olje- og energidepartementet Utgangspunktet Petroleumsvirksomheten skal utøves i sameksistens med andre næringer

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

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

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

Åsgard Minimum Flow Prosjekt - Midgard Gass Kompresjon

Åsgard Minimum Flow Prosjekt - Midgard Gass Kompresjon Åsgard Minimum Flow Prosjekt - Midgard Gass Kompresjon ÅSG B Forslag til program for konsekvensutredning April 2010 RE-MFP 00071 RE-MFP 00071 Forslag til utredningsprogram for konsekvensutredning Åsgard

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

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

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

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

Industrikraft Møre er en naturlig del av løsningen av kraftsituasjonen i Midt- Norge og elektrifisering av petroleumsvirksomheten i Norskehavet

Industrikraft Møre er en naturlig del av løsningen av kraftsituasjonen i Midt- Norge og elektrifisering av petroleumsvirksomheten i Norskehavet Molde, 7. oktober 2010 Industrikraft Møre er en naturlig del av løsningen av kraftsituasjonen i Midt- Norge og elektrifisering av petroleumsvirksomheten i Norskehavet Oppsummering Dersom man skal få en

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

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

Teknologiske utfordringer i Arktiske områder

Teknologiske utfordringer i Arktiske områder Classification: Internal Status: Draft Teknologiske utfordringer i Arktiske områder Narvik 04.03.08 2 Innhold Potensial Utfordringer Respons 3 Potensial US Geology Survey indikerer at 25% av gjenværende

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

Greenpeace notat om planlagt oljeboring i Sula-revet korallvernområde

Greenpeace notat om planlagt oljeboring i Sula-revet korallvernområde Greenpeace notat om planlagt oljeboring i Sula-revet korallvernområde Oslo, 17/02.2009 Som del av Greenpeace arbeid med beskyttelse av unike norske korallområder, har vi sammenliknet tildelte oljeblokker

Detaljer

Utsirahøyden gassrørledning til SAGE-systemet i Storbritannia (UHGP)

Utsirahøyden gassrørledning til SAGE-systemet i Storbritannia (UHGP) Utsirahøyden gassrørledning til SAGE-systemet i Storbritannia (UHGP) UHGP (16" ~94km) Plan for anlegg og drift Del 2 Konsekvensutredning PM402-DD-020-001 Oktober 2013 FORORD Denne konsekvensutredningen

Detaljer

Et sammendrag av KonKraft-rapport 7. Ringvirkninger. av petroleumsvirksomheten

Et sammendrag av KonKraft-rapport 7. Ringvirkninger. av petroleumsvirksomheten Et sammendrag av KonKraft-rapport 7 Ringvirkninger av petroleumsvirksomheten Selv med et svært høyt aktivitetsnivå på norsk sokkel, var den internasjonale omsetningen av varer og tjenester på nær 100 milliarder

Detaljer

Kommunal- og moderniseringdepartementet Postboks 8112 Dep, 0032 Oslo Postboks 1502, 6025 Ålesund Folkets Hus, Løkkevn. 22, 4008 Stavanger

Kommunal- og moderniseringdepartementet Postboks 8112 Dep, 0032 Oslo Postboks 1502, 6025 Ålesund Folkets Hus, Løkkevn. 22, 4008 Stavanger Vedlegg - Adresseliste høringsinstanser Arbeids- og sosialdepartementet Postboks 8019 Dep, 0030 Oslo Direktoratet for arbeidstilsynet Postboks 4720 Sluppen, 7468 Trondheim Fagforbundet Industri Energi

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

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

Kårstø. Gassprosesseringsanlegg FAKTA

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

Detaljer

Goliat. Goliat utvikler Finnmark

Goliat. Goliat utvikler Finnmark Goliat Goliat utvikler Finnmark PL 229, PL 229 B, PL 229 C Rettighetshavere: AS (operatør) 65% StatoilHydro ASA 20% Det norske oljeselskap ASA 15% PL 229, PL 229 B, PL 229 C Rettighetshavere: AS (operatør)

Detaljer

UTBYGGING OG DRIFT AV PIL OG BUE PL586 Forslag til program for konsekvensutredning

UTBYGGING OG DRIFT AV PIL OG BUE PL586 Forslag til program for konsekvensutredning Approval Date: [06:12:2015] Doc. No.: O58600-VNG-S-RA-00004 Revision: 01 01 06.12.2015 Final R. H. Holmboe F.P. Årvik/ J. Kristensen E. Oppedal Rev Date Prepared by Reviewed by Approved by Revision information

Detaljer