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

Transkript

1 Tommeliten Unit Utvikling av Tommeliten Alpha Forslag til program for konsekvensutredning Januar 2015

2 Forord Rettighetshaverne i Tommeliten Unit har startet planarbeidet for en utbygging av feltet. Første steg i denne prosessen er offentlig høring av forslag til program for konsekvensutredning (programforslaget). ble påvist i 1977 og er et gass og kondensatfelt som ligger på norsk sokkel i den sørvestre delen av Nordsjøen. Det anslås at inneholder om lag 13 milliarder Sm 3 gass og 8 millioner Sm 3 kondensat. Den anbefalte utbyggingsløsningen for er installasjon av en frittstående plattform der dekkstrukturen på dagens Huldraplattform vil bli gjenbrukt. Benyttelse av Huldra dekksstruktur for vil bli et pionerprosjekt, da tilsvarende gjenbruk aldri tidligere er gjennomført på norsk sokkel. Det er allerede gjennomført konsekvensutredning for avslutningen av Huldra feltet hvor gjenbruk er beskrevet. Gjenbruk av eksisterende plattformdekk er vurdert å ha betydelige miljømessige fordeler sammenlignet med et nybygg. Det forelagte programforslag beskriver planene for utbygging og drift av feltet, alternative utbyggingsløsninger, tidsplaner, samt foreslåtte tema som vil utredes videre i konsekvensutredningen. Programforslaget er utarbeidet i henhold til gjeldende veileder for plan for utbygging og drift (PUD) og plan for anlegg og drift (PAD) utgitt av Olje og energidepartementet. I samråd med Olje og energidepartementet er programforslagets høringsfrist satt til 12 uker. Eventuelle kommentarer eller merknader bes sendt til ConocoPhillips Skandinavia AS med kopi til Olje og energidepartementet. Forslaget til program for konsekvensutredning finnes også tilgjengelig på Tananger, 13.januar

3 Innholdsfortegnelse FORORD SAMMENDRAG INNLEDNING FORMÅLET MED UTREDNINGSPROGRAM OG KONSEKVENSUTREDNING LOVVERKETS KRAV TIL KONSEKVENSUTREDNING KONSEKVENSUTREDNINGSPROSESSEN TIDSPLAN FOR KONSEKVENSUTREDNINGSARBEIDET NØDVENDIGE SØKNADER OG TILLATELSER PLANER FOR UTBYGGING OG DRIFT BAKGRUNN FOR UTBYGGINGSPLANENE RETTIGHETSHAVERE OG EIERFORHOLD FELTBESKRIVELSE RESERVOARBESKRIVELSE RESSURSER OG PRODUKSJONSPLANER ALTERNATIVE UTBYGGINGSPLANER ANBEFALT UTBYGGINGSLØSNING BORING OG BRØNN FORELØPIG TIDSPLAN INVESTERING OG KOSTNADER AVVIKLING AV VIRKSOMHETEN HELSE, MILJØ OG SIKKERHET TILTAK FOR REDUSERTE UTSLIPP OMRÅDEBESKRIVELSE KORT OM OMRÅDET BESKRIVELSE AV NATURRESSURSER AKTIVITETER I OMRÅDET MILJØMESSIGE KONSEKVENSER UTSLIPP TIL LUFT REGULÆRE UTSLIPP TIL SJØ AKUTTE UTSLIPP TIL SJØ FYSISKE INNGREP AREALBESLAG SAMFUNNSMESSIGE KONSEKVENSER PLANLAGTE UTREDNINGSAKTIVITETER INNHOLD I KONSEKVENSUTREDNINGEN FORSLAG TIL INNHOLDSFORTEGNELSE I KONSEKVENSUTREDNINGEN FORKORTELSER REFERANSER

4 1 Sammendrag På vegne av rettighetshaverne i Tommeliten Unit legger operatøren ConocoPhillips Skandinavia AS frem et forslag til program for konsekvensutredning for utbygging og drift av. Feltet ligger i blokk 1/9 på grensen mot Storbritannia i den sørvestre delen av Nordsjøen på omlag N og 2 53 Ø. er et gass og kondensatfelt som ble funnet i 1977, og det anslås at feltet inneholder 13 milliarder Sm 3 gass og 8 millioner Sm 3 kondensat. Anbefalt utbyggingsløsning for er å installere en normalt ubemannet plattform på feltet der gassen behandles før transport til Ekofisk for bruk som gassløftegass, mens kondensat og vann transporteres direkte til Ekofisk for videre behandling. Det planlegges med å gjenbruke Huldraplattformen på. Da produksjonen på Huldra opphørte i september 2014 hadde plattformen produsert gass og kondensat siden Nå er Huldrafeltet i en avslutningsfase og det planlegges at dekksstrukturen skal fjernes innen Dekkstrukturen (topside) vil bli tatt til land for modifikasjoner og tilpasning til, før den transporteres til feltet og installeres på en ny bærestruktur der. Det er for planlagt boring av 11 produksjonsbrønner og inntil èn injeksjonsbrønn for borekaks. Boring vil skje med en oppjekkbar borerigg. To rørledninger planlegges installert, en for behandlet gass og en felles rørledning for kondensat og vann. Begge rørledningene vil gå fra til Ekofiskfeltet. Innretningen skal fjernstyres fra Tananger med Eldfisk som reserveløsning. Utvinningen av gass og kondensat vil foregå ved naturlig trykkfall i reservoaret. Utbyggingen av representerer en investering på omlag 17 milliarder kroner. I det forelagte forslaget til program for konsekvensutredning gis det nærmere opplysninger om planene for utbygging og drift av, samt en beskrivelse av hva som vil inngå i konsekvensutredningen. Programforslaget er utarbeidet i henhold til gjeldende veileder for plan for utbygging og drift (PUD) og/eller plan for anlegg og drift (PAD) utgitt av Olje og energidepartementet (OED, 2010). 4

5 2 Innledning På vegne av rettighetshaverne Tommeliten Unit legger ConocoPhillips Skandinavia AS (heretter omtalt som ConocoPhillips) som operatør frem et forslag til program for konsekvensutredning for utbygging og drift av feltet. Feltet ligger på norsk sokkel i blokk 1/9 i den sørvestre delen av Nordsjøen, se lokalisering i figur 2 1. Figur 2 1. s beliggenhet i Nordsjøen i forhold til andre petroleumsfunn og felt. 2.1 Formålet med utredningsprogram og konsekvensutredning I planleggingsfasen til et utbyggingsprosjekt, skal rettighetshaverne utarbeide en plan for utbygging og drift (PUD) og/eller plan for anlegg og drift (PAD) som skal godkjennes av Olje og energidepartementet (OED). Konsekvensutredningen er en integrert del av en PUD og/eller PAD. Første steg i konsekvensutredningsprosessen er utarbeidelse av et forslag til program for konsekvensutredning (programforslaget). Forslag til utredningsprogram har som formål å informere myndigheter og interesseorganisasjoner om hva som er planlagt utbygd, aktuelle utbyggingsløsninger og om virkninger på miljø og næringer basert på tilgjengelig kunnskap. Videre skal behov for dokumentasjon og planlagt utredningsarbeid beskrives. Forslag til utredningsprogram er nå på høring slik at myndigheter og interesseorganisasjoner kan påvirke hva som skal utredes i konsekvensutredningen. På denne måten vil myndighetene ha et godt beslutningsgrunnlag når det skal avgjøres om, eller på hvilke vilkår, en godkjennelse av utbyggingen vil gis. Etter høringsfristen for programforslaget og eventuelle justeringer, fastsettes endelig utredningsprogram av Olje og energidepartementet. Neste steg i konsekvensutredningsprosessen er utarbeidelse av konsekvensutredningen. Denne prosessen utgjør en viktig del av planleggingsfasen til et utbyggingsprosjekt og sikrer at mulige negative virkninger av prosjektet tas i betraktning og forsøkes redusert i en tidlig fase. 5

6 Konsekvensutredningen har som formål å redegjøre for virkningene et større utbyggingsprosjekt har på miljø, naturressurser, kulturminner, andre næringer og samfunn. Det vil også redegjøres for forebyggende og avbøtende tiltak. I tillegg skal det gjøres rede for hva slags tillatelser det skal søkes om, beredskapsprosedyrer, samt hvordan innretningene skal disponeres ved avslutning av petroleumsvirksomheten. Konsekvensutredningsprosessen er en åpen prosess hvor de mulige virkningene av en utbygging gjøres synlige for myndigheter og interesseorganisasjoner samt sikrer medvirkning gjennom høringsrunder. 2.2 Lovverkets krav til konsekvensutredning Krav i internasjonalt rammeverk I EU s rådsdirektiv 97/11/EC finnes det krav til konsekvensutredninger for offentlige og private prosjekter som kan ha vesentlige miljø og/eller samfunnsøkonomiske konsekvenser. Mulige grenseoverskridende miljøeffekter er regulert gjennom FNs Konvensjon om konsekvensutredninger av tiltak som kan ha grenseoverskridende miljøvirkninger (ESPOO konvensjonen). Denne konvensjonen forplikter parter (nasjonale myndigheter) om å varsle nabostater om planlegging av tiltak som kan få miljøvirkninger ut over landegrensene. En mindre del av forekomsten kan strekke seg over på britisk sokkel. I tråd med avtale mellom Norge og Storbritannia vil bli håndtert av myndighetene i det landet hvor størstedelen av ressursene ligger, i dette tilfelle Norge. Det er en begrenset sannsynlighet for at ressurser på britisk side er utvinnbare og feltet planlegges bygget ut med alle innretninger på norsk side av grenselinjen. Prosessen er regulert av samarbeidsavtalen mellom norske og britiske myndigheter. Skulle forutsetningene som ligger til grunn for de nevnte forenklingene endre seg, er partene enige om å vurdere saken på nytt Krav i norsk lovverk I henhold til petroleumslovens 4 2, vil den planlagte utbyggingen av være konsekvensutredningspliktig. Konsekvensutredningen skal i henhold til disse bestemmelsene baseres på et program for konsekvensutredning som er fastsatt av myndighetene etter en offentlig høringsrunde. Petroleumsforskriften 22 regulerer hva utredningsprogrammet skal inneholde Tidligere utredninger og studier av relevans For delvis å dekke utredningsplikten (jamfør petroleumsloven) vil rettighetshaverne benytte eksisterende regional konsekvensutredning for Nordsjøen (RKU Nordsjøen, 2006) for å beskrive naturressurser og generelle miljøforhold i den sørvestre delen av Nordsjøen. I tillegg vil senere publisert materiale fra blant annet Havforskningsinstituttet benyttes, samt grunnlagsrapporter til forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak, rapporter fra oljeindustriens miljøovervåkning og statlig program for forurensingsovervåkning. 2.3 Konsekvensutredningsprosessen Som et første steg i konsekvensutredningsprosessen utarbeider rettighetshaverne et forslag til utredningsprogram. Operatøren (ConocoPhillips) sender programforslaget på høring til relevante høringsparter (myndigheter og interesseorganisasjoner) som er anbefalt av OED. Samtidig gjøres forslaget til utredningsprogram tilgjengelig på internett ( Høringsperioden er satt til 12 uker. Høringskommentarene til utredningsforslaget sendes til ConocoPhillips med kopi til OED. ConocoPhillips sammenfatter kommentarene og gir sin vurdering i forhold til implementering i 6

7 utredningsprogrammet. Dette legges igjen frem for OED som fastsetter utredningsprogrammet basert på høringskommentarene og rettighetshavernes vurdering til og/eller implementering av disse. Rettighetshaverne gjennomfører deretter konsekvensutredningsarbeidet i henhold til fastsatt utredningsprogram. Konsekvensutredningen sendes på høring til myndigheter og interesseorganisasjoner, samtidig som det kunngjøres i Norsk Lysningsblad at konsekvensutredningen er sendt på høring. Konsekvensutredningen, og så langt som mulig relevant bakgrunnsinformasjon, gjøres tilgjengelig på internett. Fristen for høring skal ikke være kortere enn 6 uker, og vil for feltet være satt til 12 uker. Uttalelser til konsekvensutredningen som kommer inn under høringsperioden sendes til rettighetshaverne, som i sin tur videresender disse til OED. Departementet vil, på bakgrunn av høringen, ta stilling til om det er behov for tilleggsutredninger eller dokumentasjon om bestemte forhold. Eventuelle tilleggsutredninger skal forelegges berørte myndigheter og dem som har avgitt uttalelser til konsekvensutredningen før det fattes vedtak i saken. På bakgrunn av konsekvensutredningen, utbyggings og/eller anleggsdelen samt høringsuttalelsene, utarbeider OED et forslag til stortingsproposisjon eller kongelig resolusjon som sendes på høring til berørte departementer. Etter denne høringsprosessen fremmes så saken av Regjeringen enten i Stortinget eller for Kongen i Statsråd. Stortinget behandler utbygginger med en investeringsramme som overstiger et beløp som fastsettes i forbindelse med den årlige budsjettforhandlingen i Stortinget. Per 2014 er dette beløpet på 20 milliarder kroner. Siden har en investeringsramme godt under denne grensen, kan prosjektet godkjennes i Statsråd. Myndighetsprosessen for konsekvensutredning er skissert i Figur

8 Figur 2 2. Skjematisk fremstilling av utredningsprosess og saksbehandling for konsekvensutredninger (OED, 2010). 2.4 Tidsplan for konsekvensutredningsarbeidet Antatt tidsplan for konsekvensutredningsprosessen er angitt i Tabell 2 1. Tabell 2 1. Antatt tidsplan for konsekvensutredningsprosessen. Beskrivelse Forslag til program for konsekvensutredning oversendes til relevante myndigheter og høringsparter Tidsplan 12. januar 2015 Offentlig høring av forslag til program for 12. januar april 2015 konsekvensutredning (12 uker) Behandling og sammenstilling av høringsuttalelser April 2015 Departementets fastsettelse av utredningsprogram Mai 2015 PUD/PAD Del 2 Konsekvensutredning oversendes til 21. august 2015 relevante myndigheter og høringsparter Offentlig høring av konsekvensutredning (12 uker) 21. august november 2015 Innsending av PUD/PAD Del 1 Teknisk og økonomisk plan Januar 2016 Antatt myndighetsgodkjennelse 1. halvår

9 2.5 Nødvendige søknader og tillatelser For å gjennomføre utbyggingen av feltet vil det måtte innhentes forskjellige tillatelser fra myndighetene i de ulike fasene av prosjektet. En oversikt over tillatelser som må innhentes i planlegging og utbyggingsfasen til vil legges frem i konsekvensutredningen. 9

10 3 Planer for utbygging og drift 3.1 Bakgrunn for utbyggingsplanene er et gass og kondensatfelt som ble funnet av Statoil ved boring av brønn 1/9 1 i PL044 i To avgrensningsbrønner og omfattende datainnsamling ble gjennomført, men blant annet en ufullstendig reservoarforståelse førte til at det videre arbeidet ble lagt til side. Samtidig 9 km lengre nord ble Tommeliten Gamma feltet påvist og utviklet som en undervannsutbygging tilknyttet Eddaplattformen. Tommeliten Gamma produserte frem til 1998, da begge innretningene ble fjernet. I januar 2001 ble ConocoPhillips operatør for og boret i 2003 en fjerde brønn på feltet. Sammen med ny og bedre seismikk ble reservoarutstrekning stadfestet og nye data ga bedre innsikt i og forståelse av reservoarforholdene og basert på dette ble reservoarmodellen oppdatert. plattformen vil bli plassert slik på feltet at samlet borelengde for brønnene blir minimalisert. Dette gir en lokalisering om lag 26 km sørvest for Ekofisk feltsenter. 3.2 Rettighetshavere og eierforhold er i dag lokalisert i et eget avtalebasert område, Tommeliten Unit, innenfor utvinningstillatelse 044. Nåværende rettighetshavere for er ConocoPhillips Skandinavia AS, Statoil Petroleum AS, Total E&P Norge AS og Eni Norge AS. Eierfordelingen er angitt i Tabell 3 1. ConocoPhillips er operatør for lisensen. Tabell 3 1. Rettighetshavere og eierandeler i (Tommeliten Unit). Rettighetshaver Selskapets andel (%) ConocoPhillips Skandinavia AS 28, 26 Statoil Petroleum AS 42,38 Total E&P Norge AS 20,23 Eni Norge AS 9, Feltbeskrivelse er et gass og kondensatfelt som ligger i den sørvestre delen av Nordsjøen på omlag N og 2 53 Ø. Feltet er lokalisert i blokk 1/9 på norsk sokkel, som grenser til blokk 30/20 på britisk sokkel (Figur 2 1). Vanndypet er omlag 74 meter. I tillegg til funnbrønnen 1/9 1 har det blitt boret tre avgrensningsbrønner på. 3.4 Reservoarbeskrivelse feltets reservoar ligger i naturlig oppsprukne krittbergarter i øvre Ekofiskformasjon og i nedre Torformasjon av seinkritt alder. 3.5 Ressurser og produksjonsplaner Planlagt oppstart av gass og kondensatproduksjon fra er satt til 4. kvartal Det anslås at feltet inneholder 13 milliarder Sm 3 gass og 8 millioner Sm 3 kondensat. Gass og kondensatproduksjonen vil være høyest ved oppstart før produksjonen raskt avtar. Feltet antas å ha en økonomisk levetid på omlag 20 år. 3.6 Alternative utbyggingsplaner Ulike utbyggingsløsninger har vært vurdert for. I tidlige studier ( ) ble flerfaseoverføring til en nærliggende vertsplattform med ulike kombinasjoner av plattform eller havbunnsutbygging vurdert. I tillegg ble det vurdert ulike alternativer med forskjellig grad av gass og 10

11 kondensatbehandling lokalt på en plattform på. Både utvinning med resirkulering av gass i reservoaret og vanlig trykkavlastning inngikk i vurderingene. En potensiell framtidig felles gassutbygging for området, avhengig av evt. nye funn fra framtidig leteaktivitet, ble også vurdert før muligheten med gjenbruk av dekksstrukturen på Huldra ble aktualisert i har stor grad av sammenfallende egenskaper med de som lå til grunn for utformingen av Huldradekket, herunder ressursgrunnlag og brønnbehov. Begge feltene er gasskondensatfelt noe som gjør det mulig å sikre en høy andel av gjenbruk av utstyr. Resirkulering av gass i reservoaret kunne gitt noe høyere kondensatutvinning, men er en løsning som ikke kunne forsvares basert på utsatt gassalg, økt energiforbruk og økte investeringer. Konseptuelle studier for utbygging av ble gjennomført og resulterte i en løsning basert på trykkavlastning. Studiene kan i hovedsak oppsummeres i tre hovedkategorier: 1. a) Installasjon av en ny frittstående normalt ubemannet plattform med lokal behandling av gass før tilknytning til eksisterende gasstransportsystemer. Kondensat og vann sendes i egen rørledning til en vertsplattform for videre behandling og eksport. b) Installasjon av en frittstående normalt ubemannet plattform basert på gjenbruk av Huldraplattformens dekk med lokal behandling av gass før tilknytning til eksisterende gasstransportsystemer. Kondensat og vann sendes i egen rørledning til en vertsplattform for videre behandling og eksport. 2. Installasjon av en ny frittstående bemannet plattform med lokal behandling av gass og kondensat før tilknytning til eksisterende rørtransportsystemer. 3. Installasjon av en ny frittstående normalt ubemannet plattform (eller undervannsinnretning) med overføring av ubehandlet brønnstrøm i en rørledning til en vertsplattform for videre behandling og eksport. Det samlede energiforbruket i hele kjeden fra reservoar til salgspunkt er i begrenset grad påvirket av konseptuell løsning. 11

12 Tabell 3 2. Alternative utbyggingsløsninger vurdert for. Vurderte løsninger 1a) Installasjon av en ny frittstående normalt ubemannet plattform med lokal behandling av gass før tilknytning til eksisterende gasstransportsystemer. Kondensat og vann sendes i egen rørledning til en vertsplattform for videre behandling og eksport. 1b) Gjenbruk av plattformdekket på Huldra på en frittstående normalt ubemannet plattform med lokal behandling av gass før tilknytning til eksisterende gasstransportsystemer. Kondensat og vann sendes i egen rørledning til en vertsplattform for videre behandling og eksport. 2) Installasjon av en ny frittstående bemannet plattform med lokal behandling av gass og kondensat før tilknytning til eksisterende rørtransportsystemer. 3) Installasjon av en ny frittstående normalt ubemannet plattform (eller undervannsinnretning) med overføring av ubehandlet brønnstrøm i en rørledning til en vertsplattform for videre behandling og eksport. Tekniske og økonomiske forhold Teknisk gjennomførbar. God ressursutnyttelse. God områdeløsning. Ikke tilfredsstillende økonomi. Teknisk gjennomførbar. God ressursutnyttelse. God områdeløsning. Forsvarlig økonomi, gitt forventede reservoaregenskaper. Teknisk gjennomførbar. Uavhengig av eksisterende infrastruktur. God ressursutnyttelse. God områdeløsning. Dårligst økonomi. Usikkerhet knyttet til kapasitet og ombyggingsomfang på vert. Lavest investeringskostnad. Dårligere områdeløsning enn gjenbruk. Dårligere økonomi enn gjenbruk. Miljøvurderinger Vannbehandling på tilknytningsvert. Mulighet for redusert kraftbehov i haleproduksjon (flerfase). Gjenbruk gir vesentlig lavere forbruk av naturressurser og energi i byggefasen. Gjenbruk av design kan tenkes å begrense mulighetene til å ta i bruk nye teknologiske løsninger. Vannbehandling på tilknytningsvert. Mulighet for redusert kraftbehov i haleproduksjon (flerfase). Størst lokalt kraftbehov. Det etableres et nytt utslippspunkt for produsert vann. Lavest lokalt kraftbehov. Gevinst i utnyttelse av trykkenergi til transport avveies mot dårligere tilpasset prosess på vertsplattform. All gass, kondensat og vannbehandling på tilknytningsvert. 3.7 Anbefalt utbyggingsløsning Anbefalt utbyggingsløsning for er å installere en frittstående, normalt ubemannet, delvis prosesserende plattform hvor dekkstrukturen (topside) på Huldra blir gjenbrukt (beskrevet i alternativ 1b). Plattformens understell og tilhørende rørledninger vil være nye. Huldraplattformen er en produksjonsplattform som ligger nord for Oseberg i den nordlige delen av Nordsjøen. Innretningen eies av utvinningstillatelsene 051 og 52B ved lisenshaverne Statoil Petroleum AS (operatør), Petoro AS, Total E&P Norge AS, ConocoPhillips Skandinavia AS og Talisman Energy Norge AS. Huldra har produsert gass og kondensat siden I tråd med gjennomført 12

13 konsekvensutredning for avslutningen av Huldra feltet ble produksjonen avsluttet høsten 2014 og øvrig arbeid med avslutning og fjerning ble igangsatt. Driftsformen på Huldraplattformen var normalt ubemannet drift med fjernstyring fra Veslefrikk B. Plattformen har kun enkle prosessfunksjoner. Den er utstyrt med innløpsseparator, gasskjøler, kompressmodul (etterinstallert i 2006) og væskeutskiller. Samtidig som departementet ga sin tilslutning til at Huldrafeltet ble bygget ut la departementet frem sin tilslutning til beslutningen om disponering av utrangerte offshore installasjoner, vedtatt på OSPAR kommisjonens ministermøte 23. juli 1998 (St.prp. nr. 8 ( )). I dette vedtaket stod gjenbruk svært sentralt. Gjenbruk av Huldradekket på representerer dermed et gjennombrudd på norsk sokkel og er et bærekraftig utviklingskonsept som vil gi betydelige miljømessige fordeler. Figur 3 1. Dagens Huldraplattform. Total vekt på dekk og dekksmoduler er om lag 5000 tonn i tørrvekt. Dekkstrukturen er planlagt transportert til land 2017/2018 og vil bli klargjort for bruk på. Det er godt samsvar mellom de behov har og de funksjoner som er innebygd i Huldra dekket. Høytrykks tørrgass fra Tommeliten vil på en energieffektiv måte bli brukt til å erstatte gassløftegass på Ekofisk. De ulike systemene på Huldradekket er gjennomgått disiplin for disiplin med tanke på egnethet for. Det å møte operatørens akseptkriterie og å bevare så mye som mulig av eksisterende systemer har vært styrende for arbeidet. Dette kan medføre enkelte unntak fra dagens standarder. Alt nytt utstyr og systemer vil bli utformet i tråd med dagens standarder. Den normalt ubemannede plattformen vil bli bemannet for vedlikehold og brønntjenester basert på skytling fra Ekofiskområdet. Eksisterende utstyr som ikke er påkrevd for vil bli fjernet. Eksisterende helikopterdekk og boligkvarter vil bli beholdt, og livbåten vil bli erstattet. Anlegg for gasstørking, eksportkjøling og måling vil bli erstattet, og kapasiteten i brannvannsystemet vil bli økes. Huldra har en LM2500 DLE gassturbin som er en integrert del av plattformdekkets prosessanlegg. Denne gassturbinen driver primært gasskompresjonsutstyret som skal gjenbrukes. Gassturbinen 13

14 driver videre en elektrisk generator som forsyner plattformen med elektrisk kraft. Av en total turbinytelse på 17 MW går 5 MW til å produsere elektrisk kraft, mens resten går til å komprimere gassen. En av to dieselgeneratorer har vært brukt til kraftforsyning på Huldra. For vil de eksisterende dieselgeneratorene bli fjernet. Samtidig vil to nye bli installert for å sikre kraft til to nye brannvannpumper. For å forenkle installasjon på Tommeliten i 2019 vil det bli bygget en egen ramme for dekket. Plattform og rørledninger vil bli designet for en levetid på 30 år. Det er planlagt å legge to rørledninger fra, en rørledning for gass og en for kondensat og vann. Begge rørledningene forventes å gå til Ekofiskfeltet. Utvinningen vil foregå ved naturlig trykkfall fra reservoaret. Ulike løsninger er vurdert for å finne frem til en miljøvennlig og sikker overføring av kondensat og vann for viderebehandling på en vertsplattform. En løsning med omfattende kjemikalieinjeksjon ble vurdert som ikke ønskelig. Oppvarming av væsken på og isolering av eksportrøret ble funnet utilstrekkelig, særlig under oppstart og i en senfase. Valgt løsning er derfor basert på oppvarming av eksportrørledningen for kondensat og produsert vann. To teknologiske alternativer foreligger: direkte elektrisk oppvarming (DEH) av eksportrørledning kombinasjon av elektrisk røroppvarming og rør i rør isolering (Externally Trace Heated Pipe in Pipe, eller ETH PiP). Kvalifisering av en kombinert løsning (ETHPiP) pågår og dette vil bli nærmere omtalt i konsekvensutredningen. er et gass og kondensatfelt med moderate mengder produsert vann. På Ekofisk vil produsert vann separeres fra kondensatet, renses i eksisterende BAT anlegg og deretter slippes ut til sjø. 3.8 Boring og brønn Det er planlagt å bore inntil 11 produksjonsbrønner samt inntil èn brønn for injeksjon av borekaks. En alternativ løsning til re injeksjon av borekaks er å benytte Thermomechanical Cuttings Cleanerteknologien (TCC) for rensing av kaks på plattformen før utslipp. Valgt løsning vil bli beskrevet i konsekvensutredningen. 3.9 Foreløpig tidsplan En tidsplan over hovedaktivitetene for den anbefalte utbyggingsløsningen for prosjektet er angitt i Tabell 3 3. Etter fjerning fra Huldra feltet vil dekkstrukturen tas til land for modifikasjon og oppgradering før den transporteres til feltet for installasjon der. 14

15 Tabell 3 3. Tidsplan for utbygging av feltet. Aktivitet Tidsplan Ilandføring av Huldra dekkstruktur 2017/2018 Installasjon av understell og start forboring på 2.kvartal 2018 Installasjon av dekkstruktur på 2.kvartal 2019 Produksjonsstart 4.kvartal Investering og kostnader De totale investeringene for en selvstendig utbygging er anslått til i størrelsesorden 17 milliarder norske kroner. Årlige driftskostnader ved produksjon vil redegjøres for i konsekvensutredningen Avvikling av virksomheten Den fremtidige avviklingen av plattformen vil skje i henhold til OSPAR beslutning 98/3 eller det gjeldende regelverket som foreligger ved aktuelt tidsrom for avvikling. Per dags dato innebærer dette at alle innretninger skal være fjernbare, og for en innretning av denne størrelse, at den skal fjernes i sin helhet. I konsekvensutredningen vil det gjøres betraktninger omkring forventet avvikling av plattformen med tilhørende rørledninger, og konsekvenser av dette Helse, miljø og sikkerhet Virksomheten til ConocoPhillips er basert på selskapets verdier. Sikkerhet med vern av helse, miljø og materielle og økonomiske verdier er alltid det viktigste, og selskapet har en null filosofi for skader og kritiske hendelser. ConocoPhillips har som mål å ha en selskapskultur som gir topp resultater innen sikkerhet og miljø. Derfor ligger helse, miljø og sikkerhet som et fundament for den daglige driften. Selskapet har ambisiøse driftsmål, men vet at målene ikke kan nås uten sikker drift Tiltak for reduserte utslipp Anbefalt utbyggingsløsning er å installere en frittstående plattform hvor dekket på dagens Huldraplattform vil bli gjenbrukt. Gjenbruk sikrer en miljøgevinst og muliggjør utbygging av som ble påvist i De miljømessige sidene vil utredes nærmere i konsekvensutredningen. I henhold til IPCC direktivet stilles det krav til at energien utnyttes effektivt og at best tilgjengelige teknikker (BAT) tas i bruk for å forebygge og begrense forurensing. I forbindelse med utbyggingen av vil BAT vurderinger gjennomføres og legges til grunn i alle faser av prosjektet. BAT vurderingene vil bli redegjort for i konsekvensutredningen. 15

16 4 Områdebeskrivelse 4.1 Kort om området er lokalisert i Ekofiskområdet i den sørvestre delen av Nordsjøen på 74 meters havdyp. Sedimentene i dette området består av fin sand med et relativt lavt innhold av pelitt (silt og leire) og lavt organisk innhold (Akvaplan Niva, 1996). Dominerende vindretning er fra sørvest gjennom store deler av året, mens det om sommeren er vestlige og nordlige vinder som dominerer. Generelt er vindhastigheten i den sørlige delen av området noe lavere enn lenger nord. Vannet i Nordsjøen består av en blanding av atlantisk vann som kommer inn fra Norskehavet, den Engelske kanal og kystvann, se Figur 4 1. Den dominerende retningen på vannstrømmen er mot urviserne. Nordsjøen sørvest er et område uten særlig sterke strømmer og med liten tidevannsforskjell. I Ekofiskområdet er strømretningen tidevannstyrt og om våren er den dominerende retningen mot nordøst og sørvest (WCM, 2009). Figur 4 1. Dominerende strømningsmønster i Nordsjøen (Kilde: Metocean). 16

17 4.2 Beskrivelse av naturressurser Fiskeressurser De viktigste fiskeartene i Nordsjøen er sei, makrell, sild, brisling, kolmule, øyepål, tobis og torsk (Miljøverndepartementet, 2013). Tobis, sild og brisling er viktige byttedyr for sjøpattedyr, fisk og sjøfugl, mens øyepål er viktig føde for fisk. Makrell har gyteområder som overlapper eller ligger nært opp til feltet, mens øyepål, torsk og tobis har gyteområder som ligger km fra (Figur 4 2). Gytingen foregår i ulike perioder gjennom året; makrellen gyter i mai juli, Nordsjøtorsken i januar april og øyepål i perioden januar mai. Tobisen gyter i perioden rundt årsskiftet (Figur 4 4). ligger i et område av Nordsjøen som regnes som et lite sårbart havområde for fisk. Figur 4 2. Arter i Nordsjøen som har overlappende gyteområder eller som gyter i områder nært opp til (Kilde: Mareano, 2013) Sjøfugl Sjøfugl finnes utbredt i åpne havområder og deres utbredelse varierer gjennom året og fra år til år. Sjøfugl regnes som svært sårbare ovenfor oljeforurensning og de pelagisk dykkende artene (lomvi, 17

18 alke og alkekonge) anses som den mest utsatte gruppen. ligger i et område av Nordsjøen som regnes som et lite sårbart havområde for sjøfugl gjennom hele året (miljøverdi 1 av 10)( En estimert tetthet av de pelagisk dykkende artene lomvi, alke og alkekonge i Nordsjøen, fordelt på ulike årstider, er vist i Figur 4 3. Tetthet av sjøfugl (antall per 10 x 10 km 2 ) Figur 4 3. Estimert tetthet av utvalgte sjøfuglarter fordelt på årstider. Alkekonge befinner seg utenfor Nordsjøen om sommeren og datagrunnlaget for Nordsjøen i denne perioden er derfor begrenset (kart nr. 3, 2.rekke) (Kilde: SEAPOP). 18

19 4.2.3 Sjøpattedyr De vanligste hvalartene i Nordsjøen er vågehval, springere (kvitnos og kvitskjeving) og nise. Vågehvalen oppholder seg i Nordsjøen i forbindelse med næringsvandring, mens nise og springere er mer stedbundne. Den største tettheten av nise finnes i den sørlige delen av Nordsjøen. Resultater fra to store hvaltellinger, i henholdsvis 1994 og 2005, viste at bestanden av nise, vågehval og springere var stabil i disse årene (Miljøverndepartementet, 2013). Selartene steinkobbe og havert er de vanligste i Nordsjøen. Disse lever året rundt i kolonier spredt langs norskekysten, med kaste og hvileplasser på land. Det har vært en svak tilbakegang av steinkobbebestanden de siste årene og steinkobbe ble i 2010 listet som sårbar på Norsk rødliste. Den norske bestanden av havert er økende etter at fredning av arten har ført til rekolonisering i tidligere utbredelsesområder (Miljøverndepartementet, 2013). ligger i et område av Nordsjøen som regnes som et lite sårbart havområde for sjøpattedyr gjennom hele året (miljøverdi 2 av 10) ( Koraller Langs norskekysten finnes store kjente korallrev av kaldtvannskorallen Lophelia pertusa. Utover dette er det ikke rapportert om forekomster av naturlige korallrev i Nordsjøen eller i Skagerrak. Forekomst av naturlige korallrev ved er usannsynlig da havbunnen i området er dekket av sand og silt og larvene til kaldtvannskorallen bunnslår på hardt substrat. Det er imidlertid gjort observasjoner av korallkolonier som vokser på plattformbein i de sentrale delene av Nordsjøen. Dette tyder på at korallarver som driver i vannmassene bunnslår på plattformbeina Særlig verdifulle og sårbare områder Det er ingen særlig verdifulle eller sårbare områder i umiddelbar nærhet til. Ved et større akutt utslipp vil det imidlertid finnes flere slike områder innenfor et antatt mulig influensområde. Dette gjelder særlig verdifulle og sårbare områder som er definert i Forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak (Figur 4 4), Ramsarområder langs danskekysten (vernede våtmarksområder) og Doggerbank (grunt sandbank habitat) i dansk/tysk/britisk/nederlandsk sektor. Disse aktuelle områdene vil beskrives nærmere i konsekvensutredningen for. Det er lite sannsynlig at akuttutslipp av kondensat fra skal nå kystsoner. 19

20 Figur 4 4. Særlig verdifulle og sårbare områder i Nordsjøen og Skagerrak (Kilde: Direktoratet for Naturforvaltning, 2012) Kulturminner Det er ingen kjente funn av kulturminner i området ved. Basert på historiske data, er det allikevel et potensiale for funn av både menneskeskapt materiale fra steinalderen og av skipsvrak i Nordsjøen, men sannsynligheten for funn vurderes allikevel som lav. 4.3 Aktiviteter i området Annen petroleumsvirksomhet er lokalisert 26 km sørvest for Ekofisk på grensen til britisk sektor, Figur 2 1. Petroleumsvirksomheten i området er godt etablert på begge sider av grenselinjen og det har i lengre tid vært en relativt høy tetthet av produksjonsinnretninger på Ekofisk, Eldfisk, Embla Tor, Valhallog Hod feltene med tilhørende transportløsninger, samt de nedstengte feltene Albuskjell, Cod, Edda, Tommeliten Gamma og Vest Ekofisk. Tilsvarende finnes Judy feltet og flere ulike transportsystemer like over grensen i britisk sektor Fiskeri Fiskeriaktiviteten i området kan vurderes ut ifra omfanget av fartøyaktiviteten i området. Siden år 2000 har alle norske fiskefartøy over 24 meter vært satellittovervåket og sporingsdataene gir en god oversikt over hvordan fiskeriaktiviteten med større fartøy foregår til 20