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

Transkript

1 PL025 Utvikling av Gudrun og Sigrun Forslag til program for konsekvensutredning Oktober 2008

2 Innholdsfortegnelse 1 SAMMENDRAG INNLEDNING Formål med forslag til program for konsekvensutredning Lovverkets krav til konsekvensutredning Krav i internasjonalt lovverk Krav i norsk lovverk Krav i britisk lovverk Rammetraktater 1998 og Myndighetsavklaringer Regional konsekvensutredning for Nordsjøen Konsekvensutredningsprosessen Tidsplan for konsekvensutredning Nødvendige søknader og tillatelser PLANER FOR UTBYGGING, ANLEGG OG DRIFT Helse, miljø og sikkerhet (HMS) Rettighetshavere og eierforhold Feltbeskrivelse Andre funn og prospekt i området Lisenshistorie Reservoarbeskrivelse Reserver og produksjonsplaner Tidligere vurderte utbyggingsløsninger Prosjektstatus Alternative utbyggingsløsninger under vurdering Alternativ 1- Brønnhodeplattform, brønnstrøm til Brae B Eksportløsning Alternativ 2 - Brønnhodeplattform, brønnstrøm til Sleipner A Eksportløsning Alternativ 3 - Enkel prosesseringsplattform, olje og gass til Sleipner A Eksportløsning Kort beskrivelse av de alternative vertsplattformene Brae Bravo Side 2 av 30

3 Sleipner A Behov for modifikasjoner på Kårstø Boring og brønn Andre funn og prospekt Tidsplan for prosjektet Investeringer og kostnader Avslutning OMRÅDEBESKRIVELSE Regional konsekvensutredning for Nordsjøen Bakgrunn og hensikt Kort beskrivelse av området Beskrivelse av naturressurser Fiskeressurser Fugl Sjøpattedyr Koraller Kulturminner MILJØMESSIGE KONSEKVENSER Utslipp til luft Bore- og anleggsfase Driftsfase Utslippreduserende tiltak Utslipp til sjø Bore- og anleggsfase Driftsfase Akutte utslipp Utslippsreduserende tiltak Arealbeslag og fysiske inngrep Konsekvenser for fiskeri og akvakultur Gyteområder Habitater Kulturminner Skipstrafikk SAMFUNNSØKONOMISKE KONSEKVENSER PLANLAGTE UTREDNINGSAKTIVITETER...28 Side 3 av 30

4 7.1 Innholdet i konsekvensutredningen Beskrivelse av naturressurser og ressursutnyttelse Utslipp til luft Regulære utslipp til sjø Akutte utslipp til sjø Konsekvenser ved arealbeslag og fysiske inngrep Samfunnsmessige konsekvenser Miljøovervåking Side 4 av 30

5 1 Sammendrag Operatøren StatoilHydro legger på vegne av lisenshaverne frem forslag til utredningsprogram for konsekvensutredning for utbygging og drift av Gudrun- og Sigrunfeltet (heretter kun referert til som Gudrun). Gudrun er et olje- og gassfelt som ligger innenfor produksjonslisens PL025, blokk 15/3, i midtre del av Nordsjøen. Hvorvidt Sigrun skal bygges ut er planlagt besluttet i forbindelse med PUD/PAD behandling i Foreliggende utredningsprogram er imidlertid basert på utbygging av både Gudrun og Sigrun. Som fastsatt i Petroleumsloven skal det før utbygging kan finne sted utarbeides en konsekvensutredning med tilhørende konsekvensutredningsprogram. Formålet med utredningen er å legge et best mulig grunnlag for å vurdere hvordan utbyggingen vil påvirke miljø- og samfunnsinteresser, samt å beskrive de muligheter som finnes for å redusere eller unngå negative effekter og øke eventuelle positive effekter. Følgende utbyggingsalternativ skal studeres for Gudrun fram til konseptvalg: 1. Brønnhodeplattform, brønnstrøm til Brae Bravo (britisk sokkel) 2. Brønnhodeplattform, brønnstrøm til Sleipner A (norsk sokkel) 3. Prosesseringsplattform, olje og gass til Sleipner A (norsk sokkel) Dersom Sigrun besluttes utbygd vil Sigrun, uavhengig av valgt utbyggingsløsning for Gudrun, bygges ut med en integrert brønnrammestruktur knyttet opp mot Gudrun via et produksjonsrør og en integrert navlestreng for hydraulisk kraft, elektrisk kraft/ kommunikasjon, monoetylenglykol (MEG) og andre kjemikalier. Det er avklart med britiske myndigheter at det ikke er påkrevd med konsekvensutredning for modifikasjoner på plattform eller for rørledning på britisk sektor dersom det blir besluttet å gå videre med en løsning tilknyttet britisk vertsplattform. Konsekvenser knyttet til en slik løsning vil bli beskrevet i den norske konsekvensutredningen. Totale utvinnbare reserver for Gudrun (inkludert Sigrun) er foreløpig anslått til om lag 10 millioner Sm 3 olje og 13 milliarder Sm 3 gass. Oppstart av produksjonen i 2013 er mest sannsynlig, mens tidlig produksjonsstart i 2012 er et strekkmål for prosjektet. Produksjonsperioden er antatt til å være på 6 til 8 år. Foreløpig borekonsept innebærer boring av totalt 9 produksjonsbrønner og 1 deponeringsbrønn på Gudrun for drenasjevann og boreavfall samt produsert vann for alternativ 3. Sigrun planlegges utbygd med 1 produksjonsbrønn. Borekonseptet er videre basert på bruk av vannbasert borevæske i de to øverste seksjonene. Borekaks boret med vannbasert borevæske slippes ut til sjø. I de nederste seksjonene vil oljebasert borevæske benyttes. Borekaks fra disse seksjonene på Gudrun vurderes injisert i Utsira via deponeringsbrønn. Dersom dette viser seg ikke gjennomførbart vil kakset transporteres til land for videre behandling. Kaks fra den ene brønnen på Sigrun vil bli transportert til land for videre behandling. Gjennomsnittlig årlig utslipp til luft fra produksjon og eksport fra Gudrunfeltet samt prosessering og eksport fra vertsplattform er på det høyeste (alternativ 1) foreløpig beregnet til om lag tonn CO 2 og 670 tonn. For alternativ 2 injiseres produsert vann til Utsiraformasjonen fra Sleipner. For alternativ 3 injiseres produsert vann til Utsiraformasjonen fra Gudrun. Alternativ 1 vil ha behandling av produsert vann på Brae B før utslipp til sjø. De totale investeringskostnadene for utbyggingen av Gudrunfeltet (inkludert Sigrun) er foreløpig kostnadsberegnet til 12,6 til 13,4 milliarder norske 2008-kroner, avhengig av valgt utbyggingskonsept. I tillegg er foreløpig kostnader knyttet til boring og leie av rigg estimert til 1,3 til 1,4 milliarder amerikanske dollar. I foreliggende forslag til utredningsprogram for Gudrun er det redegjort for hva som planlegges utredet i konsekvensutredningen samt gitt nærmere opplysninger om prosjektet. Side 5 av 30

6 2 Innledning På vegne av rettighetshaverne i produksjonslisens PL025 legger operatøren StatoilHydro fram forslag til program for konsekvensutredning for utbygging, anlegg og drift av Gudrun- og Sigrunfeltet (heretter kun referert til som Gudrun). Hvorvidt Sigrun skal bygges ut er planlagt besluttet i forbindelse med PUD/PAD behandling i Foreliggende utredningsprogram er imidlertid basert på utbygging av både Gudrun og Sigrun. Gudrun feltet ligger i norsk sektor, nord for Sleipner, i midtre del av Nordsjøen. Prosjektet er inne i en utviklingsfase der det skal velges endelig konsept i løpet av Det foreligger flere alternative utbyggingsløsninger under vurdering; 2 alternative plattformløsninger og 2 alternative tilknytningsløsninger. Følgende tre utbyggingsalternativ for Gudrunfeltet skal således studeres fram til konseptvalg: 1. Brønnhodeplattform, brønnstrøm til Brae Bravo (britisk sokkel) (WHP-BB) 2. Brønnhodeplattform, brønnstrøm til Sleipner A (norsk sokkel) (WHP-SLA) 3. Prosesseringsplattform, olje og gass til Sleipner A (norsk sokkel) (PP-SLA) Dersom Sigrun besluttes utbygd vil feltet, uavhengig av valgt utbyggingsløsning for Gudrun, bygges ut med en integrert brønnrammestruktur og knyttes opp mot Gudrun via et produksjonsrør og en integrert navlestreng for hydraulisk kraft, elektrisk kraft/ kommunikasjon, monoetylenglykol (MEG) og andre kjemikalier. De ulike utbyggingsløsningene er nærmere beskrevet i kapittel 3 Planer for utbygging, anlegg og drift. Det er avklart med britiske myndigheter at, dersom det blir besluttet å gå videre med en løsning tilknyttet britisk vertsplattform, er det ikke påkrevd med konsekvensutredning for modifikasjoner på plattform eller for rørledning i britisk sektor. Konsekvenser knyttet til en slik løsning vil bli beskrevet i norsk konsekvensutredning. I foreliggende forslag til program for konsekvensutredning for Gudrun prosjektet er det redegjort for hvilke tema som planlegges utredet i konsekvensutredningen samt gitt nærmere opplysninger om prosjektet. Forslaget til program for konsekvensutredning er utarbeidet i henhold til gjeldende norsk veiledning for Plan for Utbygging og Drift (PUD) og Plan for Anlegg og Drift (PAD) (mai 2000). Konsekvensutredningen vil, i den grad det er mulig, omfatte andre funn/prospekt i lisensen som det på et senere tidspunkt kan være aktuelt å knytte opp mot Gudrun; deriblant Brynhild, Picasso og MJU. 2.1 Formål med forslag til program for konsekvensutredning Konsekvensutredningen er en integrert del av planleggingen av større prosjekter. Utredningen skal sikre at forhold knyttet til miljø, samfunn og naturressurser blir inkludert i planarbeidet på lik linje med tekniske, økonomiske og sikkerhetsmessige forhold. Konsekvensutredningen skal bidra til å belyse spørsmål som er relevante både for den interne og den eksterne beslutningsprosessen. Samtidig skal den sikre offentligheten informasjon om prosjektet samt gi omgivelsene anledning til å uttrykke sin mening og gi grunnlag for å påvirke utformingen av prosjektet. Formålet med utredningsprogrammet er å gi myndighetene og andre høringsinstanser informasjon og varsel om hva som er planlagt utbygd, hvor og hvordan. Gjennom uttalelser til programmet har både myndigheter og høringsinstanser mulighet til å kunne påvirke hva som blir krevd utredet i konsekvensutredningen, og dermed også hva som skal ligge til grunn for de beslutninger som skal tas. På grunnlag av det fastsatte programmet vil det bli utarbeidet en felles konsekvensutredning for feltinstallasjoner og transportrørledninger for behandling etter norsk lovverk. 2.2 Lovverkets krav til konsekvensutredning Krav i internasjonalt lovverk Kravet til konsekvensutredning er gjenspeilet i EUs regelverk som både Norge og Storbritannia Side 6 av 30

7 har implementert. EUs Rådsdirektiv 97/11/EC (endringsdirektiv til Rådsdirektiv 85/337/EEC) krever konsekvensutredning for offentlige og private prosjekter som kan ha vesentlige miljøog/eller samfunnsøkonomiske konsekvenser. Mulige grenseoverskridende miljøkonsekvenser er regulert gjennom FNs Konvensjon om KU for grenseoverskridende miljøkonsekvenser (ESPOO (EIA) konvensjonen, 1991) Krav i norsk lovverk Det planlagte prosjektet er konsekvensutredningspliktig i henhold til bestemmelsene i Petroleumsloven, 4.2 og 4.3 samt forskrift til lov om Petroleumsvirksomhet, 22. En konsekvensutredning skal i henhold til disse bestemmelsene baseres på et utredningsprogram. Utredningsprogrammet blir fastsatt av ansvarlig myndighet etter en forutgående offentlig høring. 22 i Forskrift til Petroleumsloven inneholder følgende bestemmelser om utredningsprogram: "Rettighetshaver skal i god tid før fremleggelse av plan for utbygging og drift av en petroleumsforekomst utarbeide forslag til utredningsprogram. Forslaget skal gi en kort beskrivelse av utbyggingen, av aktuelle utbyggingsløsninger og på bakgrunn av tilgjengelig kunnskap, av antatte virkninger for andre næringer og miljø, herunder eventuelle grenseoverskridende miljøvirkninger. Videre skal forslaget klargjøre behovet for dokumentasjon. Dersom det er utarbeidet en konsekvensutredning for det området hvor utbyggingen planlegges gjennomført, skal forslaget klargjøre behovet for ytterligere dokumentasjon eller oppdatering. Forslaget til utredningsprogram bør i nødvendig grad inneholde en beskrivelse av hvordan utredningsarbeidet vil bli gjennomført, særlig med sikte på informasjon og medvirkning i forhold til grupper som antas å bli særlig berørt. Forslaget til utredningsprogram skal baseres på rammene for dokumentasjon i 22a. Rettighetshaver sender forslaget til utredningsprogram til uttalelse til berørte myndigheter og interesseorganisasjoner. Det skal settes en rimelig frist for uttalelser. Fristen bør ikke være kortere enn seks uker. Departementet fastsetter utredningsprogrammet på bakgrunn av forslaget og uttalelsene til dette. Det skal redegjøres for innkomne uttalelser og hvordan disse er vurdert og ivaretatt i fastsatt program. Kopi av fastsatt program skal sendes til dem som har avgitt uttalelse i saken. Avgjørelser etter denne bestemmelsen er ikke enkeltvedtak etter forvaltningsloven. Departementet kan i særlige tilfeller bestemme at departementet sender forslag til utredningsprogram på høring. Forurensingslovens 13 har bestemmelser om melding og konsekvensutredning ved planlegging av virksomhet som kan medføre forurensing. Foreliggende forslag til program for konsekvensutredning er utarbeidet med sikte på å dekke kravene i begge lovverk Krav i britisk lovverk I Storbritannia er krav til konsekvensutredning regulert av Petroleum Production and Pipeline Assessment of Environmental Effects Regulations (1999). Det er ingen formelle krav i britisk lovverk til konsultasjon forut for utarbeidelse av konsekvensutredningen. Behovet for dokumentasjon dekkes vanligvis med et meget kortfattet dokument som beskriver hovedtrekkene i prosjektet og forventede konsekvenser. Det er ingen formelle krav til hvordan et slikt dokument skal utformes. BERR (Department for Business Enterprise & Regulatory Reform) er regulerende myndighet for olje- og gassutbygginger i Storbritannia. Saksbehandling og krav til dokumentasjon i forbindelse med utredningsprosess løsninger til britisk sektor ble diskutert med britiske myndigheter i mai Det er fastslått at det ikke er påkrevd med konsekvensutredning for en eventuell tilknytning av Gudrun til Brae Bravo. Heller ikke er det påkrevd med konsekvensutredning for transportrørledning fra Gudrun til Brae Bravo. Operatøren av Gudrun vil imidlertid utarbeide PWA (Pipeline Works Authorisation) og PON 15C for transportrørledningen, sistnevnte vil inkludere en kort konsekvensbeskrivelse. Marathon som operatør av Brae Bravo vil utarbeide en oppdatering av eksisterende field development plan (FDP) og eksisterende utslippstillatelse (PON 15D). Saksbehandling mot britiske myndigheter er ikke nærmere beskrevet på bakgrunn av at konsekvensutredning ikke er påkrevd. Saksbehandling av konsekvensutredning mot norske myndigheter er nærmere beskrevet i kapittel Rammetraktater 1998 og 2005 For å forenkle samarbeidet over grenselinjen har norske og britiske myndigheter signert to viktige traktater som regulerer grensekryssende prosjekt. I 1998 ble The 1998 treaty for interconnecting submarine pipelines inngått mellom Side 7 av 30

8 Norge og Storbritannia. Traktaten omhandler legging og drift av fremtidige rørledninger på kontinentalsokkelen for tilknytning av infrastruktur på tvers av delelinjen. The 2005 framework agreement concerning cross-boundary petroleum co-operation fra 2005 skal dekke alle andre petroleumsprosjekter som krysser sokkelgrensen. Prosjektene som dekkes av denne rammetraktaten er i hovedsak nye ilandføringsrørledninger som krysser sokkelgrensen, felles utnyttelse av felt som krysses av sokkelgrensen og utnyttelse av eksisterende infrastruktur og felles bruk av ny på tvers av sokkelgrensen. For konseptene der utbyggingen av Gudrunfeltet medfører prosessering på britisk installasjon samt rørledninger som krysser britisk sektor vil rammeavtalene mellom Norge og Storbritannia om petroleumssamarbeid over grenselinjen være gjeldende. Tema i traktatene som er viktige for prosjektet å håndtere er: Fiskalmåling HMS standarder og oppfølging Inspeksjon CO 2 avgift versus kvoter I det følgende er det gitt en kort status på de avklaringer som er foretatt mot norske og britiske myndigheter på nåværende tidspunkt Myndighetsavklaringer Det er avklart med Statens forurensingstilsyn (SFT) og Department for Business Enterprise og Regulatory Reform (BERR) at det skal betales CO 2 avgift for utslipp på norsk side og CO 2 kvoter for utslipp på britisk side. Med referanse til artikkel 1.5 og 4.1 i rammetraktaten for grensekryssende prosjekt (2005) antas det at delelinjen utgjør grensen for hvor langt norske HMS krav rekker med hensyn til direkte anvendelse overfor installasjon på britisk side. Etter artikkel 1.5, nr. 3 skal de relevante myndigheter for hvert land konsultere med hensikt å få på plass HMS prosedyrer som ivaretar hensynene til det lands myndighet som har ansvaret for henholdsvis vertsfasiliteter og reservoaret med hensyn til HMS slik at disse hensynene ivaretas også på den andre siden av grensen. Rammetraktaten av 2005, artikkel 1.7 gjelder måling og inspeksjon. For Gudrun prosjektet antas det at norske myndigheter vil stille krav til fiskal måling i samsvar med de alminnelige kravene. Strategien er å utføre allokering og fiskalmåling på vertsplattformen. Dersom målingen skal finne sted på Brae B vil artikkel 1.7 gi retningslinjer på hvordan de to land skal samarbeide med hensyn til krav hva gjelder måling. Dersom valgt utbygningsløsning medfører tilknytning til Brae B på britisk sokkel vil en nærmere beskrivelse av norske HMS kravs gyldighet, samt hvordan inspeksjon og fiskalmåling på en britisk vertsplattform skal utføres, bli gitt i konsekvensutredningen for Gudrun Regional konsekvensutredning for Nordsjøen Regional konsekvensutredning for petroleumsvirksomheten i Nordsjøen (heretter omtalt som RKU Nordsjøen) behandler de samlede konsekvensene av petroleumsvirksomheten på norsk sokkel sør for 62 N. I oktober 2007 ble oppdatert RKU Nordsjøen sluttbehandlet av norske myndigheter. I henhold til retningslinjer gitt av Olje- og energidepartementet (OED) kan konsekvensutredningsplikten ved nye utbyggingsprosjekter oppfylles enten ved en feltspesifikk konsekvensutredning, ved en kombinasjon av en feltspesifikk utredning og en regional utredning, eller i enkelte tilfeller gjennom en regional konsekvensutredning alene. Prognosene som er lagt til grunn i RKU Nordsjøen (2006) omfatter ressursklassene 1-8, basert på innrapportering til Revidert Nasjonalbudsjett (RNB) for 2006 for ressursklasse 1 til 4 samt OD sine anslag per Gudrun, inkludert Sigrun, er inkludert i prognosegrunnlaget for RKU Nordsjøen. Den regionale konsekvensutredningen er delt inn i ulike områder og gjengir områdenes infrastruktur, operasjonelle utslipp, overvåkingsundersøkelser og miljøtiltak. Videre beskrives miljøkonsekvenser av planlagte utslipp til luft og sjø samt uhellsutslipp, konsekvenser som følge av fysiske inngrep, konsekvenser for fiskerinæringen og samfunnsmessige virkninger. For Gudrun prosjektet vil det bli utarbeidet en spesifikk konsekvensutredning og RKU Nordsjøen fra 2006 vil bli benyttet som referansedokument. I kapittel 7 vil det bli vist nærmere hvilke tema som vil bli utredet særskilt, og for hvilke tema RKU Nordsjøen vil bli benyttet som dokumentasjon. Side 8 av 30

9 2.3 Konsekvensutredningsprosessen En forenklet beskrivelse av den norske konsekvensutredningsprosessen er gitt i det følgende. Prosessen starter med at rettighetshaver oversender forslag til program for konsekvensutredning til berørte myndigheter og interesseorganisasjoner, og innhenter uttalelser fra disse. Departementet fastsetter det endelige programmet for konsekvensutredningen på bakgrunn av forslaget sammen med en redegjørelse for innkomne uttalelser og hvordan disse er vurdert og ivaretatt. På grunnlag av det fastsatte utredningsprogrammet vil operatøren utarbeide konsekvensutredningen som en del av PUD (Plan for utbygging og drift) og/eller PAD (Plan for anlegg og drift). Rettighetshaver vil, på tilsvarende måte som for forslaget til utredningsprogram, distribuere konsekvensutredningen på høring til berørte myndigheter og interesseorganisasjoner og innhente uttalelser fra disse. Samtidig tinglyses det i Norsk Lysningsblad at konsekvensutredningen er sendt på offentlig høring. Konsekvensutredning, og underlagsdokumentasjon i den grad det er mulig, legges i tillegg ut på internett. OED vil forestå den videre behandling av konsekvensutredningen og til slutt ta stilling til hvorvidt utredningsplikten er oppfylt. Gudrun prosjektet vil ha en investeringsramme på mer enn 10 milliarder kroner. Slike prosjekter vil normal måtte godkjennes av Stortinget. Oljeog energidepartementet lager derfor en anbefaling i form av en Stortingsproposisjon som behandles i Stortingets komitéer før endelig godkjenning i Stortinget. Stortingsproposisjonen oppsummerer prosjektet i sin helhet, og inkluderer eventuelle forutsetninger og tiltak som ligger til grunn for godkjenningen Tidsplan for konsekvensutredning Med bakgrunn i retningslinjer utarbeidet for saksbehandling av konsekvensutredninger er en foreløpig plan for utredningsprosessen for Gudrun prosjektet etablert. Planen er basert på prosjektets hovedplaner og erfaringer fra tidligere utbygginger samt samtaler med norske myndigheter. Tabell 2-1 Foreløpig tidsplan for konsekvensutredningsprosess for Gudrun prosjektet. Beskrivelse Tidsplan Utsendelse forslag til program for konsekvensutredning 15. oktober 2008 Høring forslag til program for konsekvensutredning Fastsettelse program for konsekvensutredning 8 ukers frist Januar 2009 Utarbeidelse av PUD/PAD Del 2 November-Mars Konsekvensutredning 2009 Utsendelse PUD/PAD Del 2 KU April 2009 Høring PUD/PAD Del 2 KU 12 ukers frist April-Juni 2009 Innsendelse PUD/PAD Del 1 August 2009 Godkjenning i Stortinget Desember Nødvendige søknader og tillatelser For å gjennomføre utbyggingsplanene vil det måtte innhentes ulike tillatelser fra myndighetene. Noen av tillatelsene vil måtte innhentes i planfasen, mens andre tillatelser kan vente til utbyggingsfasen. Noen tillatelser er kun relevante for nedstegningsfasen. En foreløpig liste over nødvendige søknader og tillatelser i Norge er gitt under. En detaljert liste over tillatelser som må innhentes i henholdsvis planfase og utbyggingsfase vil bli avklart i den videre planprosessen og gjennom behandling av konsekvensutredningen for Gudrun prosjektet. Norske dokumentasjonskrav for Gudrun prosjektet: Plan for Utbygging og Drift (PUD) Plan for Anlegg og Drift (PAD) Program for konsekvensutredning Konsekvensutredning (KU), KU dekker i hovedsak utbygging og konsekvenser på norsk sokkel Utslippssøknader boring, drift og klargjøring Samtykkesøknad Konsekvensutredningen vil i all hovedsak dekke utbygging og konsekvenser på norsk sokkel. Som tidligere nevnt er det ikke påkrevd med konsekvensutredning, Environmental Statement (ES) og tilhørende Petroleum Operations Notice 16 Application for consent, mot britiske myndigheter for Gudrun prosjektet. Britiske dokumentasjonskrav for Gudrun prosjektet er derav som følger: Field Development Plan (FDP) Pipeline Work Authorization (PWA) Petroleum Operations Notice (PON) 15 C Petroleum Operations Notice (PON) 15 D Side 9 av 30

10 FDP og PON 15 D vil, dersom utbyggingsløsning med tilknytning til britisk vertsplattform blir valgt, bli oppdatert av Marathon som operatør av Brae Bravo. PWA, PON 15 C og eventuelle andre nødvendige søknader vil bli utarbeidet av StatoilHydro. Rammetraktatene av 1998 og 2005 gir retningslinjer for dokumentasjonskrav og tillatelser for prosessering på britisk vertsplattform og eksportrørledninger som krysser norsk og britisk sektor. Side 10 av 30

11 3 Planer for utbygging, anlegg og drift 3.1 Helse, miljø og sikkerhet (HMS) Det er utarbeidet et eget program for helse og arbeidsmiljø, ytre miljø og sikkerhet for utbyggingen av Gudrun. HMS programmet omfatter overordnede mål og strategi, definerer spesielle prosjektkrav til arbeidsmiljø, ytre miljø og teknisk sikkerhet samt planlagte sikkerhetsog risikoevalueringer. HMS programmet vil bli oppdatert for å dekke ulike prosjektfaser ettersom prosjektgjennomføringen skrider fram. 3.2 Rettighetshavere og eierforhold Rettighetshaverne som omfattes av planene for utbygging av produksjonslisens PL025 framgår av Tabell 3-1 sammen med de respektive eierandelene i lisensen. StatoilHydro er utbyggings- og driftsoperatør for produksjonslisens PL025. Tabell 3-1 Rettighetshavere og eierandeler i produksjonslisens PL025. Selskap Prosentandel StatoilHydro ASA 46,8 Marathon Petroleum Norge A/S 28,2 Gaz de France Norge AS 25,0 Figur 3-1 Plassering av produksjonslisens PL025, indikert med hvitt kvadrat. Gudrunfeltet ligger videre om lag 55 km nord for Sleipner A plattformen og 24 km øst for Brae Bravo plattformen, jamfør Figur 3-2. Som vist i figuren er Sigrun lokalisert 11 km sørøst for Gudrun. 3.3 Feltbeskrivelse Gudrun og Sigrun er to felt som ligger innenfor produksjonslisens PL025, blokk 15/3. PL025 er lokalisert i den midtre delen av Nordsjøen, i en avstand på om lag 10 km fra britisk sokkel (Figur 3-1). Vanndypet i området er om lag 109 meter. Havbunnen i området består av sandbunn og er relativ flat. Figur 3-2 Beliggenhet av Gudrun og Sigrun i forhold til nærliggende felt. Side 11 av 30

12 3.4 Andre funn og prospekt i området Det arbeides med prospekter og prospektmuligheter i og rundt PL025 som kan være aktuelle for fremtidig tilknytning til Gudrun. Tekniske og kommersielle løsninger for Gudrun vil således ta høyde for at framtidige funn i området kan tilknyttes og produseres fra de planlagte installasjonene. Prospekt i nærheten som kan bli aktuelle for tilknytning er: Brynhild - lokalisert mellom Gudrun og Sigrun strukturen (PL187 og PL303) Picasso lokalisert vest for Gudrun (PL 187 og PL 303) MJU lokalisert nord for Gudrun (PL025) Plassering av Brynhild i forhold til Gudrun/Sigrun er vist i Figur Reservoarbeskrivelse Gudrun-prosjektet omfatter utvikling av totalt fem reservoar som inneholder olje og gass i sandsteinsbergarter av midt- og senjura alder: Hugin/Gudrun gassreservoar Gudrunstrukturen, bestående av sandsteinreservoarene SST1 (olje), SST2 (olje) og SST3 (gass kondensat) Sigrun/Hugin sandsteinreservoar (inneholder i hovedsak olje) Som vist i Figur 3-4 består Gudrun sandsteinreservoar av tre produktive lag med ulike trykkprofiler. SST1, SST2 og SST3 er såkalte HTHP reservoar, det vil si reservoarer med betydelig høyere trykk enn hydrostatisk trykk, samt høy temperatur. Reservoarene i Sigrun har et noe lavere trykk enn Gudrun reservoarene. MJU Picasso Figur 3-4 Oversikt over hovedreservoarene beliggende i produksjonslisens PL025 Gudrun. 3.7 Reserver og produksjonsplaner Figur 3-3 Skissert plassering av Brynhild, Picasso og MJU i forhold til Gudrun og Sigrun. 3.5 Lisenshistorie Produksjonslisens PL025 ble tildelt i 1969, da med Norsk Hydro Produksjon A/S, Aquitaine Norge A/S, Total Norge A/S og Elf Norge A/S på eiersiden. Gudrun ble påvist i 1975 med Elf Aquitaine Norge som operatør for lisensen. I 1997 overtok StatoilHydro operatørskapet i PL025. Det har siden 1974 blitt boret totalt åtte undersøkelsesbrønner innenfor lisensen, hvorav hydrokarboner har blitt påvist i seks av brønnene. Gudrun er et olje- og gassfelt. De totale Gudrun (inkludert Sigrun) reserver er foreløpig estimert til om lag 10 millioner Sm 3 olje og 13 milliarder Sm 3 gass. Basert på pågående simuleringsarbeid er produksjonen fra Sigrun estimert til å utgjøre omlag 1,2 millioner Sm 3 olje og 1,2 milliarder Sm 3 gass av de totale reserver. Produksjonsprofiler for Gudrun og Sigrun (olje, gass, CO 2 og produsert vann) er vist i Figur 3-5 til Figur 3-8. Merk at figurene viser årlig gjennomsnittsrate og at gjennomsnittsraten for 2013 er basert på oppstart 1. oktober Som illustrert i figurene vil den høyeste produksjonsraten (årlig gjennomsnitt) for gass oppnås i 2016 og ligge på om lag 7,2 millioner Sm 3 /døgn. Basert på produksjon kun i 3. kvartal er gjennomsnittsraten for olje i 2013 estimert til om lag Sm 3 /døgn. Oljeproduksjonen Side 12 av 30

13 synker deretter gradvis fram mot slutten av feltets levetid. Ved forventet produksjonsprofil har Gudrungassen et maksimalt CO 2 -innhold på om lag 10 mol %. Som vist i Figur 3-7 varierer CO 2 - innholdet i gassen over tid, avhengig av hvilke reservoarer som bidrar til produksjonen. Foreløpige vannprofilberegninger indikerer en total vannmengde for Gudrun og Sigrun på opptil m 3 /døgn (årlig gjennomsnittsrate), jamfør Figur 3-8. På grunn av usikkerhetene i vannprognosene er imidlertid anleggene dimensjonert til å kunne behandle opp til m 3 /døgn. Produsert vann, Årlig gjennomsnittsrate (Sm3/d) Gudrun og Sigrun: Produsertvann årlig gjennomsnittsrate Vann Sigrun (Sm3/d) Vann Gudrun (Sm3/d) Figur 3-8 Produksjonsprofil for produsert vann for Gudrun og Sigrun [Sm 3 /døgn] Gudrun og Sigrun: Ustabilisert olje årlig gjennomsnittsrate 3.8 Tidligere vurderte utbyggingsløsninger Ustabilisert olje, Årlig gjennomsnittsrate (Sm3/d) Ustabilisert Olje Sigrun (Sm3/d) Ustabilisert Olje Gudrun (Sm3/d) Figur 3-5 Produksjonsprofil for olje for Gudrun og Sigrun [Sm 3 /døgn]. Oppsummert kan det sies at de ulike hovedkonseptene har vært som følger: Full prosessplattform på Gudrun med tilknytning til vertsplattform Enkel prosessplattform på Gudrun med tilknytning til vertsplattform Havbunnsutbygging av Gudrun med tilknytning til vertsplattform Brønnhodeplattform på Gudrun med tilknytning til vertsplattform Vannfjerningsplattform på Gudrun med tilknytning til vertsplattform Rikgass, Årlig gjennomsnittsrate (M Sm3/d) Gudrun og Sigrun: Rikgass årlig gjennomsnittsrate Rik gass Sigrun (MSm3/d) Rik gass Gudrun (MSm3/d) Figur 3-6 Produksjonsprofil for gass for Gudrun og Sigrun [MSm 3 /døgn]. Alternative tilknytningsverter som har vært vurdert er som følger: Sleipner A Grane Brae B (Britisk sektor) Brae E (Britisk sektor) Miller (Britisk sektor) StatoilHydro har sammen med partnerne i produksjonslisens PL025 gått bort fra videre utvikling av konsept med havbunnsutbygging av Gudrun, vannfjerningsplattform og prosessplattform med fullstendig prosessering på Gudrun. CO2, Årlig gjennomsnittsrate (M Sm3/d) 0,5 0,45 0,4 0,35 0,3 0,25 0,2 0,15 0,1 0,05 Gudrun og Sigrun: CO2 årlig gjennomstnittsrate CO2 Sigrun (MSm3/d) CO2 Gudrun (MSm3/d) Videre er følgende sensitiviteter utelatt fra videre vurderinger: Gassinjeksjon for økt utvinningsgrad CO 2 fjerning på Gudrun plattform Reinjeksjon for trykkstøtte på Gudrun En kort begrunnelse for hvorfor ulike hovedkonsept og sensitiviteter er valgt bort er gitt i Tabell 3-2 nedenfor Figur 3-7 Produksjonsprofil for CO 2 for Gudrun og Sigrun [MSm 3 /døgn]. Side 13 av 30

14 Tabell 3-2 Tidligere vurderte hovedkonsept med kort begrunnelse for hvorfor konsept er forlatt. Utbyggingsløsning Kort begrunnelse Full prosessplattform Økonomiske forhold Dyr plattformløsning Eksportproblemer Havbunnsutbygging Behov for lett tilgjengelige brønner Vannfjerningsplattform Økonomiske forhold Tilknytning til Miller Krever at operatøransvaret for driften av Miller plattformen måtte overtas Tilknytning til Grane Krever full prosessplattform på Gudrun, se over Tilknytning til Brae E Dårligere egnet enn Brae Bravo som ble valgt av operatør Sensitivitet Kort begrunnelse Gassinjeksjon for økt Gassinjeksjon krever utvinningsgrad store investeringer, og ville i tillegg krevd import av ekstra gass. Simuleringsstudier har ikke påvist en økning i utvinningsgrad som er stor nok til å forsvare slike tilleggsinvesteringer. CO 2 fjerning på Gudrun Økonomiske forhold For dyrt med egne CO 2 fjerningsanlegg på Gudrun Reinjeksjon for trykkstøtte 3.9 Prosjektstatus Vanninjeksjon har vært vurdert som det mest aktuelle alternativ for trykkstøtte/økt utvinning Den estimerte økning i utvinningsgrad forsvarer ikke de høye investeringer som er knyttet til en slik løsning I 2007 ble det utført tidlige vurderinger for utvikling av Gudrunfeltet (± 40 % kostnadsestimat), se kapittel 3.8. Konseptstudier for brønnhodeplattform, med og uten vannfjerning, og enkel prosesseringsplattform (± 30 % kostnadsestimat) ble gjennomført våren og sommeren To tilknytningsløsninger er fremdeles under vurdering; Brae Bravo på britisk sektor og Sleipner A på norsk sektor. Endelig valg av plattformkonsept på Gudrun, samt avgjørelse om hvorvidt Sigrun skal bygges ut, er ikke endelig foretatt men vil bli gjennomført i løpet av høsten Foreliggende forslag til program for konsekvensutredning beskriver av den grunn de ulike utbyggingsløsningene som fremdeles vurderes i konseptfasen. Beskrivelsene er basert på en utbygging av både Gudrun. Konsekvensutredningen vil fokusere på valgt utbyggingsløsning Alternative utbyggingsløsninger under vurdering Følgende alternativ skal studeres fram til konseptvalg for Gudrun prosjektet: 1. Brønnhodeplattform, brønnstrøm til Brae B (britisk sokkel) (WHP-BB) 2. Brønnhodeplattform, brønnstrøm til Sleipner A (norsk sokkel) (WHP-SLA) 3. Prosesseringsplattform, olje og gass til Sleipner A (norsk sokkel) (PP-SLA) Felles for løsningene er at plattformen designes med stålunderstell og 16 brønnslisser. Plattformen designes for boring med separat, oppjekkbar rigg. Plattformen er videre tilrettelagt for fjernstyrte operasjoner og tar sikte på å være normalt ubemannet (NNM Normally Not Manned). Plattformen designes likevel for normalt bemannet. Det er satt av plass og vekt til en eventuell framtidig modul (separasjon eller kompresjon) på dekket. Kjemikalier vil bli overført fra vertsplattformen for Brae B alternativet. Med Sleipner A som vertsplattform lastes kjemikaliene direkte om bord på Gudrun plattformen. Foreløpig vurderinger av kjemikaliebehov tilsier et behov for tilsats av avleiringshemmer, emulsjonsbryter, asfaltenhemmer og monoetylenglykol. For alternativ 3 vil det i tillegg være behov for korrosjonshemmer og vokshemmer. Sigrun er planlagt som en havbunnsutbygging med én produksjonsbrønn. Sigrun bygges ut med en integrert brønnramme og knyttes opp mot Gudrun-plattformen via et produksjonsrør og en integrert navlestreng for hydraulisk kraft, elektrisk kraft, kommunikasjon, monoetylenglykol og andre kjemikalier (Figur 3-9). Videre skal Gudrun-plattformen tilrettelegges for en eventuell framtidig tilknytning av ytterligere to havbunnstilknytninger. I de følgende avsnitt er det gitt en kort beskrivelse av de ulike utbyggingsløsningene med fokus på variasjonen mellom konseptene. Side 14 av 30

15 Framtidig Havbunnsinstallasjon Framtidig navlestreng Framtidig rørledning Gudrun plattform HP Kraft Signal Kjemikalier Sigrun navlestreng 11 km 10 ID eller mindre DEH DP = WHSIP 13 % krom Sigrun rørledning Sigrun havbunnsinstallasjon Eksportløsning Etter prosessering på Brae B transporteres oljen via Brae-Forties rørledningen til Kinneil i Storbritannia for prosessering på landanlegg. Gassen transporteres i SAGE rørledningen 350 km til gassterminalen St. Fergus i Storbritannia for prosessering og fjerning av overskudds-co 2 i forhold til en salgsspesifikasjon på 4 mol %. CO 2 som fjernes slippes ut til luft. Dersom tilgang på gass med lavere CO 2 innhold på terminalen, kan CO 2 -innholdet i gassen reduseres noe ved innblanding. Figur 3-9 Skjematisk fremstilling av planlagt utbyggingsløsning Alternativ 1- Brønnhodeplattform, brønnstrøm til Brae B Konseptet innebærer at en brønnhodeplattform med stålunderstell installeres på havbunnen og at den uprosesserte brønnstrømmen knyttes opp til Brae Bravo på britisk sokkel via en 24 km 14 ID rørledning med direkte elektrisk oppvarming (DEH). Plattformen har et boligkvarter med sengeplass for 40 personer. Plattformen forsynes med kraft via en ny kraftkabel fra vertsplattformen Brae Bravo og vil kun være utstyrt med en dieseldrevet nødgenerator. Det er lagt til grunn at import av 10 MW er tilstrekkelig. Produsert vann separeres fra brønnstrømmen på Brae B og behandles i et nytt vannbehandlingsanlegg (bestående av hydrosykloner, avgassingstank og EPCON-enhet) før utslipp til sjø Alternativ 2 - Brønnhodeplattform, brønnstrøm til Sleipner A I hovedsak samme konsept som alternativ 1, men med eksport av uprosessert brønnstrøm til Sleipner A. Kraften genereres lokalt på Gudrun ved hjelp av dieselmotorer med lav-no X - teknologi. Da eksportnettverket fra Sleipner har begrenset innblandingskapasitet, fjernes CO 2 fra Gudrungassen i aminanlegget på Sleipner T før eksport. Kapasiteten på anlegget muliggjør fjerning ned til 3-4 volumprosent CO 2. Resterende CO 2 i gassen må blandes med annen gass i salgsgassnettverket for å nå salgsspesifikasjonen på 2,4 mol %. Produsert vann behandles i hydrosyklon og avgassingstank på Sleipner A før injeksjon i Utsiraformasjonen Eksportløsning Etter prosessering på Sleipner A eksporteres oljen i rørledning for behandling på Kårstø. Gassen eksporteres i eksportrørledningene Statpipe, Zeepipe og Europipe II til Emden (Tyskland) og Zeebrügge (Belgia) Alternativ 3 - Enkel prosesseringsplattform, olje og gass til Sleipner A Løsningen består av en enkel prosesseringsplattform med stålunderstell som installeres på Gudrun. Typisk layout for en enkel prosesseringsplattform på Gudrun er vist i Figur Figur 3-10 Typisk layout brønnhodeplattform. På prosessplattformen separeres brønnstrømmen til rikgass og delvis stabilisert olje i en 2-trinns separator. Den ustabile oljen Side 15 av 30

16 transporteres deretter til Sleipner A via en 54,7 km lang 12 ID rørledning mens rikgassen transporteres til Sleipner A i en 53,9 km lang 14 ID rørledning. Produsert vann injiseres i Utsiraformasjonen via en injeksjonsbrønn. Som for alternativ 2 fjernes CO 2 fra Gudrun-gassen i aminanlegget på Sleipner T før eksport. Kraft importeres fra Sleipner A via en kabel med overføringskapasitet på 20 MW. Kraftkabelen inneholder også fiberoptikk. Sleipner har tilgjengelig kapasitet til å levere MW uten installering av nye turbiner. Figur 3-11 Typisk layout for enkel prosesseringsplattform Eksportløsning Som for Alternativ 2 ( ) eksporteres den prosesserte oljen i rørledning for behandling på Kårstø mens gassen transporteres i eksportrørledningene Statpipe, Zeepipe og Europipe II til Emden og Zeebrügge etter behandling i aminanlegget på Sleipner T Kort beskrivelse av de alternative vertsplattformene Brae Bravo Brae Bravo (B) er lokalisert på britisk sektor i 16/07a, 248 km nordøst for Aberdeen. Brae B er en integrert plattform med borerigg og et prosessanlegg som består av: Et 4-trinns separasjonstog Anlegg for gassprosessering og dehydrering Tre kompresjonstog for gass Renseanlegg for håndtering av produsert vann De prosesserte væskene fra Brae B pumpes til Brae Forties rørledningen som går videre til stabiliseringsanlegget for råolje i Kinneil, Skottland. Mager gass reinjiseres i reservoaret eller komprimeres og eksporteres til St. Fergus via East Brae og SAGE rørledningen. Tilknytning av Gudrun brønnhodeplattform til Brae B vil kreve følgende nytt utstyr/modifikasjoner på Brae B: Nytt mottaksanlegg for brønnstrømsrøret To nye samlerør Nye fasiliteter for pigging Ny separator for Gudrun brønnstrøm Nytt utstyr for behandling av produsert vann Nytt utstyr for måling av Gudrun brønnstrøm Nye kjemikalietanker og pumper System for overføring av elektrisk kraft til Gudrun System for å levere effekt til elektrisk oppvarmet flerfase rør Etter prosessering På Brae B eksporteres gassen til gassterminalen i St. Fergus. Da Gudrungassen har et høyt CO 2 -innhold må CO 2 - innholdet reduseres i aminanlegget på St. Fergus terminalen for å imøtekomme britisk salgskrav på 4 mol % CO 2. Normalt reduseres CO 2 til en restkonsentrasjon på 3-4 mol % på anlegget. St. Fergusanlegget har kapasitet til å fjerne opp til tonn CO 2 pr dag ved hjelp av aminabsorpsjon. CO 2 som fjernes i aminanlegget slippes ut. Dersom det er tilgang på gass med lavt CO 2 innhold kan denne blandes med gass som har høyere CO 2 innhold for å redusere innholdet av CO 2 i salgsgassen Sleipner A Sleipnerområdet omfatter gass- og kondensatfeltene Sleipner Øst og Sleipner Vest. Sleipner Øst feltet er utbygd med bore- og produksjonsplattformen Sleipner A, som har broforbindelse til en gassbehandlingsplattform (Sleipner T) og fakkeltårn. På Sleipner T fjernes CO 2 fra gassen i aminanlegget. CO 2 injiseres deretter til Utsiraformasjonen fra Sleipner A. Tilknytning av Gudrun brønnhodeplattform (Alternativ 2) vil kreve følgende nytt utstyr/modifikasjoner på Sleipner A og T: Nytt mottaksanlegg for Gudrun brønnstrøm SLA Kjøling og overføring av Gudrun gass til aminanlegget på SLT Modifikasjoner i og rundt Sleipner As eksisterende innløps separator Olje og gassmåling for allokeringsformål Ny kondensatvarmer på Sleipner T Side 16 av 30

17 Nytt system for håndtering og reinjeksjon av produsert vann på Sleipner A topphull før jacket er på plass vil boreoppstart i 2010 være en mulighet Behov for modifikasjoner på Kårstø Etter behandling på Sleipner eksporteres kondensatet i rørledning til Kårstø i Rogaland. Hvorvidt behandling av Gudrun-kondensat vil kreve modifikasjoner på Kårstøanlegget avhenger av kondensatets egenskaper. Det er imidlertid identifisert et behov for mindre modifikasjoner i området T300. Dette innebærer modifikasjoner for å bedre separasjon av olje og vann, samt operasjonelle endringer på hydrokarbondelen av anlegget. Det må også avklares hvorvidt det eksisterende vannbehandlingsanlegget har kapasitet til å motta økte vannrater fra Gudrun. Eventuelle modifikasjoner på Kårstø vil ikke være en del av konsekvensutredningen for Gudrun, men kan bli gjenstand for egne godkjenningsprosesser hos myndighetene Boring og brønn Brønnkonsept for Gudrun (og Sigrun) er uavhengig av valg av konsept for plattform og tilknytningsvert. Beskrivelsene av boring og brønn som er gitt i det følgende er derav gjeldende uavhengig av prosjektets konseptvalg for øvrig. Foreløpig brønnkonsept er som følger: 9 produksjonsbrønner (Gudrun) 1 reinjeksjonsbrønn for produsert vann, drenasjevann og borekaks (Gudrun) 1 produksjonsbrønn (Sigrun) Foreløpig borekonsept er basert på bruk av vannbasert borevæske i de to øverste seksjonene. Borekaks fra seksjoner boret med vannbasert borevæske vil slippes til sjø. I de nederste seksjonene vil oljebasert borevæske benyttes. Base case er at borekaks fra disse seksjonene på Gudrun reinjiseres i dedikert brønn. Eventuelt vil borekaks med vedheng av oljebasert borevæske transporteres til land for behandling og deponering på godkjent deponi. Kaks fra den ene brønnen på Sigrun vil bli transportert til land for videre behandling. Avgjørelse angående løsning for håndtering av borekaks på Gudrun vil bli foretatt på et senere tidspunkt og baseres på en samlet økonomisk og teknisk vurdering. Det er foreløpig ikke avklart hvilken rigg som skal benyttes for boreoperasjonene, men det er klart at det vil bli en oppjekkbar borerigg. Foreløpig boreplan er basert på sannsynlig borestart i 2011 og en varighet på om lag dager (inkludert Sigrun). Dersom boring av Andre funn og prospekt Foreløpige vurderinger tilsier et behov for fire produksjonsbrønner ved en eventuell fremtidig utbygging av Brynhild Tidsplan for prosjektet Prosjektets foreløpig hovedplan som er lagt til grunn for utvikling av Gudrun er vist i Tabell 3-3. Planen er basert på oppstart av feltet tidligst Tabell 3-3 Foreløpig tidsplan for utvikling av Gudrun og Sigrun. Aktivitet Tidsplan Godkjenning i Stortinget Desember 2009 Boreoperasjon, oppstart Juni 2011 Marine operasjoner Produksjonsstart Tidligst Investeringer og kostnader De totale investeringskostnadene for utbyggingen av Gudrunfeltet inkluderer plattform, rørledninger til vertsplattform, Sigrun havbunnsutstyr, rørledning mellom Sigrun og Gudrun, modifikasjoner på vertsplattform og eventuelle modifikasjoner på landanlegg. Investeringskostnadene er foreløpig beregnet til å variere mellom 12,6 og 13,4 milliarder norske 2008-kroner, avhengig av utbyggingskonsept. I tillegg er foreløpige kostnader knyttet til boring og leie av rigg estimert til 1,3 til 1,4 milliarder amerikanske dollar. Investeringsperioden for prosjektet er avhengig av oppstartstidspunktet. I hovedsak vil investeringene komme i 2009 til 2013, med hovedtyngde i årene 2010 til Avslutning Etter avsluttet produksjon og nedstenging vil innretningene på feltet bli fjernet. I tråd med gjeldende bestemmelser vil det i god tid før avslutning av produksjonen bli lagt fram en avslutningsplan med forslag til disponering av plattform og havbunnsinstallasjoner samt feltog transportrørledninger. Side 17 av 30

18 4 Områdebeskrivelse Da naturressurser og miljøforhold innenfor influensområdet for Gudrun er utførlig beskrevet i regional konsekvensutredning (RKU) Nordsjøen (2006), med tilhørende underlagsrapporter, vil disse legges til grunn for de vurderinger som gjøres i den feltspesifikke konsekvensutredningen for Gudrun. I det følgende er det gitt en kort oversikt over hovedpunkter fra den regionale konsekvensutredningen. 4.1 Regional konsekvensutredning for Nordsjøen Bakgrunn og hensikt Den første regionale konsekvensutredningen (RKU) for Nordsjøen ble ferdigstilt i Arbeidet ble oppdatert i 2006, og den oppdaterte RKU for Nordsjøen ble godkjent av Olje- og Energi departementet i Hensikten med RKU Nordsjøen er å behandle de samlede konsekvensene av petroleumsvirksomheten på norsk sokkel sør for 62 N. For enkelte fagtema er Nordsjøområdet videre inndelt i følgende 4 underregioner: Nordre Midtre Sørøst Sørvest 4.2 Kort beskrivelse av området Gudrunfeltet er lokalisert i den midtre delen av Nordsjøen, om lag 10 km fra britisk sokkel. Vanndypet i området er om lag 109 meter. Sjøbunnen i Nordsjøen studeres hvert 3. år for å påvise og kartlegge forurensning fra olje- og gassvirksomheten på norsk sokkel, påvise trender i utviklingen samt gi prognoser for forventet utvikling. Gudrunfeltet er lokalisert i Region II for tilstandsovervåking som dekker områder mellom 58 og 60 N på norsk sokkel. Sedimentet i regionen består hovedsakelig av sand. I den sørlige regionen ble det under undersøkelsen i 2006 påvist noe mer fin sand og litt mindre finstoff i sedimentet enn i de sentrale og nordlige underregionene. Vannmassene i Nordsjøen strømmer hovedsaklig mot urviseren. Strømforholdene i de midtre deler av Nordsjøen er i vest preget av sørgående vannmasser, mens den nordgående kyststrømmen dominerer langs kysten. Om vinteren er vertikalblandingen stor i de fleste deler av Nordsjøen. Dette medfører at det blir liten forskjell i vannmassenes egenskaper mellom øvre og nedre lag. Om sommeren medfører oppvarmingen i det øvre vannlaget at det blir et klart temperatursprang i 20 til 50 meters dyp. Dominerende vindretning i området er fra sør og sørvest om vinteren, med økende innslag av nordlige vinder i sommerhalvåret. Gjennomsnittlig vindhastighet i området er om lag 8,2 m/s. 4.3 Beskrivelse av naturressurser Fiskeressurser Viktige fiskeressurser i de sentrale deler av Nordsjøen er ungsild og brisling samt torskefiskene hvitting og hyse. Generelt er store deler av dette området mindre fiskerikt enn lenger nord, og området er preget av lav årlig primærproduksjon. Norske og britiske havområder er viktige som gyte- og oppvekstområder for flere arter. Som vist i Figur 4-1 er det spesielt gyteområder for øyepål og makrell som kan berøres av utbyggingen av Gudrun. Generelt kan det sies at tilstanden til de kommersielt utnyttede fiskeartene i Nordsjøen varierer, men et felles trekk de siste årene har vært sviktende rekruttering. Torskebestanden i Nordsjøen er karakterisert som nær truet i Norsk rødliste Fugl Sokkelområdet har stor betydning for sjøfugl, ettersom det oppholder seg store mengder sjøfugl innenfor dette området gjennom hele året. Som vist i Figur 4-3 finnes sjøfugl spredt over store deler av Nordsjøen i myteperioden (juli-oktober). Også i vinterhalvåret er overvintringsbestanden av lomvi spredt over store deler av området. Side 18 av 30

19 stor grad stasjonære og kystnære, og de tilbringer omtrent en tredjedel av tiden, utenom kaste- og forplantningsperioden, på land Koraller Øyepål I norske farvann finnes det én revdannende steinkorall; Lophelia pertusa. Lophelia-korallene kan danne alt fra meget små forekomster på mindre enn én meter i utstrekning med høyder på desimeter til sammenhengende forekomster på flere kilometer. Revene bygges opp av døde skjellettrester av korallene og vokser svært langsomt. Korallrev er habitat for et stort antall dyrearter, og revene skal være gode fiskeplasser. Som vist i Figur 4-2 er det ikke rapporterte korallforekomster i åpne havområder i Nordsjøen Kulturminner Sei Det finnes ingen registrerte steinalderfunn som kan bli påvirket av en utbygging av Gudrun. Historisk kunnskap om Nordsjøkontinentet tilsier imidlertid at det er et potensial for å gjøre funn av kulturminner fra steinalderen og av skipsvrak i området. Makrell Hyse Figur 4-1 Oversikt over gyteområder for ulike arter. Plassering av Gudrun er indikert med hvitt kvadrat (Utdrag er hentet fra figur i RKU Nordsjøen 2006) Sjøpattedyr I hovedsak kan tre hvalarter, vågehval, nise og springere, påtreffes i Nordsjøen. Vågehvalen holder seg imidlertid først og fremst i den nordlige delen av Nordsjøen. Nise er en svært tallrik art i Nordsjøområdet og forekommer over hele området. Figur 4-2 Oversikt over koraller langs kysten av Sør-Norge (RKU Nordsjøen 2006). Steinkobbe og havert (gråsel) er de vanligste selartene i Nordsjøen. Disse selene er imidlertid i Side 19 av 30

20 Figur 4-3 Årlig utbredelse av sjøfugl i Nordsjøen (RKU Nordsjøen 2006).