Plan for utbygging og drift av Ivar Aasen

Transkript

1 Plan for utbygging og drift av Ivar Aasen Lisensene PL001B, PL028B og PL242 Del 2 Konsekvensutredning september 2012 Strenge dagar må koma, men etterpå kjem dei milde Ivar Aasen

2 [ blank side ] Side 2

3 Forord Denne konsekvensutredningen omhandler utbygging og drift av olje- og gassfunnene Ivar Aasen, Hanz og West Cable i Nordsjøen, tidligere kalt Draupne-feltet. Feltet har nå fått nytt navn av Olje- og energidepartementet, Ivar Aasen-feltet. Rettighetshaverne for Ivar Aasen-feltet er Det norske oljeselskap ASA, Statoil ASA og Bayerngas Norge AS. Det norske oljeselskap er operatør for feltet. Det er inngått en samarbeidsavtale med operatøren for Edvard Grieg-feltet (Grieg), som vil forestå sluttprosessering, eksport av olje og gass, og leveranse av elektrisk kraft til Ivar Aasen-feltet. Plan for utbygging og drift (PUD) for Ivar Aasen planlegges presentert for Stortingsbehandling i løpet av vårsesjonen Konsekvensutredningen inngår som del av PUD for virksomheten. Konsekvensutredningen er utarbeidet i henhold til petroleumsloven. Rettighetshaver er ansvarlig for koordinering og gjennomføring av høringsprosessen. Melding med forslag til utredningsprogram for Ivar Aasen (da omtalt som Draupne) ble oversendt høringsinstansene i mars Olje- og energidepartementet fastsatte endelig utredningsprogram i mai Foreliggende konsekvensutredning er utarbeidet i henhold til det fastsatte programmet og de høringsuttalelser som er mottatt. Side 3

4 [ blank side ] Side 4

5 Innhold 0 SAMMENDRAG INNLEDNING FORKORTELSER OG BEGREPER RETTIGHETSHAVERE OG EIERFORHOLD FELTBESKRIVELSE LISENSHISTORIE FORMÅLET MED KONSEKVENSUTREDNINGEN LOVVERKETS KRAV TIL KONSEKVENSUTREDNING KONSEKVENSUTREDNINGSPROSESSEN ANDRE UTREDNINGER I OMRÅDET NØDVENDIGE SØKNADER OG TILLATELSER PLAN FOR UTBYGGING OG DRIFT HELSE, MILJØ OG SIKKERHET RESERVOARBESKRIVELSE RESERVER OG PRODUKSJONSPLANER BORING OG BRØNN PROSJEKTHISTORIKK OG TIDLIGERE VURDERTE UTBYGGINGSLØSNINGER UTBYGGINGSLØSNINGEN KRAFTBEHOV OG LEVERANSE I DRIFTSFASEN BAT-VURDERINGER NORSK AVGIFTS- OG KLIMAKVOTESYSTEM MILJØUNDERSØKELSER AVFALLSHÅNDTERING TIDSPLAN FOR PROSJEKTET INVESTERINGER OG KOSTNADER AVSLUTNING MILJØFORHOLD, BIOLOGISKE RESSURSER OG ANNEN VIRKSOMHET I INFLUENSOMRÅDET KORT BESKRIVELSE AV OMRÅDET OG DAGENS MILJØTILSTAND BESKRIVELSE AV NATURRESSURSER ANDRE MILJØVERDIER SÆRLIG VERDIFULLE OMRÅDER I NORDSJØEN ANNEN VIRKSOMHET I INFLUENSOMRÅDET UTSLIPP TIL LUFT BORE- OG ANLEGGSFASE OPPSTARTSFASE UTSLIPP I DRIFTSFASEN SAMLEDE UTSLIPP TIL LUFT FRA AASEN AASEN SITT BIDRAG TIL NASJONALE UTSLIPP TIL LUFT KONSEKVENSER AV UTSLIPP TIL LUFT Side 5

6 5 UTSLIPP TIL SJØ BORE- OG BRØNNOPERASJONER UTSLIPP VED KLARGJØRING AV RØRLEDNINGER OPPSTARTSFASE DRIFTSFASE AKUTTE UTSLIPP OG OLJEVERN ULYKKESHENDELSER OG UTSLIPPSSCENARIER OLJENS EGENSKAPER INFLUENSOMRÅDET FOR AASEN KRITERIER FOR VURDERING AV MILJØRISIKO KONSEKVENSER AV AKUTTE OLJEUTSLIPP MILJØRISIKO FOR AASEN BEREDSKAP MOT AKUTT FORURENSNING VIRKNINGER AV AREALBESLAG OG FYSISKE INNGREP KONSEKVENSER FOR FISKERIER KONSEKVENSER FOR AKVAKULTUR KONSEKVENSER FOR BUNNFAUNA KONSEKVENSER FOR FUGL AV BELYSNING PÅ PLATTFORMEN KONSEKVENSER FOR KULTURMINNER KONSEKVENSER FOR SKIPSTRAFIKK I OMRÅDET ØKONOMISKE FORHOLD, LEVERANSER OG SYSSELSETTING INVESTERINGS- OG DRIFTSKOSTNADER SAMFUNNSMESSIG LØNNSOMHET VED UTBYGGING OG DRIFT VIRKNINGER FOR INVESTERINGSNIVÅET PÅ NORSK KONTINENTALSOKKEL VARE- OG TJENESTELEVERANSER SYSSELSETTINGSVIRKNINGER REFERANSER VEDLEGG FASTSATT UTREDNINGSPROGRAM OPPSUMMERING AV OFFENTLIG HØRING HØRINGSFRIST FOR KONSEKVENSUTREDNING FOR AASEN SJØFUGL I ÅPENT HAV SATELITTSPORINGSDATA FOR FISKEFARTØY Side 6

7 0 Sammendrag Det norske oljeselskap ASA (Det norske) har som operatør utarbeidet konsekvensutredning for Ivar Aasen-feltet. Formålet med konsekvensutredningen er å gi et best mulig grunnlag for å vurdere hvordan utbyggingen vil påvirke naturressurser, miljø og samfunn, samt å finne løsninger som vil redusere/avbøte eventuelle negative virkninger. Krav til konsekvensutredning er fastsatt i petroleumsloven. Konsekvensutredningen omfatter utbygging og drift av Ivar Aasen-feltet i midtre del av Nordsjøen. På vegne av rettighetshaverne i produksjonslisensene PL001B, PL028B og PL242, skal Det norske som operatør legge frem plan for utbygging og drift (PUD) av feltet. I dokumentet er Aasen brukt for Ivar Aasen. Aasenfeltet er lokalisert ca. 32 km sørvest for Grane, og ca. 175 km vest for Karmøy. Havdypet i området er m. Produksjonsperioden som er lagt til grunn for konsekvensutredningen er fra fjerde kvartal 2016 til ut Boringene starter i 2015, og vil i første omgang strekke seg over tre år. Utvinnbare ressurser Aasenfeltet består av funnene Ivar Aasen (tidligere Draupne), Hanz og West Cable. Teknisk utvinnbare ressurser fra de tre funnene, basert på anbefalt dreneringsstrategi, er anslått til 18 millioner Sm 3 olje og 5,2 mrd. Sm 3 gass, til sammen 23,2 millioner Sm 3 oljeekvivalenter. Utbyggingsløsningen Aasen er planlagt som en samordnet utbygging med Edvard Grieg-feltet som ligger 10 km lenger sørøst. På Aasenfeltet vil det bygges en bunnfast plattform på stålfundament (jacket) med anlegg for delvis prosessering. Plattformen vil også ha boligkvarter. Brønnene blir boret med en separat oppjekkbar rigg. Olje og gass eksporteres via to rørledninger til Griegplattformen for behandling før videre eksport til salgssted. På Hanz skal det være en havbunnsinstallasjon som knyttes til Aasenplattformen med 14 km lange rørledninger. Det er planlagt å bore 15 brønner, henholdsvis åtte produksjonsbrønner og syv vanninjeksjonsbrønner. Det vil være mulighet for i alt 20 brønner på plattformen. Produsert vann fra Aasen blir reinjisert i reservoaret for trykkstøtte. Regulariteten er designet til 95 prosent av tiden. Ved driftsstans i injeksjonsanlegget vil produsert vann bli sluppet til sjø. Aasen vil forsynes med elektrisk kraft fra Grieg. Kraftforsyningen på Grieg vil innledningsvis skje med gassturbiner på plattformen, men Grieg blir tilrettelagt for innfasing av kraft fra land. Det pågår et eget prosjektsamarbeid mellom lisenseierne for feltene Dagny, Aasen, Grieg og Johan Sverdrup for å utrede muligheten for en felles løsning for kraft fra land. En egen konsekvensutredning vil bli lagt frem for dette. BAT-vurderinger og utslipps-/risikoreduserende tiltak Evaluering av BAT (Best Available Techniques) og bruk av ALARP-prinsipp (As Low As Reasonable Practical) har vært en viktig del av prosjekteringsarbeidet for Aasenfeltet. Aktuelle tiltak for å redusere utslipp og miljørisiko er bla.: Produsert vann reinjiseres. Produsert vann som slippes til sjø vil være renset i et CFU-anlegg, oljeinnhold mindre enn 15 mg/l. Plattformen forsynes med elektrisk kraft fra Grieg. Lukket fakkel etter de to første årene, svært lave fakkelmengder frem til det. Turtallsregulering på tungt roterende utstyr. Mekanisk/termisk anlegg for rensing av borekaks boret med oljebasert borevæske. Vurderer løsninger både hvor kakset vil bringes til land og slippes ut til sjø. Unngå bruk av miljøskadelige kjemikalier. Tiltak for å unngå negativ påvirkning på sjøfugl som følge av belysning. Naturressurser og miljøforhold Regional konsekvensutredning for Nordsjøen 2006 og arealrapport for Nordsjøen og Skagerrak fra 2010 er lagt til grunn for beskrivelse av naturressurser og miljøforhold. Det er ikke identifisert noen spesielle sårbare habitater, arter eller kulturminner som vil bli berørt av utbyggingen. Det er innhentet oppdatert informasjon om fiskeriaktiviteten i området fra Fiskeridirektoratet. Side 7

8 Utslipp til luft Utbygging og drift av Aasen vil gi utslipp til luft fra bore- og brønnoperasjoner, marine operasjoner, transport, produksjon og prosessering, samt eksport av olje og gass. Utslipp til luft består i hovedsak av CO 2, NOx og VOC. Med oppstart av boring i 2015, produksjon fra 2016 og 12 års produksjonstid, er gjennomsnittlige årlige utslipp til luft fra Aasenplattformen beregnet til ca tonn CO 2, 320 tonn NOx og 60 tonn VOC. Medregnet de utslippene som skjer på Grieg, som følge av produksjonen av olje og gass fra Aasen, er de gjenomsnittlige årlige utslippene beregnet til ca tonn CO 2, 400 tonn NOx og 60 tonn VOC. Utslippsnivået på Aasenplattformen vil ikke bli påvirket av eventuell innfasing av kraft fra land, mens utslippene på Griegplattformen vil bli kraftig redusert ved eventuell innfasing av kraft fra land. Utslipp til sjø Det vil bli utslipp til sjø knyttet til bore- og brønnoperasjoner, klargjøring av rørledninger, produsert vann, vann fra sulfatrenseanlegg, kjølevann, drenasjevann, sanitæravløpsvann og kontrollvæske. I forbindelse med boring av brønnene vil det bli sluppet ut vannbasert borevæske og borekaks fra topphullene. Når det gjelder håndtering av kaks fra boring med oljebasert borevæske i de dypere seksjonene har prosjektet vurdert tre ulike alternativer: lokal rensing og utslipp til sjø, alternativt transport til land for rensing og deponering, alternativt injeksjon i formasjonen. Injeksjon av borekaks er forkastet som løsning. Inntil videre vil det å bringe borekakset til land være basisalternativet, men det pågår videre studier for å kunne vurdere om rensing og utslipp kan være en foretrukken løsning. Det vil være utslipp av produsert vann i perioder med stans i injeksjonsanlegget, men utslippene vil totalt sett være lave. Det er anslått at utslippet av produsert vann vil være maksimalt 0,36 millioner m 3 /år mot slutten av feltets levetid. Oljeinnholdet vil være lavere enn 15 mg/l. Til sammenligning var det totale utslippet av produsert vann på norsk sokkel i 2011 omlag 129 millioner m 3, med et gjennomsnittlig oljeinnhold på 11,5 mg/l. Akutte utslipp og oljevern Utilsiktede utslipp fra petroleumsvirksomhet på Aasenfeltet kan forekomme, blant annet som følge av: utblåsninger fra felt-innretninger under boring og drift, lekkasjer fra rør, lekkasjer fra undervannsinstallasjoner og prosesslekkasjer. Foreløpige vurderinger av miljørisiko for Aasen tilsier at utbyggingen har et lavt risikonivå. Foreløpige analyser av beredskapsbehovet for Aasen tilsier et behov for inntil fire NOFO systemer i barrierene på felt og hav (barriere 1 og 2). Med dagens oljevernressurser i området, kan systemene være på plass i løpet av fire timer for første system og ti timer for fullt utbygde barrierer. Det er gjennomført forvitringsstudier av Aasenoljen som viser at oljen lar seg svært effektivt dispergere. Beredskapen for Aasen vil derfor bestå av både mekanisk bekjempelse og bruk av dispergeringsmidler. Det vil bli sett på samarbeidsløsninger om beredskap, fjernmåling og overvåking sammen med operatørene for de nærliggende feltene Grieg og Sverdrup. Konsekvenser av arealbeslag Innretningene på Aasenfeltet vil beslaglegge mindre arealer knyttet til sikkerhetssone på 500 meter rundt plattformen, rørledninger og havbunnsinstallasjonen på Hanz. Kartlegging av fiskeriaktiviteten i området viser at det er liten fiskeriaktivitet i området, og at denne aktiviteten i hovedsak er fiske etter pelagiske fiskearter som makrell og sild. Det forventes derfor ikke arealkonflikter knyttet til fiskeriene. Det er heller ikke registrert noen spesielt sårbare bunnhabitater i området, og det er ikke funnet kulturminner. Samfunnsøkonomiske virkninger Samlet inntekt av produksjonen på Aasen er beregnet til ca. 68 milliarder 2012-kr over 12 år, hvorav omlag 86 % av inntektene kommer fra olje. Samlede kostnader er beregnet til omlag 44 milliarder 2012-kr. Av dette er omlag 24,3 milliarder kr investeringskostnader, 17,2 milliarder kr er kostnader til drift av feltinstallasjoner og rør (inkludert tariffer) og 3,8 milliarder kr er kostnader til fjerning av installasjonene ved produksjonsslutt. For Aasen er nåverdien ved 6 % kalkulasjonsrente beregnet til omlag 13 milliarder 2012-kr. Denne fordeler seg med vel 81 % på staten i form av skatter og avgifter, mens 19 % tilfaller oljeselskapene som deltar i prosjektet. Aasenfeltet vil bli driftet fra Det norskes kontor i Trondheim. Kjøp av basetjenester i forbindelse med installasjoner, boreoperasjoner og drift vil bli valgt ut fra hvilken løsning som ivaretar behovene best mulig. Samseiling og samarbeid med andre aktører i Aasenområdet er aktuelt. Side 8

9 1 Innledning Det norske oljeselskap asa (Det norske) planlegger utbygging av olje- og gassfeltene på Aasenfeltet, som består av forekomstene Ivar Aasen (PL001B), Hanz (PL028B) og West Cable (PL242). Lisensene ligger i blokkene 16/1 og 25/10, ca 175 km vest for Karmøy. På vegne av rettighetshaverne legger Det norske som operatør frem konsekvensutredning for Aasen som del av plan for utbygging og drift (PUD), som vil bli oversendt myndighetene på et senere tidspunkt. Den anbefalte utbyggingsløsningen er en sentralt plassert plattform for delvis prosessering på Aasen, med et undervannsanlegg på Hanz 14 km unna. Olje og gass vil eksporteres til Griegfeltet 10 km mot sør, for videre prosessering og eksport. Griegplattformen vil forsyne Aasen med elektrisk kraft. Konsekvensutredningen er utarbeidet i henhold til gjeldende norsk regelverk og veiledning for planer for utbygging, anlegg og drift av petroleumsinstallasjoner på norsk kontinentalsokkel. 1.1 Forkortelser og begreper ALARP As Low As Reasonable Practical (prinsipp for risikoreduksjon) BAT Beste tilgjengelige teknikker (se IPPC direktivet hos Klif) BOP Blow Out Preventer (sikkerhetsventil) CFU Compact Flotation Unit (flotasjonsenhet for rensing av produsert vann) DN Direktoratet for naturforvaltning ( HI Havforskningsinstituttet ( HMS Helse, miljø og sikkerhet IPPC Integrated Pollution Prevention Control Klif Klima- og forurensningsdirektoratet ( MSm 3 Millioner standardkubikkmeter NOx Nitrogenoksider OBM Oljebasert borevæske OD Oljedirektoratet ( OED Olje- og energidepartementet ( OSPAR Oslo and Paris Convention for the Protection of the Marine Environment of the North-East Atlantic Ptil Petroleumstilsynet PUD Plan for utbygging og drift RKU Regional konsekvensutredning SRU Sulphate Removal Unit (anlegg for fjerning av sulfat fra sjøvann) SSB Statistisk Sentralbyrå SVO Spesielt verdifulle områder TCC Thermomechanical Cuttings Cleaning (termomekanisk rensing av borekaks) VOC Volatile Organic Compounds (flyktige organiske forbindelser) 1.2 Rettighetshavere og eierforhold Rettighetshaverne for Aasenfeltet og funnene på Ivar Aasen (PL001B), Hanz (PL028B) og West Cable (PL242) er den samme i alle lisensene: Det norske: 35 %, Statoil: 50 %, Bayerngas: 15 %. Det norske er operatør for utbygging og drift. 1.3 Feltbeskrivelse Aasen, Hanz og West Cable er tre adskilte petroleumsforekomster lokalisert i den sørlige Viking-Graben. Aasen og West Cable ligger i blokk 16/1 mens Hanz ligger i blokk 25/10 (Figur 3.1). De tre forekomstene utgjør samlet Aasenfeltet. Aasen Funnet er lokalisert om lag 31 km sørvest for Balder feltet og 55 km nord-øst for Sleipner A. Letebrønn 16/1-9 ble boret våren 2008 og avgrensningsbrønnen 16/1-11 våren Avstand til Norskekysten er ca 160 km (Utsira). Hanz Funnet er lokalisert ca. 12 km nord-øst for Aasen, og ble funnet av ExxonMobil i 1997 ved boring av brønn 25/10-8. Det ble også boret en avgrensningsbrønn, men denne inneholdt ikke spor av hydrokarboner. West Cable West Cable er et lite funn påvist av ExxonMobil i 2004 ved brønn 16/1-7. Reservoarenheten er den samme som i Aasen. Funnet er lokalisert ca. 3 km vest for Aasen. Side 9

10 Figur 1. Produksjonslisenser og beliggenheten av Aasenfeltet (Ivar Aasen, Hanz og West Cable) 1.4 Lisenshistorie Lisens 001B (Ivar Aasen) Lisens PL001B ble tildelt Esso Exploration and Production Norway AS (nåværende ExxonMobil Exploration & Production Norway AS) og Enterprise Oil Norwegian AS med 50 % hver i 1999 som tilleggsareal til PL 001. ExxonMobil var operatør. I 2003 solgte Enterprise sin andel til Statoil. I 2005 solgte ExxonMobil sin andel til Det norske oljeselskap AS (DNO). DNO overtok da som operatør. I 2006 videresolgte DNO 15 % til PA Resources Norway AS. PA Resources ble i 2009 kjøpt opp av Bayerngas Produksjon Norge AS. I 2007 inngikk Pertra AS en avtale om kjøp av den norske lisensporteføljen til DNO. Pertra skiftet samtidig navn til Det norske oljeselskap ASA. DNO sine tidligere lisensandeler ble midlertidig lagt inn i et eget datterselskap til Det norske, med navn Noil Energy ASA, som ble fusjonert med Det norske. Det norske har siden dette vært operatør med eierandel på 35 % i Aasen Lisens 028B (Hanz) Lisensen ble opprinnelig tildelt Esso Exploration and Production AS og Enterprise Oil Norwegian AS i 1994 som lisens PL028P, med 50 % til hvert av selskapene. Deler av lisensen ble tilbakelevert De resterende deler av lisensen fikk betegnelsen PL028B. Øvrig lisenshistorie for PL 028B er som beskrevet for PL 001B over, da den har vært del av de samme transaksjoner Lisens 242 (West Cable) Lisensen ble tildelt Esso Exploration and Production Norway AS og Enterprise Oil Norwegian AS i 1999, med 50 % til hver. Esso var operatør. Forøvrig er lisenshistorien som for PL 001B, da den har vært del av de samme transaksjonene. Deler av arealet ble tilbakelevert i 2007, og ytterligere arealer tilbakelevert i Det meste av arealet i West Cable idag ligger i lisens 001B (Aasen). Side 10

11 1.5 Formålet med konsekvensutredningen Formålet med konsekvensutredningen er å gi en beskrivelse av planene for utbygging og drift, de forventede konsekvensene utbyggingen vil ha på miljø, natur og samfunnsinteresser samt beskrive de muligheter som finnes for å redusere eller unngå negative effekter og utnytte de positive effektene. Konsekvensutredningsprosessen er en integrert del av planleggingen av større prosjekter. Konsekvensutredningen skal sikre at forhold knyttet til miljø, samfunn og naturressurser blir inkludert i planarbeidet på lik linje med tekniske, økonomiske og sikkerhetsmessige forhold. Prosessen skal bidra til å belyse spørsmål som er relevante både for den interne og den eksterne beslutningsprosessen. Samtidig skal den sikre offentligheten informasjon om prosjektet samt gi omgivelsene anledning til å uttrykke sin mening og gi grunnlag for å påvirke utformingen av prosjektet. 1.6 Lovverkets krav til konsekvensutredning Krav i internasjonalt lovverk Kravet til konsekvensutredning er gjenspeilet i EUs regelverk som Norge har implementert. EUs Rådsdirektiv 97/11/EC (endringsdirektiv til Rådsdirektiv 85/337/EEC) krever konsekvensutredning for offentlige og private prosjekter som kan ha vesentlige miljø- og/eller samfunnsøkonomiske konsekvenser. Mulige grenseoverskridende miljøkonsekvenser er regulert gjennom FNs Konvensjon om KU for grenseoverskridende miljøkonsekvenser (ESPOO konvensjonen, 1991) Krav i norsk lovverk Ved utbygging på norsk sokkel pålegger petroleumslovens 4-2 og 4-3 og forskrift til lov om petroleumsvirksomhet en rettighetshaver som vil starte en utbygging av en petroleumsforekomst å framlegge for OED en plan for utbygging og drift av forekomsten. Planen skal inneholde en beskrivelse av økonomiske, ressursmessige, tekniske, sikkerhetsmessige, næringsmessige og miljømessige forhold samt opplysninger om hvordan en innretning vil kunne disponeres ved avslutning av petroleumsvirksomheten. Planen skal også inneholde opplysninger om innretninger for transport eller utnyttelse av petroleum. Det kreves også at det utarbeides en konsekvensutredning som en del av PUD. Forurensningsloven 13 inneholder bestemmelser om melding og konsekvensutredning ved planlegging av virksomhet som kan medføre forurensning. Konsekvensutredningen (KU) skal beskrive utbyggingen og redegjøre for virkningen utbyggingen kan ha for nærings- og miljømessige forhold og hva som kan gjøres for å redusere og avbøte eventuelle skader og ulemper som utbyggingen kan medføre. Videre skal det klargjøres hvordan miljøkriterier og -konsekvenser har vært lagt til grunn for tekniske løsninger. Utredningsplikten kan i henhold til gjeldende lover og forskrifter ved en utbygging oppfylles enten gjennom en feltspesifikk konsekvensutredning (FKU) eller en kombinasjon av en feltspesifikk konsekvensutredning og en regional konsekvensutredning (RKU). Det er opp til selskapene selv å avgjøre hvordan utredningsplikten mest hensiktsmessig kan oppfylles. 1.7 Konsekvensutredningsprosessen Forslag til utredningsprogram for Aasen (den gang Draupne) ble sendt på høring tidlig i mars 2011 og høringsuttalelser ble mottatt i april-mai I løpet av høsten 2011 ble det tatt nye initiativ med sikte på en samordnet utbygging av Aasenfeltet og PL338/Grieg som førte til at det i mars 2012 ble inngått en avtale mellom de to feltene. Den samordnete utbyggingsløsningen er omtalt i utredningsprogrammet fra 2011, og Olje- og energidepartementet (OED) godkjente utredningsprogrammet i brev av Utredningsprogram og høringsuttalelser er vist i vedlegg. Konsekvensutredningen blir sendt på tilsvarende høring som utredningsprogrammet. OED forestår den endelige behandlingen og tar stilling til om utredningsplikten er oppfylt. Utfyllende retningslinjer for utarbeidelse av PUD og konsekvensutredning, og beskrivelse av konsekvensutredningsprosessen er gitt i Oljedirektoratets PUD/PAD-veileder: Med bakgrunn i retningslinjer utarbeidet for saksbehandling av konsekvensutredninger er plan for utredningsprosessen som følger: Side 11

12 Forslag til program for konsekvensutredning sendt på høring Mars 2011 Fastsatt endelig program for konsekvensutredning Mai 2012 Konsekvensutredning sendt på høring Høring av konsekvensutredningen September november 2012 Operatørens behandling av høringsuttalelser November 2012 Utbygging av prosjektet vil ha en investeringsramme på mer enn 10 milliarder kroner og skal således godkjennes av Stortinget. Olje- og energidepartementet lager derfor en anbefaling i form av en Stortingsproposisjon som behandles og godkjennes i Stortinget. Stortingsproposisjonen oppsummerer prosjektet i sin helhet og inkluderer eventuelle forutsetninger og tiltak som ligger til grunn for godkjenningen. 1.8 Andre utredninger i området Regional konsekvensutredning for petroleumsvirksomhet i Nordsjøen (heretter omtalt som RKU Nordsjøen) behandler de samlede konsekvensene av petroleumsvirksomheten på norsk sokkel sør for 62N. I oktober 2007 ble oppdatert RKU Nordsjøen sluttbehandlet av norske myndigheter. RKU Nordsjøen er tilgjengelig hos OLF ( under Publikasjoner Miljørapporter. I RKU Nordsjøen beskrives planlagt infrastruktur, produksjonsprognoser og utslipp, overvåkningsundersøkelser, miljøtiltak, naturressurser og fiskerivirksomhet. I februar 2010 ble konsekvensutredning for utbygging, anlegg og drift av Gudrun og Sigrun lagt frem av Statoil. Disse feltene ligger omlag 25 km sørvest for Aasen. Konsekvensutredningen er tilgjengelig hos I september 2011 ble konsekvensutredning for PL338/Luno, senere omdøpt til Edvard Grieg, lagt fram av Lundin. Grieg ligger 10 km sørøst for Aasen. I januar 2012 ble forslag til program for konsekvensutredning for Dagny og Eirin, som ligger ca 45 km sørvest for Aasen, lagt fram av Statoil. Resultatene fra arbeidet med konsekvensutredning for Dagny og Eirin har vært tilgjengelig for Det norske som partner i en av lisensene. Ved vurderingen av konsekvenser av planlagt aktivitet på Aasenfeltet vil dokumentasjon utarbeidet i forbindelse med forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak være mer oppdaterte dokumenter enn RKU Nordsjøen fra Disse dokumentene er tilgjengelige på Klifs hjemmesider ( og har blitt lagt til grunn i konsekvensutredningen for Aasen. Regjeringen tar sikte på å lage en helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen innen 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 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 Aasen. En foreløpig liste over nødvendige søknader og tillatelser er gitt under: Søknad / tillatelser Gjeldende lovverk Ansvarlig myndighet Plan for utbygging og drift (PUD) Petroleumsloven OED Utslippstillatelse for boring Forurensningsloven Klif Samtykke til boring Petroleumsloven Ptil Utslippstillatelse for klargjøring og oppstart av rørledninger Forurensningsloven Klif Samtykke for å ta i bruk rørledninger Petroleumsloven Ptil Samtykke for å ta i bruk havbunnsinstallasjon Petroleumsloven Ptil Utslippstillatelse for drift Forurensningsloven Klif Tillatelse til produksjon Petroleumsloven OED Samtykke til oppstart og drift av plattform Petroleumsloven Ptil Søknad om tillatelse til kvotepliktige CO 2 -utslipp Klimakvoteloven Klif Forhåndsmelding Arbeidsmiljøloven Arbeidstilsynet Disponeringsvedtak (fjerning av innretninger) Petroleumsloven OED Side 12

13 2 Plan for utbygging og drift 2.1 Helse, miljø og sikkerhet Myndighetenes overordnede miljømål og rammebetingelser for aktivitet på norsk sokkel vil være retningsgivende for Aasen utbyggingen. Det norskes mål for arbeidet med helse, miljø og sikkerhet er forankret i Det norskes overordnede styringssystem. Målene er: Unngå skader på personell, miljø og økonomiske verdier Unngå arbeidsrelatert sykdom Sikre anleggenes tekniske integritet Unngå pålegg fra norske myndigheter. Det norske skal oppnå disse målene gjennom å: Integrere hensynet til helse, miljø og sikkerhet (HMS) i alle selskapets aktiviteter. HMS-hensyn og reduksjon av risiko for storulykke skal overordnes andre forretningsforhold. Være en god arbeidsgiver og oppdragsgiver. I all aktivitet både på land og til havs skal forhold knyttet til helse, miljø og sikkerhet tas alvorlig og følges opp. Operatørens utgangspunkt er at alle uønskede hendelser kan unngås. Å fremme sunne holdninger og utvikle en god HMS-kultur er viktig for å nå selskapets mål. Det norske vil arbeide for å unngå skadelig innvirkning på miljøet bla. ved å: Anvende beste tilgjengelige teknikker (BAT) Minimere effektene av forurensning knyttet til våre operasjoner Redusere kjemikaliebruk og sikre bruk av mest mulig miljøvennlige kjemikalier, bla ved substitusjon Det norske har målsetting om å unngå utslipp av miljøskadelige forbindelser til sjø og luft. I denne konsekvensutredningen oppsummeres tiltakene som er gjort for å sikre at relevante lover og forskrifter vil bli ivaretatt i Aasenprosjektets planer for utbygging og drift. Det er utarbeidet et HMS-program for Aasenprosjektet som er forankret i selskapets overordnede mål og planer. HMSprogrammet omfatter mål, strategier og krav til arbeidsmiljø, sikkerhet og miljø samt tiltak for å nå målene. 2.2 Reservoarbeskrivelse Aasen Aasenfunnet er kartlagt basert på flere seismiske undersøkelser og ved boring av brønner. Funnet er avgrenset av totalt fem brønner; 16/1-2, 16/1-9, 16/1-11&11A og 16/1-14. Datainnsamling har vært omfattende inklusiv en full brønntest (DST) av brønn 16/1-11A for å verifisere produksjonsegenskaper. Reservoaret består i all hovedsak av kanalsander av Jura og Trias alder med god til moderat kvalitet. De påtrufne reservoarenhetene er Sleipner/Hugin- (Jura) og Skagerrak- (Trias) formasjonene. Mellomliggende skiferlag og sementerte sandsteiner begrenser vertikal kommunikasjon. Oljen i Aasen er mettet og har gass-olje forhold (GOR) på ca. 178 Sm 3 /Sm 3 ved gass-olje kontakten, mens gasskappen har GOR nær Sm 3 /Sm 3. Tilstedeværende ressurser i Aasen er estimert til ca. 35 mill. Sm 3 olje og 9,1 mrd. Sm 3 gass. Figur 2 viser et tverrsnitt gjennom de tre reservoarene Hanz Hanz er kartlagt basert på en brønn med et sidesteg. Reservoaret består av sandsteiner i Draupneformasjonen av sen Jura alder. Reservoarkvaliteten er svært god. Reservoaret består av to adskilte enheter. Den grunneste enheten inneholdt gass i funnbrønnen, mens den nederste enheten inneholdt mettet olje med en GOR på ca. 166 Sm 3 /Sm 3. Gasskappen har GOR nær Sm 3 /Sm 3. Side 13

14 Reservoartykkelsen varierer fra 0 til 25 m. Pga. begrenset seismisk oppløsning er geomodellen for Hanzreservoaret i betydelig grad basert på brønntestdata. Dette innebærer at ressursanslagene har en større usikkerhet enn vanlig. Det er derfor lagt til grunn en konservativ vurdering av ressursene på ca. 4,0 mill. Sm 3 olje og ca. 1,0 mrd. Sm 3 gass. Ivar Aasen Ivar Aasen Figur 2. Strukturer og reservoarformasjoner West Cable West Cable er kartlagt basert på flere seismiske undersøkelser og ved boring av én brønn. West Cable brønnen penetrerte 95 meter reservoarseksjon bestående av sandsteiner i Sleipnerformasjonen av midtre Jura alder. Reservoaroljen i West Cable har omtrent samme innhold av løst gass som de to andre med GOR på 177 Sm 3 /Sm 3. Det er ikke gasskappe i West Cable. Oljen har 26 bar undermetning. Reservoarsanden har gode strømningsegenskaper. Tilstedeværende ressurser er estimert til å være ca. 3,2 mill. Sm 3 olje med ca 0,6 mrd. Sm 3 gass. Strømningsegenskaper og væskebeskrivelser er bestemt fra logger samt fra tre mini DST tester. 2.3 Reserver og produksjonsplaner Reservoarevalueringer og ytterligere optimaliseringer vil pågå fram til PUD, og det kan derfor komme endringer / justeringer til ressursanslagene. Produsert vann vil bli injisert sammen med sjøvann for å opprettholde trykket i reservoaret og produsere så mye som mulig av oljen. Estimert utvinningsgrad for olje for de tre funnene er 39 % i Aasen, 50 % i West Cable og 63 % i Hanz. Den høye utvinningsgraden på Hanz skyldes at Hanz har svært gode reservoaregenskaper, mens Aasen er mer kompleks med varierende sandkvalitet og begrenset kommunikasjon. West Cable har en relativt høy utvinningsgrad pga forventet god trykkstøtte fra naturlig vanndriv (aquifer). Totalt teknisk utvinnbare oljeekvivalenter etter 12 års produksjon er estimert å være 23,2 mill Sm 3 o.e. Samlede produksjonsprofiler for de tre reservoarene er vist i Figur 3 (olje), Figur 4 (gass) og Figur 5 (produsert vann) gjeldende for samordnet utbygging og drift av Aasen og Grieg. Det er forventet at platåproduksjonen vil vare i 3-4 år. Side 14

15 Vannproduksjon/utslipp (mill. Sm3/år) Vannproduksjon (mill. Sm3 akk) Gassproduksjon (mrdl. Sm3/år) Gassproduksjon (mrd. Sm3 akk) Oljeproduksjon (mill. Sm3/år) Oljeproduksjon (mill. Sm3 akk) Det norske oljeselskap ASA 4, , ,0 1,0 Oljeproduksjon (mill. Sm3/år) Oljeproduksjon (mill. Sm3 akk) , Figur 3. Produksjonsprofil for olje fra Aasen 1,2 6,0 1,0 5,0 0,8 0,6 0,4 Gassproduksjon (mrd. Sm3/år) Gassproduksjon (mrd. Sm3 akk) 4,0 3,0 2,0 0,2 1,0 0,0 0, Figur 4. Produksjonsprofil for gass fra Aasen 9,0 6,0 Vannproduksjon (mill. Sm3/år) Utslipp produsert vann (mill. Sm3/år) Vannproduksjon (mill. Sm3 akk) , , Figur 5. Produksjonsprofil for produsert vann fra Aasen På Aasen er det en gasskappe, som innebærer at noen av brønnene i perioder vil produseres med høye gassrater og høy GOR. For å maksimere utvinning av oljeproduksjonen vil oljebrønnene bores og kompletteres på en slik måte at Side 15

16 det blir mulig å stenge av gass- og/eller vanngjennombrudd i produsentene. Alle brønnene vil få relativt tidlig vanngjennombrudd, og i 2028 vil vannkutt på Aasenreservoaret være oppe i 97 %. Det legges opp til at alt produsert vann reinjiseres i reservoaret sammen med sjøvann. De tre funnene vil produsere relativt mye vann, opp mot Sm 3 /døgn. Det maksimale injeksjonsbehovet er også antatt å ligge på rundt Sm 3 /døgn (produsert vann og behandlet sjøvann fra SRU anlegget). Anslått regularitet for injeksjon av produsert vann er satt til 95 %. Dette vil medføre at det anslagsvis kan bli utslipp av opptil 0,36 mill. Sm 3 /år renset produsert vann i avslutningsfasen for feltet. Pga fare for avleiring (scaling) i brønnene etter vanngjennombrudd fra vanninjektorene på Aasen, er det bestemt å installere en såkalt SRU (Sulfate Removal Unit; sulfatrenseanlegg ) som vil rense vannet slik at avleiring unngås. Det er hydrostatisk trykk i alle de tre reservoarene, og kunstig løft vil være nødvendig i alle produsenter. Gassløft-utstyr vil derfor bli installert i alle produsenter. 2.4 Boring og brønn Boreriggen på Aasen Boreriggen som skal brukes for å bore brønner på Aasen og West Cable er en CJ-70 Ultra harsh jackup rigg, eid av Maersk Drilling (Figur 6). Riggen er under bygging på Keppel Fels verftet i Singapore og vil være ferdigstilt i begynnelsen av Undervannsbrønnene på Hanz vil bli boret enten med en jackup borerigg eller en flyter. Figur 6. Jackup boreriggen (CJ-70) som skal brukes på Aasen Boreplan og brønndesign Aasenfeltet er planlagt bygget ut med i alt 15 brønner, henholdsvis 8 produksjonsbrønner og 7 vanninjeksjonsbrønner. Det planlegges forboring av 5 brønner, hhv. 3 produksjonsbrønner og 2 vanninjeksjonsbrønner. Forboring av brønner er planlagt med oppstart i tredje kvartal De resterende brønnene vil bli boret når plattformen er ferdig installert i fjerde kvartal Total varighet av borekampanjen, 15 brønner totalt, er ca 3 år. Boringen på Aasen vil skje fra en jackup rigg som står fast på havbunnen. Brønnene på Aasen/West Cable vil være direkte knyttet opp til plattformen (jacket), mens de to brønnene på Hanz vil være havbunnskompletterte og koblet til plattformen med en ca 14 km produksjonsrørledning. Tabell 2-1. Antall brønner og reservebrønner Brønntype Aasen + West Cable Hanz Oljeprodusent Vanninjektor 6 1 Reservebrønner 7 2 Totalt mulige brønner 20 4 Side 16

17 Tabell 2-2. Oversikt over brønnseksjoner og lengde Type brønn Brønnseksjoner (hullstørrelse/lengde) Total lengde ½ 12 ¼ 8 ½ Aasen 1) 88 m 370 m m 860 m m m West Cable 88 m 370 m m m m m Hanz 86 m 400 m 990 m m 90 m m 1) Gjennomsnittsbrønn. Boring av topphullene (36 og 26 ) vil skje med sjøvann og høyviskøse piller (enkle vannbaserte borevæsker). Det er også mulighet for at noen av lederørene kan bli pælet (banket ned), noe som gi mindre utslipp av borevæske og kaks. De øvrige (dypere) seksjonene vil bores med oljebasert borevæske (OBM). Det er nødvendig å bruke OBM for å sikre god brønnstabilitet i brønnbanen og god leirinhibering (dvs. unngå kjemisk reaksjon mellom leirskifer og borevæske), pga stor vinkel i brønnbanene. Bruk av OBM sikrer gode styreegenskaper for å treffe de planlagte målene for brønnene. Oljebasert borevæske er vurdert som den beste tekniske og sikkerhetsmessige løsningen. Kaksmengder og forbruk av borevæske er omhandlet i kapittel Prosjekthistorikk og tidligere vurderte utbyggingsløsninger Prosessen for å utrede og velge utbyggingskonsept for Aasen har pågått i 4 år. Arbeidet med å utrede utbyggingsløsning har vært fokusert rundt tre forskjellige alternativer: 1. En selvstendig utbygging 2. En utbygging av Aasen knyttet opp mot eksisterende felt/infrastruktur 3. En samordnet utbygging med nabofeltet Grieg, tidligere betegnet Luno. Det norske satte tidlig opp noen kriterier for valg av utbyggingsløsning, hvor det følgende skulle vektlegges: Prosjektøkonomi Robusthet mot mindre reserver enn forventet, men med mulighet for å fange oppsiden i større reserver Robust gjennomføringsplan Modenhetsgrad av tekniske løsning med kontroll over risiko Det norskes gjennomføringsevne og organisasjon Helse, miljø og sikkerhet i prosjekt og i drift. Konseptutredningen har vært gjort i to faser. Første fase ble avsluttet i 2011, og er dokumentert i rapport DR-DENOR-Z- 1050: "Draupne Development Project - Concept Selection Report". Rapporten konkluderer med anbefaling av en selvstendig utbygging av Aasen med et leid produksjonsskip (FPSO) i kombinasjon med en ubemannet brønnhodeplattform med 16 brønnslisser. Hanz skulle bygges ut med en undervanns produksjonsenhet knyttet opp mot FPSOen via strømningsrør og kontrollkabel. Oljeeksport ville bli via skytteltanker, og gassen ville bli eksportert via SAGEsystemet, i en felles rørledning med Grieg. Løsningen ble anbefalt ut fra følgende argumenter: Best prosjektøkonomi Robust i forhold til reserveestimater, da initiell kontraktsperiode var tilpasset nedsideutfallet, med rett til forlengelse Lavt investeringsbehov, ettersom FPSO-eieren tok investeringsbyrden for FPSOen Fleksibilitet gjennom å inkludere kjøpsopsjon i leieavtalen Lav prosjektrisiko, ettersom FPSO-eieren tok ansvar for det vesentligste av gjennomføringsrisikoen Kjent og utprøvd teknologi og kontraktsmodeller Relativt beskjedent behov for oppbygging av det norskes organisasjon for prosjektgjennomføring og drift, ettersom FPSO-leverandøren vil stå for mesteparten av prosjektgjennomføringen og ta seg av all offshore drift og vedlikehold. Løsningen ble imidlertid ikke vedtatt av partnerskapet, da flertallet ikke ønsket å benytte leid infrastruktur. Side 17

18 Fase 2 av konseptutredning ble avsluttet i april 2012 og er dokumentert i rapport DR-DENOR-Z-2025: "Draupne Development Project - Concept Selection Report Part II". Denne rapporten beskriver prosessen for utredning av både en selvstendig utbygging av Aasen med en FPSO og brønnhodeplattform, en selvstendig utbygging med en fast produksjonsplattform, og ulike varianter av samordnet utbygging med Grieg. Den beskriver også den valgte løsningen som er en samordnet utbygging med Grieg som beskrevet i kapittel 2.6. I forslag til utredningsprogram for Aasenprosjektet fra mars 2011 ble tre utbyggingsalternativer presentert som aktuelle for en selvstendig utbygging: 1. Flytende produksjonsenhet med oljelager og offshore oljelasting (FPSO Floating Production, Storage and Offloading), og tilknytning til brønnhodeplattform (WHP). 2. Bunnfast plattform med prosessering og boligkvarter, oljeeksport med ny rørledning til Grane oljerør og videre transport til Sture. 3. Bunnfast plattform med prosessering, boreanlegg og boligkvarter, og oljeeksport som alt. 2. I utredningsprogrammet ble det også presentert en samordnet utbygging med Griegfeltet hvor Lundin er operatør. Ved en slik løsning ville det bli utredet et felles områdesenter basert på følgende alternativer: 1. Flytende innretninger (FPSO som er geostasjonær eller med skipsfasong). 2. Bunnfast plattform, både med og uten borefasiliteter. 2.6 Utbyggingsløsningen Samordnet utbygging av Aasen og Grieg Den 2. mars 2012 ble det inngått avtale mellom partnerne i Aasenfeltet og partnerne i PL338/Grieg om en samordnet utbygging av de to feltene. Aasen er planlagt bygget ut med en bunnfast plattform med ett-trinns prosessering ( delvis prosessering ) og boligkvarter. Brønnstrømmen blir separert i en innløpsseparator, og olje og gass vil bli overført fra Aasenplattformen til Griegplattformen via rørledninger for ferdigprosessering og eksport til markedene. Utbyggingskonseptet er vist i Figur 7. Tilsvarende som ved en selvstendig utbygging vil en jackup borerigg være plassert ved Aasenplattformen de første 3-4 årene for boring av produksjons- og injeksjonsbrønner. Senere kan det bli aktuelt å plassere en modulær boreenhet på innretningen for brønnvedlikehold og intervensjoner. Aasen vil bli forsynt med elektrisk kraft fra Grieg. Kraftgenereringen på Grieg vil etter planen komme fra turbiner inntil det eventuelt blir etablert infrastruktur for kraft fra land til feltene på Utsirahøyden. Det pågår for tiden studier i samarbeid mellom lisensene Johan Sverdrup, Dagny, Aasen og Grieg for felles forsyning av elektrisk kraft fra land til disse feltene. På Aasen vil det kun være installert dieselmotorer for drift av nødstrømsgenerator og brannvannspumper. En endring fra tidligere presenterte planer for Aasen er at produksjonen i oppstartsfasen (de to første årene) blir noe lavere ved en samordnet utbygging sammenlignet med tidligere plan for selvstendig utbygging, men levetiden for feltet blir noe lengre. Behandling av produsert vann på Aasen er den samme som ble beskrevet i utredningsprogrammet, med reinjeksjon av alt produsert vann med 95 % regularitet. Det vil ikke bli noen endringer i utslipp av olje, kjemikalier eller andre komponenter i produsert vann ved den nye samordnete utbyggingsløsningen. Side 18

19 AASEN pdq Figur 7. Planlagt feltutbygging, samordnet utbygging av Aasen og Grieg Nærmere om den foreslåtte utbyggingsløsningen Aasenfeltet omfatter utvikling av tre reservoarer: Aasen, Hanz og West Cable. Utbyggingsløsningen består av en bemannet plattform (Figur 8) plassert sentralt over Aasenreservoaret, og et undervannsanlegg på Hanz knyttet opp mot Aasenplattformen via strømningsrør og kontrollkabel. West Cable reservoaret bores fra Aasenplattformen. På plattformen blir produsert vann skilt ut og reinjisert sammen med sjøvann for trykkstøtte i Aasen- og Hanzreservoarene. Sulfat i sjøvannet blir fjernet før injeksjon for å unngå avleiring av bariumsalter i brønner og produksjonsutstyr. Olje og gass blir separert i en ett-trinns prosess, og blir trykket opp før produktstrømmene blir blandet og overført via to rørledninger til Griegplattformen for sluttprosessering og eksport. Initielt overføres oljen og gassen i begge rørledningene, men etter hvert som produksjonen avtar vil kun én rørledning benyttes, for å sikre tilstrekkelig strømningshastighet for å nå spesifisert ankomsttemperatur på Griegplattformen. Figur 8. Skisse av plattformen på Aasen Side 19

20 Plattformen har boligkvarter med 70 enkeltlugarer. For daglig operasjon av Ivar Aasenplattformen planlegges det med en bemanning på 23 personer ved oppstart. Målet er å redusere dette antallet ned til 14 ombord når plattformen har kommet i stabil drift og er ferdig med innkjøringsperioden. I tillegg kommer personell for service, modifikasjoner og vedlikehold. Plattformunderstellet er en tradisjonell pelefundamentert stålfagverksplattform (jacket), som er den mest vanlige plattformløsningen for vanndyp under 150 m hvor man har mulighet for å eksportere oljen via rørledning. Plattformen har fire bein som er festet til sjøbunnen med peler. Pelene har en penetrasjonsdybde på ca 75 m. Plattformen inkluderer fire stykker preinstallerte stigerør, og et antall J-rør for inntrekking av strømningsrør og kontrollkabler for Hanz-utbyggingen, og for eventuell fremtidig tredjepartsfelt. Plattformunderstellet har en vekt på ca tonn, og pelene veier ca tonn. Plattformen er dimensjonert for å bære en total dekksvekt på tonn. Plattformunderstellet er planlagt installert ved hjelp av et tungløftsfartøy. Vekten av plattformunderstellet er kritisk i forhold til å kunne bruke løftefartøy for installasjon. Hvis vekten øker noe særlig over tonn vil det ikke være mulig å installere plattformen med løftefartøy, og den må sjøsettes fra lekter via en sliskebane, hvilket er en mer kostbar løsning. Nøye vektkontroll under prosjektering og bygging er derfor påkrevet for å sikre at vekten holdes innenfor akseptable grenser. Olje og gass fra Aasen vil bli eksportert sammen med Grieg i felles rørledningssystemer. Stabilisert olje vil eksporteres i en rørledning (29" ytre diameter) som kobles til Grane Oil Pipe ca 2 km nedstrøms Grane plattformen for transport til Sture-terminalen. Rikgass vil bli sendt inn i SAGE-transportsystemet til St. Fergus terminalen i UK via en rørledning (16" ytre diameter). Gasseksportrøret fra Grieg kobles til SAGE-systemet ved hjelp av en eksisterende T-kobling på rørledningen ved Beryl plattformen på engelsk sokkel. På St. Fergus terminalen splittes rikgassen i en gass-fraksjon og en NGL-fraksjon. NGL-fraksjonen går videre inn i SEGAL-systemet. For å sikre at gassen fra Aasen og Grieg oppfyller mottaksforpliktelsene for levering til det engelske markedet, må det installeres et nitrogeninjeksjonsanlegg i St. Fergus som Aasen og Grieg-gruppene må bekoste. Aasenutbyggingen er planlagt som en faset utbygging, hvor fase 1 består av Aasen og West Cable, mens fase 2 består av utbygging og boring av Hanz. Investeringsbeslutning for Hanz vil bli tatt i Av denne grunn er den detaljerte tekniske løsningen for Hanz undervannsanlegg ikke etablert enda, men for denne planens del er det antatt en standard løsning med en fire-slissers ramme/manifold. Hanz planlegges utbygget med en produksjonsbrønn og en injeksjonsbrønn, men har en oppside som kan utvikles ved boring av flere brønner. Aasenplattformen er dimensjonert med følgende kapasiteter (Sm 3 /d: standardkubikkmeter pr døgn): Oljeproduksjon: Sm 3 /d Gassproduksjon, inkl gassløft: 3,0 MSm 3 /d Væskeproduksjon: Sm 3 /d Vannproduksjon: Sm 3 /d Gassløft: 1,4 MSm 3 /d Vanninjeksjon: Sm 3 /d Sjøvann for injeksjon: Sm 3 /d Produksjonsbrønnene er planlagt med en maksimal væskerate på Sm 3 /d og en maksimal gassrate på 2,0 MSm 3 /d. Maksimalverdiene er ikke samtidig opptredende. Max gassløftvolum pr brønn er satt til Sm 3 /d. Injeksjonsbrønnene på Aasen er planlagt med en kapasitet på Sm 3 /d, mens injeksjonsbrønnen på Hanz er planlagt med en kapasitet på Sm 3 /d Rørledninger og kabler Rørledninger på Aasen som behandles i denne konsekvensutredningen er rørledninger mellom havbunnsinstallasjonen Hanz og Aasenplattformen, og rørledninger mellom Aasen og Griegplattformen. Alle eksportrørledninger for produsert olje og gass fra Aasen og Grieg går ut fra Grieg. Disse eksportrørledningene er omhandlet i konsekvensutredningen for Grieg. Rørledninger mellom Aasen og Grieg Mellom Aasen og Grieg vil det installeres to flerfase-rørledninger (12 ¾ ytre diameter) og én rørledning for gassinjeksjon (8 5/8 ytre diameter). Flerfase-rørene skal isoleres for å hindre voksdannelse. Gassinjeksjonsrøret skal påføres et innvendig korrosjonshindrende belegg. Alle rørene planlegges å graves ned ved hjelp av spyling ned i grøft i Side 20

21 kombinasjon med noe steindumping. En fiberoptisk kabel vil bli installert mellom Aasen og Grieg, og vil være integrert i kraftkabelen. Langs traséen mellom Aasen og Grieg vil rørledningene og kraftkabelen krysse Langeled rørledningen og en telekabel (fra Sleipner til Grane). Dette er planlagt gjennomført ved bruk av grusfyllinger. Krysningspunktet vil bli konstruert slik at det ikke vil være noen frie spenn. Rørledninger og kraftkabel vil bli installert av dynamisk posisjonerte fartøyer. Rørledningene kan bli liggende eksponert på sjøbunnen inntil 12 måneder før de blir grøftet. Rørender og kraftkabel vil bli beskyttet mot fallende laster, og vil være overtrålbare. Umiddelbart etter installasjon blir rørene fylt med filtrert sjøvann som tilsettes noe biocid for å hindre bakteriedannelser og begroing. Oppstart av flerfaserørledningene er planlagt gjennomført ved å drive vannet opp på Griegplattformen, mens for gassinjeksjonsrøret vil vannet drives opp på Aasenplattformen. Vannet dumpes ut til sjø på plattformene. Rørledninger og kontrollkabel til Hanz Mellom Aasenplattformen og havbunnsinstallasjonen Hanz vil det installeres ett brønnstrømsrør (10 ¾ ytre diameter), ett vanninjeksjonsrør (10 ¾ ytre diameter), ett gassinjeksjonsrør (4 ½ ytre diameter) og én kontrollkabel. Alle rørene planlegges å graves ned eller steindumpes, og dette kan gjøres ved ploging i kombinasjon med noe steindumping. I det aktuelle området har det blitt identifisert varierende sedimentforhold som skifter mellom fast sand til svært hard leire. Dette kan gjøre det vanskelig med ploging, og det kan derfor bli nødvendig å beskytte rørene med en kontinuerlig steinfylling. Langs traséen vil rørledningene og kontrollkabelen krysse en telekabel (Atlantic Crossing AC1). Ved krysningspunktet vil det bli grusfylling for å beskytte rør/kabel, og for å unngå frie spenn. Installasjonen av rørledninger og kontrollkabel vil skje ved bruk av dynamisk posisjonerte fartøyer. Rørledningene kan bli liggende eksponert på sjøbunnen inntil 12 måneder før de blir grøftet. Umiddelbart etter installasjon vil rørene bli fylt med filtrert sjøvann som tilsettes noe biocid for å hindre bakteriedannelse og begroing. Oppstart av brønnstrømsrøret gjennomføres ved å drive vannet opp på Aasenplattformen for så å bli tømt til sjø. Oppstart av vanninjeksjonsrøret gjennomføres ved at det eksisterende vannet injiseres sammen med injeksjonsvannet til reservoaret. Det filtrerte sjøvannet i 4 ½ gassinjeksjonsrøret tømmes til sjø før oppstart Havbunnsinstallasjonen på Hanz Installasjonen på Hanz vil bli et produksjonsanlegg tilrettelagt for 4 brønner, og vil inkludere brønnhode, juletrær og kontrollsystem (Figur 9). I første fase vil anlegget bli komplettert med utstyr for én produksjonsbrønn og én vanninjeksjonsbrønn. Anlegget vil styres fra Aasenplattformen via et åpent system med vannbasert hydraulikkvæske som kun vil bestå av miljøakseptable komponenter. I tillegg vil det være elektro/hydraulisk kontrollkabel. Hele anlegget vil være konstruert i henhold til krav og retningslinjer for å sikre overtrålbarhet. Figur 9. Typisk havbunnsinnretning, endelig løsning for Hanz er ikke valgt ennå Side 21

22 2.6.5 Produsertvannanlegget Aasen vil ha et anlegg for delvis prosessering (Figur 10). Fra innløpsseparator vil fraskilt produsert vann føres til en CFU-enhet (Compact Flotation Unit), og deretter vil vannet reinjiseres. Det er forventet og planlagt for en regularitet av injeksjonsanlegget på 95 %. I perioder med driftsstans av anlegget vil produsertvann bli sluppet til sjø. Figur 10. Skisse som viser prosessanlegg og produsert vann anlegg på Aasen CFU-enhet CFU er en vertikal flotasjonsenhet som separerer olje fra vann (Figur 11). Ved behov kan gass tilføres for å øke separasjonsgraden. Dagens CFU teknologi er mindre og med kortere oppholdstid enn de fleste anlegg som er i bruk på sokkelen, og i bruk flere steder i verden med gode renseresultater. Ved behov kan anlegget settes opp med flere rensetrinn og inntil fire trinn i hver flotasjonsenhet. Olje og gass (to-fase) ledes ut fra toppen av hvert rensetrinn og føres til en avgassingstank slik at gassen kan fjernes fra oljen. Et anlegg kan håndtere opptil 220 m 3 /time, hvilket er mer enn tilstrekkelig for å dekke full vannproduksjon på Aasen. Også produsert vann som skal reinjiseres vil renses. Aasenoljen er lett separerbar, og målsettingen er at oljeinnholdet etter rensing vil være godt under 15 mg/l. Figur 11. Typisk CFU-enhet Side 22

23 2.6.6 Fakkelsystem Det vil være høytrykks- og lavtrykks-fakkelsystem på Aasen. Bortsett fra i oppstartsfasen vil det være små mengder som fakles de to første årene. Etter de to første årene vil fakkelsystemet være lukket, og gass vil gjenvinnes ved hjelp av rekompresjon ved normal drift. Fakkelanlegget vil gjenvinne avgassing fra diffuse utslipp og fra produsert vann anlegget. I korte perioder vil det kunne være avbrenning av gass, bla. ved nødavstengning/trykkavlastning. Begrunnelsen for valg av åpent fakkelsystem de to første årene er at det er høyt trykk i innløpsseparatoren (40-60 bar) hvilket krever stort anlegg for rekomprimering, og at dette ville medføre et stort kraft- og plassbehov. Siden Aasenplattformen kun har anlegg for delvis prosessering, er det ikke noen lavtrykksseparator som fakkelgass enkelt kan returneres til Sulfatrenseanlegg For å opprettholde reservoartrykket på Aasen må det injiseres vann. I begynnelsen av feltets levetid er mengden produsert vann liten, og det er derfor nødvendig å injisere sjøvann. Planlagt mengde injeksjonsvann er ca m 3 /dag. Etter hvert vil produsert vann utgjøre en økende andel av injeksjonsvannet. For å hindre sulfatholdige avleiringer i brønner, reservoar og utstyr på plattformen når injeksjonsvannet etter hvert tilbakeproduseres er det nødvendig å installere et sulfatrenseanlegg (SRU-anlegg) (Figur 12). Kapasiteten til SRU-anlegget vil bli designet til ca m 3 sjøvann pr dag. Injeksjonsvannet vil inneholde mindre enn mg/l sulfat. SRU-anlegget har som formål å fjerne sulfat fra sjøvannet før vannet injiseres. Det benyttes en velprøvd nanofiltreringsteknologi med membraner, som har vært i bruk de siste år. Sjøvannsinntaket vil være på m dyp for å unngå mest mulig inntak av plankton og annet partikulært materiale som vil kunne redusere effektiviteten av membranene. I prosessen må det tilsettes kjemikalier, bla avleiringshemmer for å hindre kalsiumkarbonatavleiring. Omlag 75 % av sjøvannet vil være egnet for injeksjon, det resterende sjøvannet vil bli sluppet ut til sjø. Restvannet som slippes til sjø vil inneholde forhøyede konsentrasjoner av sulfat og noe kjemikalierester. Mengden avleiringshemmer som går til sjø er foreløpig estimert til ca 150 m 3 pr år når sjøvannsmengden fra anlegget er på sitt maksimum. Kjemikaliet vil ha grønn eller gul klassifisering. Figur 12. Eksempel på sulfatrenseanlegg installert på plattform For å hindre begroing i anlegget vil det benyttes elektro-klorinering i stedet for kobber-klorinering som metode. Dette er nødvendig fordi membranene i SRU enheten ikke kan fungere ved tilstedeværelse av kobberioner. Side 23

24 2.7 Kraftbehov og leveranse i driftsfasen Kraftbehov ved regulær drift I driftsfasen har Aasenfeltet et kraftbehov på ca MW. Kraftbehovet dekkes gjennom en strømkabel fra Griegplattformen. På Grieg vil det produseres kraft ved hjelp av to gassturbiner, hver på 30 MW med varmegjenvinning. Dette vil dekke behovet både på Grieg og Aasen og gir en total virkningsgrad på opp til 60 %. Kraftbehovprofil for Aasen er vist i Figur Kraftbehov (MW) - Ivar Aasen Figur 13. Kraftbehov for Aasen I forbindelse med behandlingen av St.meld. nr. 41 ( ) Om norsk politikk mot klimaendringer og utslipp av nitrogenoksider, jf. Innst. S. nr. 114 ( ), vedtok Stortinget at Ved utarbeidelse av Plan for utbygging og drift (PUD) skal oljeselskapene pålegges å legge fram en vurdering av elektrifisering av installasjonene framfor å bruke gassturbiner. I Meld. St. 21 ( ) Norsk klimapolitikk, som ble lagt fram i april 2012, heter det at Regjeringen har som mål å øke bruken av kraft fra land ved nye større utbygginger bl.a ved å kreve at selskapene alltid vurderer kraft fra land som energiløsning for nye felt og ved større ombygginger av eksisterende felt, herunder vurdere relevant levetid. Oljedirektoratet skal sørge for at det utredes om en samordnet utbygging av utbyggingsklare funn i samme område kan gjøre kraft fra land mer realistisk enn om funnene bygges ut enkeltvis. Aasenfeltet ligger langt fra land (ca 200 km fra Kårstø) og har et forholdsvis lavt kraftbehov. Et eget anlegg for forsyning av kraft fra land til Aasen vil derfor bli uforholdsmessig kostbart. I 2010 ble det derfor startet et felles prosjekt mellom funnene Aasen, Dagny og Grieg (Luno) for å utrede en felles løsning for kraft fra land til disse feltene. Rapporten ble utarbeidet fra november 2010 til april 2011 og konkluderte med at det ikke var grunnlag for et anlegg for kraft fra land til disse tre feltene. I lys av det store Johan Sverdrup-funnet i samme område ba Olje- og energidepartementet i september 2011 rettighetshaverne på denne delen av Utsirahøyden om på nytt å studere mulighetene for og konsekvensene av en samordnet løsning for kraft fra land for dette området (Figur 14). Statoil leder arbeidet med Utsirahøyden elektrifiseringsprosjekt og arbeider med å etablere et teknisk og kommersielt grunnlag for investeringsbeslutning. Tidspunkt og samlet leveranse av kraft fra land vil være styrt av Sverdrup prosjektets framdrift. Foreløpige planer indikerer at Aasenfeltet vil kunne få levert kraft fra land rundt Side 24

25 Aasen Grieg Figur 14. Skisse av utbyggingsløsning for kraft fra land til feltene Johan Sverdrup, Aasen, Grieg og Dagny Griegplattformen blir tilrettelagt for å kunne ta i mot kraft fra land via Utsira Elektrifiseringsprosjekt. Dermed vil også Aasen kunne bli forsynt med kraft fra land gjennom kabelen fra Grieg til Aasen. En eventuell løsning med kraft fra land til Griegfeltet vil ikke ha noen konsekvenser for de tekniske løsningene på Aasenplattformen Nødstrømskraft For å sikre strømforsyning ved eventuelt bortfall av kraftleveranse fra Grieg må det installeres dieseldrevne nødstrømsgeneratorer og brannvannspumper. Det er planlagt for én nødstrømsgenerator med kapasitet 1,8 MW og fire brannvannspumper, hver med kapasitet 2,2 MW. Forventet drift av disse er 1 time pr uke for testing av utstyret, og inntil 2 % av tiden i forbindelse med beredskapssituasjoner og bortfall av strøm fra Grieg. Estimert dieselforbruk for utstyret er ca 0,6 tonn/time. I driftsfasen er årlig forbruk av diesel estimert til omlag 240 tonn. 2.8 BAT-vurderinger I henhold til IPPC-direktivet stilles det krav til at energien utnyttes effektivt og at beste tilgjengelige teknikker (Best Available Techniques - BAT) tas i bruk for å forebygge og begrense forurensing. BAT-vurderinger skal inneholde kostnytteberegninger. Krav om vurderinger av BAT er nedfelt i operatørens interne prosedyrer og er således gjennomført og lagt til grunn ved valg av konsept og teknologi. Evaluering av BAT og bruk av ALARP-prinsippet (As Low As Reasonable Practical) har vært en integrert del av prosjekteringsarbeidet for Aasen. De viktigste BAT-vurderingene som er gjennomført for Aasen er følgende: Kraftgenerering og kraftforsyning Energistyring Behandling av produsert vann Kaldventilering og fakling Behandling av borekaks. Side 25

26 En oppsummering av de viktigste BAT-vurderingene er gitt under Kraftgenerering og kraftforsyning Kraftleveranse til Aasen vil være elektrisk kraft fra Grieg. Det er videre tilrettelagt for at Grieg kan forsynes med kraft fra land. Dette er BAT og i tråd med myndighetenes ønsker. I tillegg vil det være utstyr for dieseldrevet kraftproduksjon på Aasenplattformen (nødstrømsgenerator og brannvannspumper), som er lovpålagt og nødvendig av sikkerhetsmessige hensyn. Samlet dieselforbruk og uslipp til luft vil være lavt. I de første årene vil kraftproduksjonen på Grieg skje med gassturbiner. Turbinene er av typen lav-nox (DLE) og optimalisert med hensyn på virkningsgrad og effektiv forbrenning. Økningen av produksjonsvolumene på Grieg som følge av Aasen gjør at turbinene på Grieg kan opereres med høyere belastning med derav høyere virkningsgrad. Dette kombinert med noe lavere totale produksjonsvolumer enn ved to selvstendige utbygginger, gjør at utslippene til luft bli noe mindre Energioptimalisering og energistyring Siden det ikke vil være installert gassturbiner på Aasen, er ikke varmegjenvinning relevant. Det arbeides imidlertid med andre muligheter for energioptimalisering og energistyring: Det vil bli installert utstyr for hastighetsregulering ( variable speed drives (VSD) ) på utstyr med variabel belastning, slik som gasskompressorer, vanninjeksjonspumper, kjølevannspumper og oljeeksportpumper. Dette vil gi noe lavere kraftforbruk. Varmt sjøvann fra prosesskjøling vil brukes til oppvarming i boligkvarter. God utnyttelse av trykk for å redusere energiforbruk. I de to første årene vil trykket i innløpsseparatoren være høyt (40-60 bar), og dette trykket vil utnyttes så langt mulig for å redusere behovet for gasskompresjon. Avsalting av sjøvann vil gjennomføres med omvendt (reversert) osmose, i stedet for ved fordampning. Energibehovet er lavere ved omvendt osmose. Energiforbruk vil overvåkes og det vil benyttes et kontrollsystem for å sikre optimal drift Behandling av produsert vann Brønnene på Aasenfeltet er designet for å maksimere produksjonen av olje og gass, og minimere produksjonen av vann. Vannproduksjonen vil imidlertid øke over feltets levetid. Reservoarforholdene på Aasenfeltet er vurdert å være egnet for injeksjon av vann for trykkstøtte, og produsertvannet vil derfor bli reinjisert. Det er forventet 95 % regularitet. Alt vannet, også det som skal reinjiseres, vil først bli renset i et CFU-anlegg (flotasjonsanlegg). Oljeinnholdet i produsertvann som blir sluppet til sjø vil etter målsettingen være mindre enn 15 mg/l. Rensegraden kan vise seg å bli bedre siden Aasenoljen er lett separerbar, samt at kjemikalieforbruket blir lavt. Løsningen for behandling av produsertvann på Aasen er vurdert som BAT. I tillegg er prosessanlegget designet for minimalt forbruk av kjemikalier. Viktige elementer er: Tørre brønnhoder for å unngå kontinuerlig hydratinhibering Valg av høyverdig materiale i prosessanlegg og rør for å minimere bruk av korrosjonshemmer Fakling Etter de to første årene vil det være lukket fakkelsystem på Aasen, med anlegg for rekomprimering, hvilket anses som BAT. I de to første årene er trykket i innløpsseparatoren så høyt at rekomprimering ville medføre installasjon av et stort anlegg med uforholdsmessig store kostnader, plassbehov og vekt. I tillegg er fakkelmengdene svært lave, bla fordi produksjonen av produsertvann fremdeles er lav. Ved fakling i oppstartsfasen vil dette bli brent over flammetårn Behandling av borekaks Brønnbaner og brønndesign er optimalisert ut fra en rekke forhold, også for å redusere mengden utboret kaks. Boring av topphullene vil skje med sjøvann og vannbaserte borevæsker, og kaks og borevæske vil bli sluppet ut til sjø. Dette er vanlig prosedyre på norsk sokkel. De dypere seksjonene vil bores med oljebasert borevæske (OBM). Flere alternativer er utredet for håndtering av borekaks ved boring med OBM: Reinjeksjon i reservoar Transport til land for videre rensing og avfallshåndtering Rensing og utslipp til sjø fra boreriggen. Side 26

27 Injeksjon av borekaks til et reservoar krever boring av én eller to dedikerte injeksjonsbrønner. Estimert kostnad for en slik brønn på Aasen er over 200 millioner kr, og det må trolig bores flere brønner for å sikre tilstrekkelig kapasitet. Brønnene må bores tidlig for å kunne bli tatt i bruk under borekampanjen. Bruk av kaksinjektorbrønner innebærer også risiko for oppsprekking og lekkasje. Denne løsningen er derfor forkastet i Aasenprosjektet. Transport av OBM kaks til land er foreløpig den planlagte løsningen for Aasen, men dette er en ressurskrevende og dyr løsning, med betydelige sikkerhetsmessige og arbeidsmiljømessige utfordringer. Transport og behandling i land medfører stort energiforbruk, utslipp til luft, og genererer mye avfall som må håndteres, mye vil bli plassert i deponi. Det tredje alternativet er fremdeles under utredning, og innebærer å installere et anlegg for rensing av OBM kaks på boreriggen som skal brukes på Aasen. Anlegget er et TCC-anlegg (Thermomechanical Cuttings Cleaner), og tilsvarende anlegg for varmebehandling har vært i bruk på britisk sokkel over flere år. TCC fungerer ved at kaks med borevæskevedheng males opp under høy temperatur, væsker dampes av, olje og vann separeres og finmalt kaks blandes med vann. Oljen kan normalt brukes igjen. Kostnadene ved å installere og drifte et TCC-anlegg er i samme størrelsesorden som et anlegg for å lage injeksjonsslam til en injeksjonsbrønn. Foreløpig er det uavklart om det rensede kakset vil bli transportert til land, eller om det vil kunne slippes ut til sjø. Det er igangsatt et samarbeid mellom flere operatører for å utrede forhold knyttet til egenskaper, spredning og miljøeffekter av utslipp av slikt kaks. En eventuell søknad om tillatelse til utslipp vil først være aktuelt når resultater fra dette arbeidet foreligger. Se nærmere omtale av dette i kapittel Håndtering av borekaks og kapittel Konsekvenser av utslipp av borekaks. I søknad om tillatelse til virksomhet til Klif vil løsninger og forhold rundt håndtering av borekaks bli behandlet i detalj. 2.9 Norsk avgifts- og klimakvotesystem Lov nr 99: Lov om kvoteplikt og handel med kvoter for utslipp av klimagasser (klimakvoteloven) har som formål å begrense utslippene av klimagasser på en kostnadseffektiv måte gjennom et system med kvoteplikt for utslipp av klimagasser og fritt omsettelige utslippskvoter. Utslipp fra felt i drift, samt utslipp fra mobile rigger som borer produksjonsbrønner eller som borer på felt i drift omfattes av kvoteplikten. Produksjonen på Aasen vil gi kvotepliktige utslipp av klimagasser, og det vil bli søkt Klif om tillatelse til kvotepliktige utslipp av CO 2. Innen 1. mars vil det bli innrapportert kvotepliktige utslipp for ulike utslippskilder for det foregående året iht. myndighetenes retningslinjer for rapportering (Klif, 2010). Innen 30. april må bedriften ha skaffet tilveie eventuelle manglende kvoter og ha overført kvoter tilsvarende sine utslipp til Statens oppgjørskonto i kvoteregisteret. Alle virksomheter som omfattes av det norske kvotesystemet har fått opprettet en konto i kvoteregisteret. All omsetning av kvoter i kvotesystemet registreres i dette registeret. Virksomheter som har redusert sine utslipp, kan selge sitt overskudd av kvoter i markedet. Kvoteregisteret administreres av Klif Miljøundersøkelser En oversikt over gjennomførte miljøundersøkelser ved Aasen er vist i Tabell 2-3. Tabell 2-3. Gjennomførte miljøundersøkelser ved Aasen Tema Når Hva Grunnlagsundersøkelse 1996 I regi av Esso Norge ble det gjennomført en omfattende grunnlagsundersøkelse av DNV i området rundt Aasen og Hanz (biologi og kjemi). Borestedsundersøkelser 2007/2009 Både ifm leteboring (16/1-9) og avgrensningsboring (16/1-11) er det gjennomført borestedsundersøkelser, med seismikk, ekkolodd og sonar. Rørledningstraséer 2011 I 2011 ble det gjennomført en undersøkelse av rørtraséen mellom Aasen og Hanz, herunder av sedimentprøver. Rørledningstraséer 2012 Det ble gjennomført en geoteknisk undersøkelse av traséen mellom Aasen og Grieg, i en ca 1 km bred korridor. Ved hjelp av multistråleekkolodd og grunt penetrerende seismiske kilder ble havdyp og grunnforhold kartlagt. Denne undersøkelsen kunne avdekke forhøyninger og gjenstander på havbunnen, inkludert eventuelle skipsvrak. Oppløsningen er i desimeterstørrelse. I tillegg ble det tatt kjerneprøver av havbunnen for analyse av partikkelstørrelsesfordelingen av sedimentet. Grunnlagsundersøkelse 2012 Undersøkelse av sedimenttilstanden (kjemi, biologi) er gjennomført mai-juni 2012 av DNV, i forbindelse med den regionale undersøkelsen i Region II. Side 27

28 Oppfølgende miljøundersøkelser vil gjennomføres hvert tredje år, etter at produksjonsboring er startet. Utover dette er det foreløpig ikke identifisert behov for ytterligere miljøundersøkelser. En beskrivelse av nåværende miljøtilstand i området er gitt i kapittel Avfallshåndtering Avfall fra utbygging og drift av Aasen vil bli håndtert i henhold til gjeldende retningslinjer. På Aasen vil det være behov for å håndtere avfall fra boligkvarter, prosessdrift og vedlikeholdsaktiviteter på plattformen. Det vil bli utarbeidet en plan for avfallshåndtering som beskriver avfallstyper, sortering, lagring og håndtering. Det vil bli utarbeidet separat plan for avfallshåndtering for boreriggen Tidsplan for prosjektet Den totale gjennomføringstiden for Aasenprosjektet er estimert til ca. 46 måneder fra oppstart av gjennomføringsprosjektet til produksjonsstart i fjerde kvartal Hovedmilepæler i prosjektet vil være installasjon av plattformunderstell i andre kvartal 2015 og installasjon av plattformdekk i andre kvartal Oppstart av forboringsaktiviteter er planlagt til tredje kvartal 2015 og vil skje gjennom et forboringsdekk på toppen av plattformunderstellet. Det er planlagt å forbore fire eller fem brønner før installasjon av plattformdekket. Kritisk linje for prosjektet går gjennom EPC kontrakten for bygging av plattformdekket inkludert hovedmodul, prosessmodul, boligkvarter og flammetårn. Dagens marked for byggekontrakter er opphetet og sikring av riktig byggekontraktør med riktig kompetanse og erfaring fra norsk sokkel er en utfordring for prosjektet. Leveringstiden på kritisk utstyr som gasskompressorer, kjemikaliepakker og enkelte aktuerte ventiler er lang og vil i mange tilfeller styre gjennomføringsplanen for byggingen av dekket Investeringer og kostnader De samlede investeringskostnadene for utbygging av Ivar Aasen-feltet er beregnet til 24,3 mrd 2012 kroner. Driftskostnadene for Aasen vil variere over år, avhengig av brønnaktivitet og vedlikehold. Gjennomsnittlig driftskostnad, inkludert tariffer og kjøp av kraft er beregnet til rundt millioner 2012-kroner Avslutning I henhold til 22 i Forskrift til Lov om Petroleumsvirksomhet skal konsekvensutredningen blant annet vurdere hvordan innretningene vil kunne disponeres ved avslutning av petroleumsvirksomheten. Utbyggingen designes for en teknisk levetid på 30 år, mens foreløpige planlagte økonomiske levetid er 12 år. Varigheten av produksjonsperioden vil avhenge av produksjonsutviklingen og økonomien for feltet. Detaljerte planer for avvikling vil derfor ikke bli utarbeidet før omlag to år før feltavvikling. I denne forbindelse vil det bli utarbeidet en egen konsekvensutredning. I henhold til gjeldende regelverk vil innretningene på feltet bli fjernet. Alle brønner vil bli plugget og etterlatt i henhold til gjeldende regler. I samsvar med dagens praksis vil rørledninger og kabler som ligger nedgravd i havbunnen bli etterlatt etter rengjøring og forsvarlig sikring av endene. Side 28

29 3 Miljøforhold, biologiske ressurser og annen virksomhet i influensområdet 3.1 Kort beskrivelse av området og dagens miljøtilstand Nordsjøen er et grunt hav sammenlignet med Norskehavet og Barentshavet. To tredjedeler av Nordsjøen er grunnere enn 100 meter. Norskerenna nær norskekysten er dypest med dybder på over 700 m. De dypere, nordlige delene er påvirket av atlantiske vannmasser, mens de grunne områdene i sør helst er påvirket av ferskvannsavrenningen fra kontinentet (Figur 15). Langs kysten dominerer den nordgående kyststrømmen med vann som har sin opprinnelse fra Østersjøen. I det aktuelle området er det en dominerende overflatestrøm fra vest/sørvest. Vanndypet omkring Ivar Aasen er meter. Økosystemet i Nordsjøen skiller seg også ut fra Barentshavet og Norskehavet ved at det i mye større grad er påvirket av menneskelig aktivitet. Dette er et av de mest trafikkerte sjøområdene i verden, med noen av verdens største havner. Her foregår også et stort fiskeri, utvinning av olje- og gass, uttak av sand og grus, og dumping av mudder. Rundt hele Nordsjøen ligger det tett befolkede og høyt industrialiserte land. Til sammen bor det ca. 184 millioner mennesker i nedslagsområdet til dette økosystemet. Som en konsekvens er økosystemet påvirket av utslipp fra bebyggelse, jordbruk og industri. Utslippene tilføres i stor grad fra elvene som renner ut i Nordsjøen, og via innstrømningen fra Østersjøen. Tilførselen av nitrogen og fosfor fra elvene utgjør henholdsvis % og % av den totale tilførselen fra land. Denne tilførselen av næringssalter kan forårsake overgjødslingseffekter som økt algeoppblomstring og oksygensvikt (Fiskeridirektoratet/HI 2011). Det har vært en generell forbedring i forurensningssituasjonen i Nordsjøen siden 1985, og tilførsler av tungmetaller, olje og fosfor er betydelig redusert. I tillegg ble dumping av kloakkslam stanset i 1998, og antall kjemikalier som brukes i oppdrettsnæringen er redusert. Likevel er det visse aktiviteter som fortsatt gir grunn til bekymring på grunn av omfattende effekter eller stigende trender. Dette gjelder spesielt påvirkningen fra fiskerier, tilførsler av nitrogen fra landbruk, og utslipp av olje og kjemikalier i forbindelse med økt petroleumsvirksomhet. Et stigende antall syntetiske stoffer med ukjent økologisk betydning blir også oppdaget i havmiljøet (Fiskeridirektoratet/HI 2011). Figur 15. Havstrømmer og sedimentfordeling i Nordsjøen 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 40 meters dyp. Sjøbunnen i Nordsjøen studeres hvert 3. år for å påvise og kartlegge forurensning fra olje- og gassvirksomheten, påvise trender i utviklingen samt gi prognoser for forventet utvikling. Aasenfeltet er lokalisert i Region II for tilstandsovervåking som dekker områder mellom 58 og 60 N på norsk sokkel. Sedimentet i regionen består hovedsakelig av Side 29

30 sand (Figur 15). I den sørlige regionen er det påvist noe mer fin sand og litt mindre finstoff i sedimentet enn i de sentrale og nordlige underregionene (Unifob 2007; Uni Research 2010). Gjennomført undersøkelse viser at havbunnen i Aasen området består av løs til tett, siltholdig sand. Området har en artsrik bunnfauna med stor produksjon. Dominerende vindretning i området omkring Aasen er fra sør/sørvest. 3.2 Beskrivelse av naturressurser Plankton Plankton er en fellesnevner på ulike typer organismer som lever i frie vannmasser og som har liten eller ingen egen svømmeevne (HI 2005a). Planktonforekomstene er generelt lite sårbare for oljeforurensning pga vid og vekslende utbredelse, korte generasjonstider, og rask innvandring fra upåvirkete områder. Effekter på planktonsamfunnene vil derfor være lokalt begrenset og av forbigående karakter, selv om et utslipp skjer i oppblomstringsperiodene når produksjonen er størst (RKU Nordsjøen 2006) Bunnforhold, fauna og habitater Miljøovervåkningsprogrammer med sikte på å fastslå størrelse og geografisk omfang av miljøpåvirkningen fra offshoreindustrien har vært pålagt siden Konklusjonene fra de siste regionale miljøundersøkelsene i det aktuelle området (2006 og 2009) er at bunnfaunaen i denne delen av Nordsjøen er uforstyrret og upåvirket av oljevirksomheten, med unntak av stasjoner i nærområdet til enkelte installasjoner (UniFob 2007; Uni Research 2010). Det er ikke registrert noen forekomster av koraller eller korallrev (Lophelia) i denne delen av Nordsjøen, heller ikke større forekomster av svampsamfunn. I undersøkelser av DNV i 1996 i området ved Aasen og Hanz ble det funnet høy artsrikdom i de sandige bunnsedimentene, bestående av dyregrupper som blant annet børstemark, pigghuder, muslinger og krepsdyr (DNV 1996). Det ble registrert i alt 315 grupper (taksa) av bunnfauna. Børstemark var den mest tallrike gruppen og utgjorde 48 % av alle taksa som ble registrert. Enkelte arter kan være svært dominerende, særlig børstemark, men variasjonene kan være store fra år til år. Det er en tydelig variasjon i bunnfaunaen med dybdeforholdene. Det er gjennomført en grunnlagsundersøkelser av sedimenttilstanden (kjemi, biologi) ved Aasen og Hanz sommeren 2012, i forbindelse med den regionale undersøkelsen i Region II. Resultatene foreligger foreløpig ikke. Oppfølgende undersøkelser vil bli gjennomført hvert tredje år etter at produksjonsboring har kommet igang Fiskeressurser Makrell, sild, tobis, øyepål, torsk og sei har tradisjonelt sett vært de kommersielt viktigste artene i Nordsjøen. 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. Nordsjømakrell gyter i overflaten i perioden mai juli, med hovedgyting i midten av juni. Fra 1980-tallet har det vært en forskyvning i hovedgyteområde fra sentralt i Nordsjøen til lenger vest (HI/DN 2010) (se Figur 16). Fangstforsøk har vist at nordsjømakrellen stort sett oppholder seg i Nordsjøen og Skagerrak hele året, men unntak av etter gyting da den vandrer inn i Norskehavet for å beite. Sild er en nøkkelart med stor utbredelse i Nordsjøen. Nordsjøsilda er høstgyter, og de viktigste gytefeltene for sild finnes i britisk del av Nordsjøen fra Shetland og sørover langs østkysten av Storbritannia. Eggene legges på bunnen og når larvene klekkes samles de i overflatevannet og driver passivt med vannmassene syd og østover i Nordsjøen hvor en stor del har oppvekstområde. Tobis er en samlebetegnelse for flere arter innen silfamilien, hvor havsilen er den arten som dominerer i Nordsjøen. Tobisen spiller en sentral rolle som bindeledd mellom planktonsamfunn og høyere trofiske nivåer i Nordsjøen (DN 2011) og er derfor en nøkkelart i området. Spesielt er tobis viktig som føde for pelagisk sjøfugl og flere fiskeslag. Tobis er utbredt langs hele kysten av Norge, men arten er sterkt stedbunden på grunn av at den er helt avhengig av bestemte typer bunnhabitat hvor den oppholder seg nedgravd i sedimentet mesteparten av tiden. Tobis lever i tette stimer både nedgravd på bunnen og under næringssøk i vannkolonnen om dagen. Om vinteren lever arten nedgravd i dvale. Utbredelse for tobis er vist i Figur 16. Gyteområdene for arten sammenfaller med leveområdene. Gytingen starter rundt årsskiftet og foregår på sjøbunn. Larvene lever pelagisk frem til sommeren da de starter å grave seg ned i sedimentet om natten og jakter i havsøylen om dagen. Side 30

31 Figur 16. Venstre: De viktigste fiskeområder og gyte/overvintringsområder for havsil (tobis) i norsk sone av Nordsjøen. Høyre: Hovedgytefelt for makrell i nå (gult) og i 1980 (blått) (Faggruppen 2012; HI/DN 2011) Fiskartene torsk, sei, hyse og hvitting er alle viktige arter i Nordsjøen. Disse har pelagiske egg og gyter over store deler av Nordsjøen, uavhengig av bunnsubstratet (Huse et al. 2006). Generelt er konsentrasjonene av egg og larver lave i Nordsjøen. Torskefisker er derfor regnet for å være mindre sårbare i forhold til petroleumsvirksomhet sammenlignet med andre fiskearter i havområdet. Øyepål er mest tallrik i Nordsjøens nordlige deler, i området øst for Shetland og langs vestkanten av Norskerenna. Arten gyter pelagisk i det nordlige Nordsjøen, i perioden januar mai, med hovedvekt i februar (Huse et al. 2006; HI/DN 2007). Etter klekking driver larvene med de frie vannmassene og arten synes ikke å ha noe spesielt oppvekstområde. Tabell 3-1 presenterer periodene med fiskeegg (gyteperiodene) og -larver i Nordsjøen. Tabell 3-1. Angivelse av perioder med egg (E) og larver (L) for de kommersielt viktigste artene i Nordsjøen (HI, 2012) Art Jan Feb Mar Apr Mai Jun Jul Aug Sept Okt Nov Des Torsk E E/L E/L E/L E Sei E E/L E/L L Sild L L L E E/L E/L L Makrell E E/L E/L L Tobis E E/L L L E For at et oljeutslipp skal kunne påvirke fiskeressursene må noen betingelser være oppfylt: Det viktigste er at forurensningen blandes ned i vannet og gjøres tilgjengelig i de vannmassene organismene befinner seg. Forurensningskomponentene må være til stede i en konsentrasjon som gir effekter på de aktuelle organismene. Sammenfall mellom en forurensning i tilstrekkelig konsentrasjon og den aktuelle organisme må vare lenge nok til at forurensningen får virke på organismen. Side 31

32 En fiskebestand er i de fleste tilfeller mest sårbar i noen kritiske stadier knyttet til de første utviklingstrinn fra egg til fiskelarve. Når fiskeyngel har nådd en viss størrelse, antas det at den av egen kraft kan unngå en forurenset vannmasse. Eksperimentelt er det vist at det er vesentlige forskjeller på reaksjonsterskel hos de forkjellige fiskeartene med hensyn på hvilke konsentrasjoner av den vannløselige fasen av olje som gir effekter. Mht fiskeressursene er det arter som er knyttet til spesielle avgrensede lokaliteter i hele eller deler av livssyklusen som er spesielt sårbare ift. petroleumsvirksomhet. I Nordsjøen er det spesielt tobis, makrell og sild som utpeker seg på denne måten ved at de gyter i avgrensede områder av Nordsjøen. For nordsjøsild ligger gytefeltene spredt på østkysten av Storbritannia. I arbeidet med forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak ble gyteområdene for tobis og makrell definert som særlig verdifulle områder (SVO). Sei Torsk Sild Øyepål Figur 17. Gyteområder for sei, torsk, sild og øyepål i Nordsjøen (HI/DN, 2010) Side 32

33 3.2.4 Sjøfugl Nordsjøen og Skagerrak er viktige områder for mange sjøfuglbestander og det hekker anslagsvis par i Nordsjøen og par i Skagerrak (NINA 2011). Sammenlignet med Norskehavet og Barentshavet har Nordsjøen betydelig færre hekkende sjøfugler. Mindre enn 5 % av alle norske sjøfugler hekker ved Nordsjøen, og enda færre i Skagerrak, men antall arter er større i Nordsjøen enn lenger nord. Fordeling av sjøfugl på åpent hav er kartlagt gjennom Seapop-programmet, og de siste oppdaterte resultatene er presentert av NINA i rapporten Sjøfugl i åpent hav. Utbredelsen av sjøfugl i norske og tilgrensende havområder (Fauchald 2011). Sjøfuglbestandene i Nordsjøen er i stor grad et resultat av høy primær- og sekundærproduksjon av plante- og dyreplankton, samt store bestander av små, pelagiske fiskearter som sild, brisling og tobis. Næringsvalget spenner over et vidt spekter av arter, og variasjonen kan være stor både gjennom året, mellom år og mellom regioner. De ulike sjøfuglartene er tilpasset livet i de marine økosystemene iht. deres fysiologiske særtrekk, fødevalg og utbredelse. Med bakgrunn i bl.a. hvordan sjøfuglene utnytter de marine habitatene for å skaffe seg næring i hekketiden, kan man plassere de ulike sjøfuglartene i økologiske grupper (Tabell 3-2). Tabell 3-2. De viktigste sjøfuglartene og arter med periodevis tilsvarende adferd i Nordsjøen og Skagerrak, inndelt i økologiske grupper i henhold til deres næringssøkadferd i hekketiden. Indikatorarter i utredningsarbeidet for forvaltningsplan for Nordsjøen er uthevet (NINA 2011). Tabellen angir andel (%) hekkende sjøfugl i Nordsjøen (HI/DN 2010), og arter som står på norsk rødliste (CR: kritisk truet; EN: sterkt truet; VU: sårbar; NT: nær truet) (Artsdatabanken 2010) Pelagisk dykkende sjøfugl Pelagisk overflatebeitende sjøfugl Kystbundne dykkende sjøfugl Fiskespisende Bentisk beitende (11 %) (6 %) (4 %) (30 %) (50 %) Lomvi (CR) Alke (VU) Alkekonge Lunde (VU) Havhest (NT) Havsvale Stormsvale (NT) Havsule Storjo 1) Tyvjo (NT) 1) Krykkje (EN) Smålom Storlom (NT) Islom Horndykker Gråstrupedykker Storskarv Toppskarv Laksand Siland 1) Bare delvis pelagisk, beiter også regelmessig kystnært. 2) Kan periodevis beite pelagisk. Ærfugl Havelle Svartand (NT) Sjøorre (NT) Toppand Bergand (VU) Kvinand Kystbundne overflatebeitende sjøfugl Hettemåke (NT) Fiskemåke (NT) Sildemåke Gråmåke Svartbak Makrellterne (VU) 2) Rødnebbterne 2) Sjøfuglenes utbredelse er svært dynamisk gjennom året, og varierer også mellom år. Koblingen til variasjonen i viktige næringsemner som pelagiske fisk, og til habitater som store gruntvannsområder, er av de viktigste faktorene i denne sammenhengen. Utbredelsen til viktige hekkebestander av sjøfugl i Nordsjøen er vist i Figur 18. De viktigste områdene er: Listaområdet og Jærkysten er viktige områder for kystbundne overflatebeitende og bentisk beitende arter. Karmøy er et generelt viktig hekkeområde for sjøfugl. Koloniene i Sogn og Fjordane er spesielt viktige for kystbundne dykkende arter. Einevarden fuglefjell er spesielt viktige for pelagisk dykkende arter. Sjøfugl har relativt stor aksjonsradius også i hekketiden, spesielt de pelagisk beitende artene som dekker store havområder på sine næringssøk. Når det gjelder utbredelsen til pelagiske sjøfuglbestander i Nordsjøen så er det tilgjengelige datagrunnlaget noe mangelfullt. Generelt er havområdene over kontinentalskråningen spesielt produktive og viktige for de mest pelagiske artene som havhest, krykkje og lunde, som alle har internasjonal verneverdi. Alkefuglene myter i åpent hav etter hekkesesongen, og vil i denne perioden være ekstra sårbare. Resultater for det nasjonale overvåkningsprogrammet for sjøfugl viser at mange av sjøfuglpopulasjonene i Norge har negativ bestandsutvikling. Generelt har det vært en nedgang i hekkebestandene på Vestlandet, sannsynligvis som en Side 33

34 følge av liten tilgang på de pelagiske fiskeslagene tobis (og brisling). Hekkesesongen langs kysten av Nordsjøen i 2011 var generelt dårlig (SEAPOP 2012). Figur 18. Svært viktige (rød), viktige (oransje) og nokså viktige (gule) leveområder for sjøfugl langs kysten av Nordsjøen i hekketiden. Kartet markerer buffersoner rundt de viktige hekkelokalitetene (NINA) Sjøfugl regnes blant de biologiske ressursene som på bestandsnivå er mest sårbare for oljesøl. Særlig dykkende arter er svært sårbare for oljeforurensning fordi de tilbringer mesteparten av tiden svømmende på havoverflaten. Under fjærskiftet (mytingen) etter avsluttet hekking er ender og de fleste alkefugler noen uker ikke flygedyktige og da følgelig ekstra sårbare. Tabell 3-3 viser en sårbarhetstabell for sjøfugl i forhold til oljeforurensing i marine områder. Aasen er lokalisert i et område der sjøfuglenes sårbarhet innenfor en tredelt skala (moderat høy høyest) karakteriseres som høy om høsten og vinteren (RKU/Ambio 2006). Ved kysten er det viktige sjøfuglområder fra Lista til Karmøy/Rørvær, samt viktige næringsområder for fugl som hekker på fuglefjellene Veststeinen og Einevarden. Tabell 3-3. Sårbarhetstabell for sjøfugl i forhold til oljeforurensning i marine områder (Anker-Nilssen 1994; Systad m.fl. 2007) Økologisk gruppe Sommerområde for Vinterområde hekking næringssøk hvile myting Pelagisk dykkende sjøfugl Høy Høy Høy Høy Høy Pelagisk overflatebeitende sjøfugl Lav Middels Lav - Middels Kystbundne dykkende sjøfugl Høy Høy Høy Høy Høy Kystbundne overflatebeitende sjøfugl Middels Lav Lav Middels Lav I vedlegg 10.4 (Figur 52 og Figur 53) er det vist relativ fordeling av fugleartene alkekonge, lomvi, krykkje og havsule i ulike sesonger, basert på sist publiserte data fra NINA (Fauchald 2011). Side 34

35 3.2.5 Sjøpattedyr Flere arter sel og hval forekommer i Nordsjøen, men kun et fåtall opptrer regelmessig i området. Niser, springere og vågehval er de vanligste hvalartene i havområdet. Kystselene havert og steinkobbe er vanlige i stort sett hele Nordsjøen. De fleste hvalartene påtreffes bare sommerstid på beitevandring til områder lenger nord. Vågehval er den eneste større hvalarten som forekommer regelmessig i området, først og fremst i den nordlige delen av Nordsjøen (Figur 19). Nise og springere (kvitnos/kvitskjeving) kan også påtreffes hyppig i store deler av Nordsjøen, særlig nise kan være tallrik (Figur 19). Hval er på populasjonsnivå ikke regnet for å være sårbare for petroleumsvirksomhet. Figur 19. Observasjoner av vågehval (venstre) og nise (høyre) i Nordsjøen og omliggende farvann. Figurene er hentet fra Joint Nature Conservation Committee ( Havert og steinkobbe er vanlige selarter i Nordsjøen. Begge artene er i forholdsvis stasjonære og forekommer hovedsakelig i kystnære områder hvor de i kaste- og hårfellingsperiodene tilbringer mye tid på land. Steinkobbe er en av de mest utbredte selartene globalt og finnes i alle kystnære farvann rundt Nordsjøen. Arten samler seg i kolonier bl.a. i forbindelse med kaste- og hårfellingsperiodene. Ungene kastes (fødes) på skjær eller holmer i junijuli, hårfellingen foregår i august-september (HI 2010). Steinkobbe har status som sårbar (VU) (Artsdatabanken 2010). Haverten har høyest tallrikhet mellom 63 N og 68 N og samt en konsentrasjon på Froan i Sør-Trøndelag. Lenger sør er det registrert kasting på lokaliteter i Rogaland. Kjør i Sola kommune er det desidert største og mest regelmessige kasteområdet for havert sør for Trøndelag (Henriksen 1998). Andre og mindre viktige områder er Urter og Ferkingstad på Karmøy, Utsira og ved Kvitsøy (HI 2010). Sannsynligvis vil det i perioder være en del haverter på åpent hav som er på vei mellom Storbritannia og Vest-Norge. Generelt er sjøpattedyr mindre sårbare overfor oljeforurensning enn sjøfugl, men de er utsatt for alvorlige plager ved eksponering for hydrokarboner og andre kjemikalier som kan fordampe fra overflaten av et oljesøl på havet de første dagene. Spesielt er unger og juvenile sårbare for olje som driver i land på kaste- og hårfellingsområdene. Det er i periodene september desember og februar april at haverten er mest sårbar. Steinkobben er mest sårbar i perioden juni september. Det ansees ikke mulig å ramme sjøpattedyr på åpent hav i dette området slik at det får konsekvenser for bestandene (RKU/IRIS 2006) Oter Oter regnes blant sjøpattedyrene, men tilbringer det meste av tiden på land. De tetteste og største oterbestandene i Norge finnes ytterst i skjærgården fra Nord-Møre og nordover. Kystbestanden av oter er tynn i mesteparten av Hordaland og i Rogaland nord for Boknafjorden, og tilsynelatende forekommer arten kun svært spredt i Sørøst-Norge. Oter har status som sårbar (VU) på den norske rødlista (Artsdatabanken 2010). Oterens jaktatferd gjør at den er sårbar overfor oljesøl som kommer inn mot land. Arten er avhengig av den isolasjon pelsen gir, da den ikke har noe varmeisolerende spekklag (som sel og hval). Side 35

36 3.3 Andre miljøverdier Strand Kyststrekningen på Vestlandet er variert. Vanligst forekommende er svaberg og klippestrand, men det finnes også områder med sammenhengende sandstrand. Våtmarker og strandenger er vanlige biotoper i elveos og landhevningsområder. De fleste verneområdene langs kysten har tilknytning til landområder. Ved uhellsutslipp av olje som medfører stranding vil beliggenhet og substrattype være avgjørende for utfallet av forurensningen. På eksponerte sandstrender er substratet ustabilt, og utvasking og fordamping av olje etter utslipp skjer derfor ganske raskt. Fjæreområder med mer finkornet materiale som leire og silt, vil ha betydelig lengre restitusjonstid etter oljesøl. Ved oljeuhell rammes som oftest de øvre delene av fjæresonen hardest. Omfanget av skadene avhenger av hvor lenge oljen blir liggende. På bølgeeksponerte områder vil oljen vaskes vekk forholdsvis raskt, mens det i moderat og lite eksponerte områder er større fare for at oljen blir liggende og dermed kan forårsake skade på flora og fauna (RKU/Ambio 2006) RAMSAR-områder Flere våtmarksområder langs kysten av Nordsjøen er beskyttet av den internasjonale RAMSAR-konvensjonen. Konvensjonen omfatter ivaretakelse av våtmarker i bred forstand, både som leveområde for flora og fauna, og som viktig naturressurs for mange mennesker. RAMSAR-områder i Rogaland omfatter Jæren våtmarkssystem (22 delområder med naturreservat og fuglefredningsområde) og Rott-Håstein-Kjør fuglefredningsområde med Kjørholmane naturreservat (se figur 9). I Hordaland er det ikke opprettet RAMSAR-områder (RAMSAR 2012) Foreslåtte marine verneområder I 2001 oppnevnte Miljødepartementet et rådgivende utvalg for marin vernplan. I juni 2004 la utvalget fram forslag til plan for marine beskyttede områder for til sammen 36 områder. Hovedparten av områdene ligger i kystsonen. I utvelgelsen ble det lagt vekt på områdenes representativitet og særegenhet. Forslag til marine beskyttede områder er presentert i Figur 20. Direktoratet for naturforvaltning meldte 9. september 2009 om oppstart av planarbeidet for 17 av de foreslåtte områdene i Nasjonal marin verneplan. To av disse ligger innenfor influensområdet til Aasen: Jærkysten og Framvaren ved Lista. Jærkysten karakteriseres av høy biodiversitet og produksjon og inngår i vernekategorien åpne kystområder. Framvaren tilhører kategorien poller og er vernet på grunn av fjordens spesielle kvaliteter, med trangt innløp og begrenset tidevannsutveksling, sammen med svært liten grad av menneskelig påvirkning (DN 2012a). Figur 20. Foreslått marine verneområder innenfor eller tilgrensende til forvaltningsplanområdet for Nordsjøen og Skagerrak. Områder med navn i svart er gitt høyest prioritet (HI/DN 2011) Rekreasjonsområder Friluftsliv og rekreasjon langs kysten har lang tradisjon i Norge. Det finnes en rekke statlig sikrede friluftslivområder og andre rekreasjonsområder langs ytre del av kysten av Sogn og Fjordane, Hordaland, Rogaland og Vest-Agder (DN 2012b). Dette inkluderer turområder, badeområder, fritidsfiske, rasteområder og lignede. Tilgrisning av slike områder vil redusere publikums tilgang over en kortere eller lengre periode. Side 36

37 3.3.5 Kulturminner Havdypet ved Aasen er m og området kan ha vært fast land på slutten av istiden, antagelig arktisk tundra eller slettelandskap. Det er derfor potensiale for å finne kulturminner helt tilbake til fra steinalderen. Det er ikke registrert noen skipsvrak i Aasen området. Nærmeste registrerte skipsvrak er ca 30 km sørvest for den planlagte plattformlokasjonen og 23 km nord for havbunnsinstallasjonen på Hanz. Eventuelle funn av skipsvrak eller andre kulturminner vil bli rapportert til Riksantikvaren. 3.4 Særlig verdifulle områder i Nordsjøen Som en del av arbeidet knyttet til utarbeiding av en forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak er særlig verdifulle områder (SVO) identifisert (HI/DN 2011). I tillegg gir arbeidet en foreløpig vurdering av sårbarhet i forhold til de ulike aktiviteter i Nordsjøen. Et kart over områder som er definert som særlig verdifulle i Nordsjøen er presentert i Figur 21. Tabell 3-4 presenterer kriteriene for prioritering av disse områdene. I forvaltningsplanene for Barentshavet og for Norskehavet er kystsonen tatt inn som et viktig område. Også i arbeidet med en forvaltningsplan for Nordsjøen er det valgt å gi kystsonen, i en bredde på 25 km fra grunnlinja, en status som et generelt verdifullt område (HI/DN 2011). Bruken av begrepet verdifulle og sårbare områder kan lett oppfattes som at verdifullhet og sårbarhet en synonymt, men det er det ikke. Ulike verdifulle områder kan ha ulik sårbarhet, fordi sårbarhet er helt uavhengig av hvilke verdier områdene innehar, i hvilke tidsperioder de eventuelt har dem og ikke minst hvilken påvirkning de er sårbare for. Identifiseringen av verdifulle områder skal i hovedsak være et grunnlag for de pågående og fremtidige utredningene knyttet til forvaltningsplanarbeidet av petroleumsvirksomhet, fiskeri, skipstrafikk og ytre påvirkninger i Nordsjøen. Side 37

38 Ivar Aasen Figur 21. Kart over særlig verdifulle områder (HI/DN 2010) Side 38

39 Tabell 3-4. Særlig verdifulle områder i Nordsjøen og Skagerrak (SVO) med kriterier for prioritering (HI/DN 2010) Område Verdi(er) Utvalgskriterium (særlig viktig) Utvalgskriterium (supplerende) 1 Bremanger - Ytre Sula Hekke-, beite-, myte-, trekk-, overvintr.område for sjøfugl. Kasteområde for kobbe. 2 Korsfjorden Representativt område for Skagerrak, mangfold av naturtyper, landskap, kulturhistorie, geologi, fugleliv. 3 Karmøyfeltet Gyteområde for norsk vårgytende sild (NVG), egg og larver. Beiteområde. 4 Boknafjorden/ Jærstrendene Hekke-, beite-, myte-, trekk- og overvintringsområde for sjøfugl. Kasteområde for kobbe. 5 Listastrendene Trekk-, overvintringsområde for sjøfugl, og med beiteområde innenfor Siragrunnen. 6 Siragrunnen Gyteområde for norsk vårgytende sild (NVG), egg og larver. Beiteområde. 7 Transekt Skagerrak Representativt område for Skagerrak, mangfold av naturtyper, landskap, kulturhistorie, geologi, fugleliv. 8 Ytre Oslofjord Hekke-, trekk-, og overvintringsområde for sjøfugl. Verdens største kjente innaskjærs korallrev. 9 Skagerrak Myte- og overvintringsområde for sjøfugl. Viktighet for biologisk mangfold. Kobling mellom marint og terrestrisk miljø. Viktighet for biologisk mangfold. Viktighet for representasjon av alle biogeografiske soner, naturtyper, habitater, arter og kulturminner. Viktighet for biologisk produksjon. Leveområder for spesielle arter/ bestander. Viktighet for biologisk mangfold. Kobling mellom marint og terrestrisk miljø. Viktighet for representasjon av alle biogeografiske soner, naturtyper, habitater og arter Viktighet for biologisk mangfold. Kobling mellom marint og terrestrisk miljø. Viktighet for biologisk produksjon. Leveområder for spesielle arter/ bestander. Viktighet for biologisk mangfold. Viktighet for representasjon av alle biogeografiske soner, naturtyper, habitater og arter Viktighet for biologisk mangfold. Kobling mellom marint og terrestrisk miljø. Spesielle oseanografiske eller topografiske forhold. Leveområder for spesielle arter/ bestander. Særlig for Lomvi, som er en kritisk truet art 10 Tobisfelt (nord) Gyte- og leveområde for tobis Viktighet for biologisk produksjon. Økonomisk betydning 11 Tobisfelt (sør) Gyte- og leveområde for tobis Viktighet for biologisk produksjon. Økonomisk betydning 12 Makrellfelt Gyteområde for makrell Viktighet for biologisk produksjon. Økonomisk betydning Vernede områder. Livshistorisk viktig område. Foreslått vernet i marin verneplan. Pedagogisk verdi. Retensjonsområde. Livshistorisk viktig område. Vernede områder. Livshistorisk viktig område. Vernede områder. Livshistorisk viktig område. Retensjonsområde. Livshistorisk viktig område. Vernede områder. Foreslått vernet i marin verneplan. Spesielle oseanografiske eller topografiske forhold. Vernede områder. Internasjonal og/eller nasjonal verdi. Livshistorisk viktig område. Livshistorisk viktig område Livshistorisk viktig område Livshistorisk viktig område 3.5 Annen virksomhet i influensområdet Fiskerier En overordnet beskrivelse av fiskeriene i Nordsjøen er utarbeidet av Fiskeridirektoratet i forbindelse med det pågående arbeidet med en helhetlig forvaltningsplan (Fiskeridirektoratet m.fl. 2010). Det er også gjennomført en egen studie av fiskerimessige virkninger av Aasenutbyggingen (Acona 2011). Det er innhentet statistikk fra Fiskeridirektoratet som dekker perioden til og med 2011 for fisket omkring den planlagte utbyggingen og tilhørende rørledninger. Nærmere informasjon om fisket i området er også innhentet i samtaler med Side 39

40 Fiskeridirektoratet. Fiskeristatistikken er mest detaljert for trål- og ringnotfiske. Her finnes det statistikk på lokasjonsnivå. I Nordsjøen tilsvarer en statistikklokasjon seks oljeblokker. Det drives lite fiske med andre redskaper i det berørte området. Aasenfeltet ligger innenfor fiskeristatistikkens lokasjoner 0854 (Hanz) og 0853 (Aasen/West Cable), Figur 22. Figur 22. Lokaliseringen av Aasenfeltet i forhold til fiskeristatistikkens hovedområder og lokasjoner Fiskeristatistikken viser at pelagiske arter som sild, makrell og hestmakrell er viktigst i de to fiskeristatistikklokasjonene som berøres av planlagt utbygging. Fiske på pelagiske arter foregår med redskaper som ringnot og flytetrål. Dette fisket er ikke stedbundet, og fangstområdene kan variere fra år til år avhengig av hvor innsiget av fisk finner sted. Statistikken viser videre at det i senere år har foregått et svært begrenset konsumtrålfiske (bunnfisk mm) innenfor området. Tabell 3-5. Fangst (tonn rund vekt) av tre hovedgrupper av fisk i fiskeristatistikklokasjonene som berøres av planlagt utbygging (Fiskeridirektoratet). Aasen og West Cable ligger innenfor lokasjon 0853, mens Hanz ligger innenfor lokasjon 0854 Fiskerier Lokasjon Bunnfisk m.m Kolmule, øyepål Sild, makrell m.m Lokasjon Bunnfisk m.m Kolmule, øyepål Sild, makrell m.m Nordsjøen samlet - Bunnfisk m.m Kolmule, øyepål Sild, makrell m.m Andel av fangst i Nordsjøen % - Bunnfisk m.m Kolmule, øyepål Sild, makrell m.m Side 40

41 Det er også innhentet resultater fra Fiskeridirektoratets satellittsporing av større fiskefartøyer for årene for å gi et oppdatert bilde om hvilke fiskerier som foregår i det aktuelle området i dag. Sporingsresultatene viser også at det drives et svært begrenset norsk fiske med bunntrål i området omkring den planlagte utbyggingen, jf Figur 23. Det fisket som er registrert foregår heller ikke i nærområdet til den planlagt feltutbyggingen, og registrerte tråltrekk krysser bare sporadisk noen av de alternative rørledningstraséene. Figur 23. Registrert norsk fiskeriaktivitet med bunntrål i området omkring Aasen i 2009 (grønn), 2010 (fiolett) og 2011 (oransje). Figur utarbeidet på grunnlag av data fra Fiskeridirektoratets satellittsporing av større fiskefartøyer Sporingsresultatene for de tre siste årene viser at fisket i området omkring planlagt utbygging fordeler seg over året, uten noen markert fangstmønster som er stabilt fra ett år til det neste hverken med hensyn til fangstområde eller fangstperiode. Dette gjenspeiler at det er de ikke-stedbundne pelagiske fiskeriene (sild, makrell og hestmakrell) som dominerer i området. I vedlegg 10.5 (Figur 54) presenteres sporingsresultater for 2011, som er det enkeltåret i den kartlagte perioden med størst fiskeriaktivitet omkring Aasen. Virkninger av feltutbygging og nye rørledninger Virkninger av feltutbygging og nye rørledninger for fiskeriene kan deles inn i følgende hovedkategorier: Konsekvenser i anleggsfasen i forbindelse med feltutbygging og rørlegging. Arealbeslag omkring nye feltinstallasjoner. Tilstedeværelsen av nye rørledninger i områder der det drives trålfiske, og herunder virkninger av steinfyllinger og eventuelle ankermerker etter leggefartøy. Skadevirkninger for fiskeriene av et eventuelt akutt utslipp av olje vil avhenge av både sølets størrelse, varighet og drift og av når på året sølet skjer. Avhengig av oljens drift kan oljepåvirkningen av et område variere fra noen få dager til nærmest kontinuerlig påvirkning gjennom hele utslippsperioden. Side 41

42 Konsekvensene for fiskeriene av akutte oljeutslipp er knyttet til tre forhold: Utestenging fra fiskefelt. Det er ikke aktuelt å drive fiske i et område som er berørt av et oljesøl. Selv om fisken skulle unngå å bli påvirket av oljen, vil sølet kunne grise til redskapene og søle til fisken idet redskapet hales ombord i fartøyet. Et oljesøl vil derfor bety en avbrytelse av fisket. Konsekvensene av et slikt avbrekk vil avhenge av tidspunkt og varighet av utslippet. Redusert markedsverdi på fisken. Dersom et oljeutslipp finner sted i nærheten av et område hvor det drives fiske, kan fangsten bli umulig å avsette. Også frykt for denne typen forurensing kan ha uheldige markedsmessige konsekvenser. Markedet for fisk har vist seg å være svært sårbart, selv for ubekreftede rykter om forurensning. Tilgrising av faststående redskaper som stod i sjøen da utslippet startet. Det foregår imidlertid ikke fiskerier av noen betydning med faststående redskaper i området omkring Aasen. Under fisket med ringnot og trål vil fiskerne kunne unngå området som er påvirket av oljesøl Akvakultur Havbruk er en viktig industri langs store deler av Vestlandet. Fiskeridirektoratets statistikk for 2011 viser at Hordaland er landets nest største fylke mhp. havbruksnæring, bare Nordland er større (Fiskeridirektoratet 2011). Avhengig av årstid vil influensområdet for Aasen omfatte områder fra Rogaland til Sogn og Fjordane. I de tre berørte fylkene, inkludert områder som ligger utenfor influensområdet, er det vel 600 konsesjoner for oppdrett. Av dette var vel 300 matfiskkonsesjoner for laksefisk. Fordelingen av konsesjoner og førstehåndsverdien av produksjonen er presentert i Tabell 3-6. Den samlede verdien av oppdrettsfisken i området var i 2010 knapt 10,0 milliarder kroner (Fiskeridirektoratet 2011). Tabell 3-6. Fordelingen av oppdrettskonsesjoner (matfisk) pr og salgsverdi for laksefisk i 2010 for anlegg fra Rogaland til Sogn og Fjordane (Fiskeridirektoratet 2011) Fylke Laksefisk Marin fisk Skjell og skalldyr Verdi slaktet fisk (Mrd kroner) Rogaland ,0 Hordaland ,0 Sogn og Fjordane ,8 Sum ,8 Hele landet ,8 I forhold til oppdrettsvirksomheten representerer oljesøl to typer av konsekvenser; direkte tilgrising eller markedsrelaterte konsekvenser. Tilgrising vil normalt kun berøre enkeltanlegg eller noen anlegg i et område, og konsekvensene kan begrenses av oljeverntiltak. Konsekvensene vil derfor normalt være små for næringen totalt sett. Markedsrelaterte konsekvenser kan ramme mye videre, men er også langt verre å forutsi. Erfaringer fra sistnevnte har en blant annet etter Braer hendelsen på Shetland, hvor siste begrensninger på omsetning av sjømat fra området ble opphevet etter 7 år (RKU/Akvaplan-niva 2006). Beredskapsmessige tiltak vil være de viktigste avbøtende tiltakene i forhold til oppdrettsnæringen. Side 42

43 3.5.3 Skipstrafikk I områder med både stor skipstrafikk og petroleumsvirksomhet er det i utgangspunktet et konfliktpotensial. Dette gjelder særlig i områder med overflateinnretninger med tilhørende trafikk, og hvor viktige skipsleder passerer. I Nordsjøen er det et svært komplekst trafikkmønster, og er beskrevet i en statusbeskrivelse i forbindelse med forvaltningsplanarbeidet for Nordsjøen (Sjøfartsdirektoratet 2010), se Figur 24. Det er gjennomført en egen studie av skipstrafikken omkring Aasen (Safetec 2011). Hensikten var å etablere et overordnet bilde av den samlede skipstrafikken i området, og hvordan denne fordeler seg i forhold til eksisterende offshoreinstallasjoner og trafikken til og fra disse. Skipstrafikk i det berørte området i Nordsjøen vises i Figur 24. Ivar Aasen Figur 24. Trafikkompleksitet i Nordsjøen (venstre) og skipsleder for handels- og offshorefartøy innenfor en radius på 10 nautiske mil fra Aasen (høyre) Området ved Aasen har en høy frekvens av passerende fiskefartøyer og annen skipstrafikk. Innen en radius på 10 nautiske mil fra Aasen passerer det årlig om lag fartøyer. Trafikk mellom Island og Baltikum, og mellom Færøyene og Hanstholmen i Danmark er dominerende i trafikkbildet (Rutene 1, 13 og 8 i figuren). Side 43

44 4 Utslipp til luft I dette kapitlet presenteres foreløpige forventede utslipp til luft knyttet til utbygging og drift av Aasen, samt betydningen av disse utslippene. Det er allerede bestemt at produksjonsplattformen på Aasen skal elektrifiseres. Det henvises til kapittel 2.7 for nærmere omtale av dette. Utbygging og drift av Aasenfeltet vil føre til regulære utslipp til luft fra følgende operasjoner: Bore- og brønnoperasjoner Marine operasjoner Transportvirksomhet Fakling ved oppstart Produksjon og prosessering Eksport av olje og gass. Mht konsekvenser av utslipp til luft vises det til delutredningen Regulære utslipp til luft konsekvenser som ble utarbeidet til RKU Nordsjøen 2006 (RKU/NILU 2006) og til sektorutredning for klimaendringer, havforsuring og langtransportert forurensning som er utarbeidet i tilknytning til arbeidet med en helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak (Klif 2011). Det vil bli nærmere redegjort for utslippene til luft i utslippssøknad i henhold til forurensningsloven og i søknad om særskilt tillatelse til kvotepliktig utslipp i henhold til klimakvoteloven, samt program for beregning og måling av kvotepliktig utslipp i henhold til klimaforskriften. 4.1 Bore- og anleggsfase I utbyggingsfasen vil det forekomme utslipp til luft i forbindelse med bore- og brønnoperasjoner, transportvirksomhet og marine operasjoner i tilknytning til anleggsarbeid. I det følgende er det gitt en oversikt over utslipp til luft i forbindelse med disse aktivitetene Bore- og brønnoperasjoner Brønnene på Aasen og West Cable vil bli boret med en oppjekkbar borerigg. Brønnene på Hanz vil bli boret med enten en oppjekkbar borerigg eller en flyter. Det vil være utslipp til luft fra dieseldrevet kraftgenerering på riggen, med utslipp av CO 2, NOx, nmvoc og SO 2. Det er gitt et estimat for total tid for boring og komplettering av brønnene samt mobilisering, demobilisering og flytting av boreriggene i Tabell 4-1. Tabellen viser også totalt dieselforbruk i forbindelse med disse aktivitetene. Tabell 4-1. Foreløpig estimert tid for bore- og brønnoperasjoner samt forbruk av diesel på Aasen Aktivitet Antall døgn Dieselforbruk per døgn Dieselforbruk (tonn) (tonn) Boring Mob/demob/flytting av rigg Totalt Totale utslipp til luft fra bore- og brønnoperasjoner på Aasen i løpet av den 3 år lange borekampanjen er foreløpig beregnet til omlag tonn CO 2, tonn NOx, 170 tonn nmvoc og 90 tonn SOx. Utslippsestimatene er inkludert i samleoversikten i kapittel 4.4. Brønnene er planlagt rensket opp via testseparator på Aasenplattformen. Forborede produksjonsbrønner kan bli rensket opp via brennerbom på boreriggen, hvis pågående langtidstester viser at dette er nødvendig for å unngå formasjonsskader og redusert produktivitet ved lang innestenging av brønnene før produksjonsoppstart. Side 44

45 4.1.2 Marine operasjoner I anleggsfasen vil det i tillegg bli utslipp fra kraftgenerering på fartøy knyttet til marine operasjoner i forbindelse med installasjon av undervannsinstallasjoner og Aasenplattformen, samt legging av rørledninger og kabler. Utslippene vil i hovedsak komme i 2016 for Aasen og 2018 for Hanz. Foreløpige estimater for utslipp til luft fra marine operasjoner, ut fra et anslag på 600 døgn for alle marine operasjoner, er tonn CO 2, 350 tonn NOx, 25 tonn nmvoc og 15 tonn SOx. Utslippsestimatene er inkludert i samleoversikten i kapittel 4.4. Det er fremdeles knyttet usikkerhet til hvilke fartøy som vil benyttes, varighet av de enkelte operasjonene og tidspunkt for gjennomføring av de enkelte anleggsaktivitetene. Estimatene for utslipp til luft er derfor grove Transportvirksomhet Det vil i bore- og anleggsfasen forekomme utslipp knyttet til anløp av forsyningsfartøy og transport av personell med helikopter til feltet. Vurderingene knyttet til behov for transport er basert på erfaringsdata. Det er forventet anløp av forsyningsfartøy tre ganger per uke gjennom hele bore- og anleggsfasen, og det er videre forventet 4 turer med helikopter pr uke. Det vil også være et eget beredskapsfartøy på feltet i bore- og anleggsfasen. Foreløpig estimerte utslipp til luft som følge av nødvendig transportvirksomhet omlag tonn CO 2 og 140 tonn NOx i løpet av den planlagte bore- og anleggsfasen. Utslippsestimatene er inkludert i samleoversikten i kap Oppstartsfase Erfaringsmessig vil det forekomme økt fakling i en kort periode under oppstart før prosessanlegget fungerer stabilt. Anslagene på fakkelmengder er på nåværende tidspunkt kun grove estimater. Det er anslått et utslipp i oppstartsfasen i 2016 på ca tonn CO 2 og 10 tonn NOx. Utslipp til luft i oppstartsfasen vil bli nærmere beskrevet i utslippssøknaden for driftsfasen som vil sendes til Klif. 4.3 Utslipp i driftsfasen I driftsfasen vil regulære utslipp til luft i hovedsak stamme fra følgende kilder: Kraftgenerering med dieselgeneratorer til drift av nødutstyr Fakling Transportvirksomhet/beredskapsfartøy Brønnintervensjoner. Ut over dette vil driften av Aasen medføre økte utslipp fra Griegplattformen knyttet til levering av elektrisk kraft til feltet. Disse utslippene vil forsvinne dersom feltene på Utsirahøyden blir elektrifisert, se kap Utslippsfaktorer som er lagt til grunn for utslipp av CO 2, NOx, CH 4 og nmvoc er basert på OLFs retningslinjer for årlig utslippsrapportering (OLF 2012a) Ordinær drift Utslipp fra kraftgenerering på Aasenplattformen På Aasenplattformen vil utslipp til luft i driftsfasen fra dieseldrevet utstyr komme fra testing av nødgenerator og brannvannsgeneratorer. Det er vurdert at generatorene må testes 1 time hver uke, og at utstyr vil bli benyttet i nødsituasjoner i 2 % av tiden. Dette medfører et årlig dieselforbruk på omlag 240 tonn. Foreløpig estimerte årlige utslipp til luft i driftsfasen fra dieseldrevet utstyr på Aasen er omlag 750 tonn CO 2 og 17 tonn NOx. Utslippsestimatene er inkludert i samleoversikten i kapittel 4.4. Utslipp fra fakling Fakling vil bli utført for sikker trykkavlastning i forbindelse med unormale prosessbetingelser, nødsituasjoner og planlagt nedstenging av anlegget, samt avgassing fra produsert vann anlegget og diffuse utslipp fra ventiler osv. Side 45

46 Når trykket i 1.trinns separatoren senkes etter ca. 2 års drift, er det planlagt med lukket fakkelsystem. Dette vurderes som BAT for utbyggingen. Det påregnes en driftsregularitet på 95 % på dette anlegget. De to første produksjonsårene vil trykket i 1.trinns separatoren være for høyt (40-60 bar) til gjenvinning samtidig med at gassmengdene er små. I denne perioden vil derfor gassen fakles med åpen flamme. Transportvirksomhet/beredskapsfartøy I driftsfasen vil det være utslipp knyttet til anløp av forsyningsfartøy og transport av personell med helikopter til feltet. Vurderingene knyttet til behov for transport er basert på erfaringsdata. Det er forventet ett anløp av forsyningsfartøy per uke og 1 tur per uke med helikopter samt 10 ekstraturer per år i driftsfasen. I tillegg kommer utslipp fra beredskapsfartøy på feltet. Foreløpig estimerte utslipp til luft som følge av nødvendig transportvirksomhet/beredskapsfartøy omlag tonn CO 2 og 66 tonn NOx per år i driftsfasen. Utslippsestimatene er inkludert i samleoversikten i kap Brønnintervensjoner Det er laget et foreløpig program for brønnintervensjoner på Aasen. Det er planlagt gjennomført en kampanje med boring av to sidesteg i eksisterende brønner, og det vil bli gjennomført to tunge brønnoverhalinger omlag hvert annet år. Boring av sidesteg og tunge brønnoverhalinger vil etter planen bli gjennomført med en oppjekkbar rigg. Mindre brønnintervensjoner som wireline operasjoner og kveilerørsoperasjoner vil bli gjennomført med visse mellomrom. Det er ennå ikke avgjort om mindre brønnoverhalinger blir gjennomført med en oppjekkbar borerigg, eller fra en boremodul som plasseres på Aasenplattformen. I forhold til den samlede kraftproduksjon og utslipp til luft, vil bidraget ifm. lettere brønnintervensjoner være minimalt. Foreløpige anslag for utslipp til luft fra boring av sidesteg og tyngre brønnoverhalinger er beregnet til ca tonn CO 2 og 560 tonn NOx (over ca. 2 år). 4.4 Samlede utslipp til luft fra Aasen I driftsfasen har Aasenplattformen et kraftbehov på opp til 25 MW. Kraftbehovet dekkes gjennom en strømkabel fra Griegfeltet. Denne løsningen er vurdert som BAT for kraftgenerering på Aasen. På Griegplattformen produseres det kraft ved hjelp av to lav-nox gassturbiner på 30 MW hver med varmegjenvinning, som dekker behovet både på Griegfeltet og på Aasen og gir en total virkningsgrad på opp til 60 %. I kapittel 2.7 er det redegjort nærmere for kraftleveransene til feltet og gjennomførte utredninger mht kraft fra land. For å bidra til å gi et balansert bilde av miljøpåvirkning av utbygging og drift av Aasen gis det nedenfor en oversikt over de samlede utslippene til luft, både utslipp fra Aasen alene og økningen i utslipp til luft fra Griegplattformen som følge av produksjonen på Aasen. Det er i de tallene som presenteres ikke tatt hensyn til effekten av at kraftleveransen til Aasen bidrar til å oppnå en høyere virkningsgrad for generatorene på Griegplattformen. Utslippene til luft fra Aasen vil være størst de første årene når boring og drift pågår samtidig. De største CO 2 -utslippene kommer i den tidlige produksjonsfasen når oljeproduksjonen er på platånivå, maksimalt omlag tonn (medregnet utslipp på Grieg), i gjennomsnitt tonn pr år i perioden Utslippene vil bli lavere dersom kraft fra land blir realisert. På Aasen alene er utslippene maksimalt omlag tonn i boreperioden, og i gjennomsnitt omlag tonn pr år i driftsfasen ( ). NOx-utslippene vil være størst i bore- og anleggsperioden ( ) med opp mot tonn NOx i Samlede utslipp av CO 2, NOx og nmvoc i den planlagte driftsperioden frem til og med 2028 er vist Figur 25 - Figur 27. Utslippsprofilene er basert på profiler i prosjekteringsfasen. Oppdaterte profiler vil bli gitt i søknad om tillatelse til virksomhet for boring og drift. Side 46

47 Utslipp (tonn/år) NOx-utslipp (tonn/år) CO2-utslipp (tonn/år) Det norske oljeselskap ASA Drift og prosessering (utslipp på Edvard Grieg) Dieselgeneratorer Fakling Brønnintervensjon Marine operasjoner Supplyfartøy/helikopter Standbyfartøy Boring Figur 25. Samlede utslipp av CO 2 fra Aasenfeltet i perioden Drift og prosessering (utslipp på Edvard Grieg) Dieselgeneratorer Fakling Brønnintervensjon Marine operasjoner Supplyfartøy/helikopter Standbyfartøy Boring Figur 26. Samlede utslipp av NOx fra Aasenfeltet i perioden CH4 Fakling nmvoc Totalt Figur 27. Utslipp av metan (CH 4 ) og nmvoc (i hovedsak fakling) fra Aasenfeltet i perioden Side 47

48 4.5 Aasen sitt bidrag til nasjonale utslipp til luft I 2011 var de nasjonale utslippene 52,7 millioner tonn CO 2 -ekvivalenter (Statistisk Sentralbyrå; SSB), en nedgang på 1,2 millioner tonn fra Utslippene fra olje- og gassutvinning var 13,4 millioner tonn, 25 % av de nasjonale utslippene. I Statsbudsjettet for 2011 er anslaget for utslippene av CO 2 -ekvivalenter i ,0 millioner tonn, dvs. en forventet økning på under 1 %. I 2011 var de nasjonale utslippene tonn NOx (SSB), en nedgang på 2 % fra Utslippene fra olje- og gassutvinning var tonn, 28 % av de nasjonale utslippene. Utslippstaket for Norge i henhold til Gøteborgprotokollen er tonn. Den største kilden til NOx-utslipp fra olje- og gassvirksomheten er gassturbiner på innretningene offshore. I 2011 var de nasjonale utslippene nmvoc tonn (SSB). Utslippene fra olje- og gassutvinning var tonn, 26 % av nasjonale utslipp. Det har vært en nedgang i nmvoc utslippene fra olje- og gassvirksomheten som følge av mindre bøyelasting av olje og fortsatt tiltak for utslippsbegrensning. Utbygging og drift på Aasen vil medføre en økning av utslippene til luft fra norsk sokkel. Utslippene på Aasen i året med de største utslippene av CO 2 (0,156 millioner tonn i 2020), NOx (1 200 tonn i 2017) og nmvoc (760 tonn 2017), i forhold til nasjonale utslipp og utslippene fra olje- og gassvirksomheten, er vist i Tabell 4-2. Utslippene på Aasen i maksimumsårene vil være ca 0,3-0,7 % målt i forhold til de nasjonale utslippene i Tabell 4-2. Estimerte utslipp fra Aasen i år med maksimale utslipp, og utslipp fra olje- og gassvirksomheten og nasjonale utslipp totalt i 2011 Komponent Aasen Olje- og Nasjonale utslipp gassvirksomheten CO 2 (mill. tonn) 0,156 13,4 52,7 Aasen andel 1,2 % 0,3 % NOx (1000 tonn) 1,2 50,3 182,2 Aasen andel 2,4 % 0,7 % nmvoc (1000 tonn) 0,76 34,6 134,3 Aasen andel 2,2 % 0,6 % 4.6 Konsekvenser av utslipp til luft Miljøeffektene av utslipp av CO 2 og metan er i hovedsak knyttet til bidrag til drivhuseffekten og global oppvarming, og havforsuring. Utslipp av nmvoc bidrar til global oppvarming og dannelse av bakkenært ozon. Utslipp av NOx bidrar til regional forsuring, gjødsling og dannelse av bakkenært ozon. For ytterligere detaljer henvises til Regional Konsekvensutredning for Nordsjøen og til fagrapporter utgitt i forbindelse med Forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak. Siden Aasen blir elektrifisert er de samlede utslippene til luft begrensede, spesielt dersom Grieg og Aasen blir forsynt med elektrisk kraft fra land. Bidraget fra Aasen vurderes derfor som svært lavt både i et nasjonalt og globalt perspektiv. Side 48

49 5 Utslipp til sjø Utbyggingen av Aasen vil medføre planlagte utslipp til sjø av følgende: Utslipp ved bore- og brønnoperasjoner Utslipp fra klargjøring av rørledninger Produsert vann (ved driftsstans i reinjeksjon) Produksjonskjemikalier (i produsert vann) Kjølevann Drenasjevann Sanitæravløpsvann Hydraulikkvæske Utslipp fra sulfatfjerneanlegg. Influensområdet for regulære utslipp til vann i utbyggings- og driftsfasen vil være nærområdet til de aktuelle innretningene. I tillegg kan utbyggingen medføre akutte utslipp som følge av en uhellshendelse, se kapittel 6 for nærmere beskrivelse av denne type situasjon. Forskningsprogrammet "Langtidsvirkninger av utslipp til sjø fra petroleumsvirksomheten (PROOF)" ble satt i gang høsten 2002, og er blitt videreført som et eget delprogram PROOFNY i Havet og kysten. Programmet finansieres av OLF, Olje- og energidepartementet og Miljøverndepartementet. Resultatene fra forskningsprogrammet ble i februar 2012 presentert i rapport fra Norges forskningsrådet (Forskningsrådet 2012). Resultatene fra dette arbeidet inngår i grunnlaget for vurdering av konsekvenser av utslipp fra Aasen i utbyggings- og driftsfasen. Konsekvensutredningen beskriver utslipp til sjø for anleggsperioden og normal drift samt eventuell miljøpåvirkning knyttet til disse utslippene. Nærmere beskrivelse er gitt i de følgende avsnitt. 5.1 Bore- og brønnoperasjoner Det er planlagt å bore 8 produksjonsbrønner og 7 vanninjeksjonsbrønner i løpet av den første borekampanjen på Aasen over 3 år. Lengden av brønnbanene varierer fra ca m til m, med et gjennomsnitt på m. Alle brønnene har tilsvarende brønndesign, men med ulike dyp og lengde for de ulike seksjonene. Brønndesign, seksjonslengder og mengde utboret kaks for typiske produksjonsbrønner på Aasen, West Cable og Hanz er vist i Tabell 5-1. Tabell 5-1. Foreløpig oversikt over estimerte mengder kaks for typiske produksjonsbrønner på Aasen, West Cable og Hanz Seksjon Borevæske Boret lengde (m) Mengde borekaks (tonn) Aasen West Hanz Aasen West Hanz Cable Cable 36 WBM WBM ½ OBM ¼ OBM ½ OBM SUM (avrundet) SUM WBM kaks SUM OBM kaks Alle vanninjeksjonsbrønnene har svært kort lengde på den nederste 8 ½ seksjonen, med utboret kaksmengde tilsvarende 8 ½ seksjonen for Hanz produksjonsbrønn. Et foreløpig grovt estimat på total mengde utboret kaks for alle 15 brønner på Aasenfeltet er tonn kaks, fordelt på tonn kaks boret med vannbasert borevæske og tonn kaks boret med oljebasert borevæske. Side 49

50 Bore- og kompletteringsvæsker Brønnene er ikke planlagt i detalj ennå, og det er heller ikke valgt noen leverandør av borevæsker og kompletteringsvæsker. Endelig valg av bore- og kompletteringsvæsker vil bli basert på en samlet evaluering av HMS-messige, tekniske, logistikkmessige og kostnadsmessige forhold, og vil bli beskrevet i detalj i søknad om tillatelse til virksomhet til Klif. Boring av topphullene vil skje med høyviskøse piller/sjøvann og vannbasert borevæske. Kjemikalier som tilsettes vil være PLONOR (grønne), og vil typisk være kaliumklorid (KCl), xanthan biopolymer, polyanionisk cellulose og barytt. Boring av de dypere seksjonene er planlagt med oljebasert borevæske. Baseoljen som vil benyttes vil være en type som består av lette petroleumsdestillater. Disse vil være lineære paraffiner (C10-C14 alkaner) med kokepunkt i området C, eller blandede paraffiner (naftener) i samme kokepunktområde. Tettheten vil være i området 0,79-0,82 kg/m 3. Disse petroleumsdestillatene er å betrakte som miljømessig gode sammenlignet med diesel som ble benyttet tidligere i oljebaserte borevæsker. I tillegg vil borevæsken inneholde ferskvann med lesket kalk og kalsiumklorid (CaCl 2 ), oljefuktende leirmineraler (såkalt organofil leire), barytt, grafitt, primær- og sekundæremulgator. Kjemikaliene vil bestå av grønne og gule komponenter. Ved komplettering og brønnopprenskning vil det også brukes baseolje og kjemikalier i grønn og gul kategori. Størsteparten av kjemikaliene vil bestå av vektmateriale (tunge oppmalte mineraler) og saltlake (f.eks. CaCl 2 pulver løst i vann) i grønn kategori. Hydrathemmer (MEG) er også aktuelt å bruke for å hindre hydrat-/isdannelse. Brønnene planlegges renset opp mot testseparator på Aasenplattformen, etter at prosessanlegget er installert. Opprenskningen av brønnene vil bli utført på en slik måte at det ikke vil være utslipp til vann av uforbrente hydrokarboner eller kjemikalier. Sement og sementeringskjemikalier I forbindelse med sementeringsoperasjonene forventes det mindre utslipp til sjø av sement og tilsettingsstoffer. Dette vil være dispergeringsmidler, skillevæsker og stoff som påskynder eller forsinker herding, eller som forhindrer væsketap. Typisk vil utslippet av sement og sementeringskjemikalier kunne være omlag 5 % av det totale forbruket. Det vil benyttes kun gule og grønne kjemikalier, og anslagsvis vil andelen grønne kjemikalier kunne utgjøre 99 %. Det vil etableres prosedyrer for å minimere overskudd av sement og kjemikalier Håndtering av borekaks Ved boring med vannbasert borevæske vil både borekaks og borevæske bli sluppet ut til sjø. Vannbasert borevæske vil bli gjenbrukt så langt det er praktisk mulig. Ved boring med oljebasert borevæske vil borevæsken gjenbrukes så langt mulig, og til slutt bli brakt til land som avfall når borevæsken ikke lenger har den nødvendige kvaliteten. For Aasenfeltet foreligger det to alternativer for håndtering av kaks ved boring med oljebasert borevæske (se redegjørelse i kap ). Den ene alternativet er å bringe oljebasert borekaks til land for gjenvinning av olje og deponering av kaks, som er vanlig praksis på sokkelen. Det andre alternativet er utslipp av kaks til sjø etter rensing til under myndighetskravet på 10 mg olje pr kg kaks (Aktivitetsforskriften 68). Det vil gjøres helhetlige miljøvurderinger av de to alternativene, og detaljerte analyser av dette vil bli presentert i søknad om tillatelse til virksomhet som vil bli utarbeidet på et senere tidspunkt. Miljøvurderingene vil ta i betraktning mulige lokale effekter ved utslipp av kaks, arbeidsmiljø- og sikkerhetsmessige forhold knyttet til håndtering og transport av kaks til land, og miljøvirkninger knyttet til utslipp til luft fra transport, behandling og deponering av kaks i land. I det etterfølgende er det gjort foreløpige betraktninger om rensing og konsekvenser av eventuelt utslipp av renset kaks. Anlegg for rensing av oljebasert borekaks Rensning av oljebasert borekaks kan gjøres med et anlegg for varmebehandling av kakset (Figur 28). Dette er kjent teknologi som benyttes blant annet ved Mongstad-basen. På britisk sokkel brukes flere slike anlegg også på boreinnretninger offshore i tillegg til på landanlegg. I et slikt anlegg vil kakset knuses samtidig som det varmebehandles. Oljefraksjoner og vann går over i gassfase og dreneres fra systemet. Deretter kondenseres gassen slik at vann og olje separeres. Oljen som er gjenvunnet kan brukes på nytt i borevæsken. Rensegraden som er dokumentert for et slikt anlegg er normalt til ca. 0,1-0,5% olje som vedheng på kaks, mao. godt under rensekravet på 1 % vedheng. Side 50

51 Figur 28. Skisse av anlegg for varmebehandling av borekaks Konsekvenser av utslipp av borekaks Ved boring av topphullene med vannbasert kaks vil dette slippes til sjø. Det er gjennomført spredningsberegninger for utslipp vannbasert borekaks fra en representativ brønn på Aasen av Sintef (Sintef 2012). Det er modellert for utslipp av i alt 600 tonn kaks ved havbunnen. Sedimenteringen på havbunnen ved et slikt utslipp er presentert i Figur 29. I disse beregningene er det også inkludert vedheng av barytt og bentonitt på kakset samt i borevæsken, totalt ca 360 tonn. Figur 29. Sedimentering ved utslipp av vannbasert kaks ved havbunnen (sommersituasjon) Sedimenteringen av kaks blir opp mot 90 mm tykkelse innenfor en avstand av omlag 50 m. Etter det avtar sedimenteringen betydelig, og det vil ikke være sedimentert materiale utenfor en avstand av omlag 250 m. Side 51

52 Det er også gjort spredningsberegninger for et tenkt tilfelle med utslipp av renset kaks fra de dypere seksjonene boret med oljebasert borevæske. Dette borekakset er ført opp til riggen og renset før utslipp. Total mengde kaks fra brønnen er estimert til ca tonn. I tillegg kommer vedheng av barytt på kakset, i alt ca 390 tonn. Etter at kakset er ført gjennom renseanlegget vil det være knust til et langt finere materiale enn det opprinnelige kakset, og ved utslipp fra riggen vil kakset spres betydelig før det sedimenterer. Barytt består også av svært finfordelt materiale, som også vil spres betydelig før sedimentering. Sedimenteringen av denne mengden kaks og barytt er vist i Figur 30. Figur 30. Sedimentering av kaks ved utslipp av renset oljebasert kaks ved overflaten (sommersituasjon) Sedimenteringen av kaks i nærområdet for riggen er beregnet til opptil ca 1,8 mm, med de tykkeste lagene i en avstand av m fra boreriggen. Det er gjort tilsvarende beregninger for en vintersituasjon som viser samme bilde som ved sommersituasjonen. I tillegg til sedimentering gir beregningene resultater på kornstørrelse. Disse viser at det sedimenterte materialet er større enn naturlig sediment kun ut til noen hundre meter fra brønnposisjonen. I tillegg til sedimentering av kaks og barytt, vil det også være noe sedimentering av olje som vedheng på kakset. Oljen som brukes som baseolje i borevæsken vil være et petroleumsdestillat som består av lette fraksjoner olje med tetthet 0,79-0,82 kg/m 3. Analyser av oljeinnholdet i renset borekaks har vist et innhold på 0,1-0,5 %. Beregningene av sedimentert olje er vist i Figur 31, for sommer- og vintersituasjon. Sommer Vinter Figur 31. Sedimentering av olje (kg/m 2 ) ved utslipp av renset oljebasert borekaks fra overflaten Side 52

53 Beregningene viser at det sedimenterer i størrelsesorden 0,001 0,01 kg/m 2 (1-10 g/m 2 ) ut til noen hundre meter fra brønnposisjonen. Økotoksikologiske analyser som er gjort av en baseolje som er vanlig i bruk i dag viser at giftigheten av baseoljen for en sedimentlevende organisme (Corophium volutator) er >300 mg/kg sediment (LC50 over 10 dager). Beregnet sedimentering i nærområdet ser ut til å være på et nivå hvor mulige effekter for bunnorganismer ikke kan utelukkes. Nedbrytbarheten av de baseoljene som er vanlige i bruk i dag er rapportert til % (BOD28dager). Eksponeringen av bunnorganismer vil derfor ha begrenset varighet, og det er trolig at bunnsamfunnene vil restituere seg relativt raskt etter at eksponeringen har opphørt. I Aasenreservoaret vil det bores i alt 13 brønner over en periode på ca 3 år. Selv om olje vil brytes ned i betydelig grad over denne perioden vil det allikevel kunne være perioder med overlappende sedimentering og eksponering av bunndyr fra flere brønner. Ved boring av i alt 15 brønner (13 på Aasen og 2 på Hanz) er det foreløpig estimert at total mengde kaks fra topphull vil være ca tonn kaks (vannbasert borevæske) og fra de dypere seksjoner tonn kaks (oljebasert borevæske). Mengden kaks fra de dypere seksjonene minus reservoarseksjonen (8 ½ ) er ca tonn. Ved å anta et oljeinnhold på 0,1-0,5 % vil utslipp av kaks (minus kaks fra reservoarseksjonen) boret med oljebasert borevæske kunne innebære et oljeutslipp på omlag 7-34 tonn totalt fra de 15 brønnene over en periode på 3 år. I gjennomsnitt (med 0,3 % oljeinnhold) vil utsluppet mengde pr år i perioden være i størrelsesorden 4-7 tonn/år, mao. på samme nivå som det forventede oljeutslippet fra produsert vann. I tillegg til mulige effekter på havbunnen vil renset oljebasert kaks kunne ha virkninger i vannsøylen som følge av at finpartikulært materiale kan feste seg til gjeller på fisk, og på andre planktoniske organismer. Som ved utslipp av borevæske vil finpartikulært materiale spres og fortynnes, og vil ikke ha noen negative virkninger utover nærområdet for utslippet. Omfanget av eventuelle negative virkninger som følge av slike utslipp er imidlertid i liten grad kjent. Det er på bakgrunn av dette at flere operatører har igangsatt et felles arbeid under ledelse av OLF for å undersøke nærmere om mulige effekter av utslipp av renset oljebasert kaks. I dette arbeidet vil det bli undersøkt nærmere egenskapene til kaks, spredning i vannsøyle og sedimentering, og effekter på ulike typer marine organismer. Arbeidet vil kunne bestå av både laboratorietester og feltforsøk, herunder igangsetting av et pilot-prosjekt. Tilgjengelig informasjon vil bli presentert når det er aktuelt for Aasenprosjektet å søke Klif om tillatelse til virksomhet knyttet til boring og drift. Inntil videre er derfor det planlagte tiltaket for Aasen å bringe kaks boret med oljebasert borevæske til land. Miljøovervåkingen på norsk sokkel har redusert bekymringen for skadeeffekter av tidligere tiders deponering av oljeforurenset avfall (borekaks) fra borevirksomheten på sjøbunnen rundt installasjonene. Det er funnet skade på hyse som kan knyttes til utslipp nær eldre oljefelt i Nordsjøen, men det er ikke klart om dette skyldes kontakt med borekaks eller produsert vann (Forskningsrådet 2012). Det bemerkes at det frem til 1980-tallet ble boret med dieselbasert borevæske, som er giftig sammenlignet med dagens baseoljer. Eksperimenter under forskningsprogrammet PROOFNY har vist at det mye renere kakset som i dag slippes ut også kan gi effekter som er alvorlige for de individene som blir eksponert, men forsøkene har også sannsynliggjort at effektene er begrenset i tid og rom. Dette samsvarer med erfaringene fra miljøovervåkingen. Risikoen for svake, langsiktige effekter av dagens kaksutslipp kan likevel ikke elimineres helt (Forskningsrådet 2012) Konsekvenser av utslipp av borevæske Vannbasert borevæske regnes som relativt ufarlig, men vil kunne medføre lokale effekter på plankton og bunndyr. Dette er imidlertid organismer som lever spredt over store områder, og dyre- og plantelivet forventes derfor å ta seg opp relativt hurtig etter endt eksponering. En gjennomgang av Forskningsrådet (2012) både av resultater fra miljøovervåking og laboratorieforsøk viser at vannbasert borevæske kan ha effekter på marine organismer, men resultatene viser ikke entydig at disse effektene er negative. Suspensjon av baryttbasert borevæske kan gi gjelleskader på torskelarver (Bechmann m.fl. 2006), men man fant også at suspensjoner på 1-10 mg/l medførte økt fødeopptak, vekst og overlevelse. Oljebasert borevæske vil ikke bli sluppet ut til sjø, annet enn som vedheng på kaks dersom det blir aktuelt å slippe ut renset oljebasert kaks. 5.2 Utslipp ved klargjøring av rørledninger Etter legging vil rørledningene bli vannfylt og bli liggende med vann fram til produksjonsstart. Rørledningene fylles med sjøvann for å muliggjøre sammenkopling på havbunnen og hydrostatisk trykktesting. For å forhindre begroing vil sjøvannet bli tilsatt oksygenfjerner (natrium bisulfitt) og biocid. For å muliggjøre lekkasjesøk under trykktesting vil det Side 53

54 Oljeutslipp (tonn/år) Utslipp av produsert vann (mill. Sm3/år) Det norske oljeselskap ASA bli nødvendig å tilsette fargestoffer. Utslippsvann i forbindelse med klargjøring av rørledninger på Aasen og rørledningene mellom Aasen og Grieg vil gå til sjø. For å minimalisere gjenværende vann i rørledningene under produktfylling samt unngå risiko for hydratdannelse er det nødvendig å separere vannet og produktstrømmen. Denne separasjonen oppnås ved bruk av flere små plugger av glykol (MEG). Noe av denne glykolen vil også bli sluppet ut til sjø. Utslipp ved klargjøring av rørledninger er vurdert å kun gi lokale effekter i et begrenset tidsrom. Tømming av rørledninger vil planlegges for å unngå gytetidspunkt og forventede konsentrasjoner av fiskeegg og -larver. En nærmere beskrivelse av utslipp i forbindelse med klargjøring av rørledninger vil bli gitt i utslippssøknad for disse operasjonene. 5.3 Oppstartsfase Eventuelle utslipp til sjø i oppstartsfasen vil bli beskrevet i utslippssøknaden til Klima- og forurensningsdirektoratet. 5.4 Driftsfase Produsert vann Produsert vann er formasjonsvann som har vært i kontakt med de geologiske formasjonene og som inneholder ulike uorganiske salter, tungmetaller og organiske stoffer, samt dispergert olje og kjemikaler som er tilsatt brønnen eller brønnstrømmen. I tillegg vil produsert vann inneholde små mengder radioaktive komponenter. I driftsfasen vil produsert vann bli reinjisert. Det planlegges for en driftsregularitet på minimum 95 % for vanninjeksjonsanlegget. Ved nedetid for dette anlegget vil renset produsert vann bli sluppet til sjø. Renset produsert vann vil inneholde rester av olje og kjemikalier tilsatt brønnstrømmen. Myndighetskravet er at produsert vann kan inneholde maksimalt 30 mg/liter olje. Løsningen for rensing av produsert vann er beskrevet i kapittel Denne løsningen innebærer at det produserte vannet renses i en flotasjonsenhet (CFU) før det slippes til sjø. Ved en slik løsning forventes det at maksimalt oljeinnhold i produsert vann utslipp er på under 15 mg/l. En videre reduksjon av oljeinnholdet er en målsetting. Figur 32 viser prognoser for utslipp av produsert vann og medfølgende oljeutslipp til sjø gjennom driftsfasen for Aasen. 10,0 0,5 Oljeutslipp (tonn/år) (15 mg/l) 7,5 Utslipp produsert vann (mill. Sm3/år) 0,4 0,3 5,0 0,2 2,5 0,1 0,0 0, Figur 32. Utslipp av produsert vann fra Aasen over feltets levetid, og utslipp av olje i produsert vann ved forventet rensegrad 15 mg/l (designkrav for Aasen) Utslippet av produsert vann er størst mot slutten av feltets levetid, med opp mot 0,36 millioner m 3 pr år, og totalt omlag 3 millioner m 3 over feltets levetid. Utslippet av olje vil være opp mot 5,3 tonn pr år på det meste, og totalt omlag 44 tonn over feltets planlagte produksjonsperiode. Side 54

55 Det samlede utslippet av produsert vann på norsk sokkel var omlag 129 millioner m 3 i 2011 (OLF 2012b), med omlag 1500 tonn olje ( oljeindex ). Prognoser for utslipp av produsert vann frem mot 2020 tilsier en svak nedgang (Oljedirektoratet 2011) (Figur 33). Figur 33. Historiske tall og prognoser for produsert vann til og med 2020 på norsk sokkel Utslipp av produsert vann kan ha effekter på marine organismer i den umiddelbare nærhet av utslippet, til produsert vannet er fortynnet ned til nivå 0,1-1 %. De samlede virkningene av utslipp av produsert vann på Aasen er imidlertid vurdert å være marginale. Miljøundersøkelser som er gjennomført ved felt med store utslipp av produsert vann har ikke klart å påvise signifikante effekter på bestander av fisk eller andre marine organismer. Det har vært knyttet usikkerhet til mulige langtidsvirkninger av produsert vann. Årsaken til det er at produsert vann består av flere mer eller mindre giftige stoffer og at det er vanskelig å studere effekter av lave konsentrasjoner over lang tid. Blant annet viser studier at komponenter i produsert vann kan gi flere negative effekter for helsetilstand, funksjon og reproduksjon i enkeltindivider av fisk og virvelløse dyr. Den raske fortynningen av produsert vann gir for korte eksponeringstider til å gi signifikante akutte effekter i organismer. Overvåkingsresultater og gjennomførte risikovurderinger viser at potensialet for miljøskade er gjennomgående moderat, og at de konsentrasjonene som gir effekter normalt ikke forekommer lengre enn én kilometer fra utslippsstedene. Det er likevel ikke mulig å utelukke risikoen for at svake virkninger på enkeltarter kan ha akkumulerende økologiske effekter, selv om sannsynligheten for dette er liten (Forskningsrådet 2012) Produksjonskjemikalier Vannløselige kjemikalier som tilsettes i injeksjonsvannet eller i prosessen vil før eller senere havne i det produserte vannet. På Aasen er det valgt å reinjisere produsert vann som trykkstøtte. Produsert vann med rester av kjemikalier vil bare bli sluppet ut i perioder der injeksjonssystemet er utilgjengelig. Mengdene som slippes ut vil dermed være begrensede. Det er likevel en målsetting å redusere bruken av kjemikalier. I tillegg vil det være noe utslipp av kjemikalier i restvannet fra sjøvannet som går gjennom sulfatrenseanlegget. Det er foreløpig ikke bestemt hvilke kjemikalier som skal brukes. Hovedkategorier av kjemikalier som er aktuelt å benytte er vist i Tabell 5-2. Tabell 5-2. Foreløpig oversikt over kjemikalietyper Type kjemikalie Konsentrasjon (ppm vol.) Tilsettes i Frekvens Avleiringshemmer A 50 Produsert vann Kontinuerlig Avleiringshemmer B Sjøvann Kontinuerlig Korrosjonshemmer 50 Produsert vann Kontinuerlig Emulsjonsbryter 50 Total væske 1) Kontinuerlig ved behov Skumdemper 5 Total væske Periodisk Flokkulant 10 Produsert vann Kontinuerlig Vokshemmer 150 Total væske 1) Periodisk Biocid 80 Total væske 1) Kontinuerlig Oksygenfjerner 5 Sjøvann Kontinuerlig H2S fjerner 150 Produsert vann Kontinuerlig ved behov MEG Batch Brønnstrøm Ved behov 1) Olje og produsert vann. Side 55

56 Alle kjemikaliene forutsettes å være innenfor Klifs grønne eller gule kategori. Bruken av kjemikalier vil bli optimalisert i den videre prosjekteringen. Utslipp av kjemikalier til sjø vil bli nærmere beskrevet mht mengde, type mv i søknad om tillatelse til virksomhet til Klima- og forurensningsdirektoratet Kjølevann Det vil bli benyttet sjøvann som kjølemedium på Aasenplattformen. Sjøvannsinntaket ligger på 60 meters dyp og distribueres til de ulike konsumentene på plattformen. Vannet vil bli renset i et sulfatrenseanlegg for å fjerne sulfat, partikulært materiale og biologiske organismer, dette bla. for å hindre begroing i det vannet som brukes som kjølevann (og som injeksjonsvann). Temperaturen på utslippsvannet vil ligge på ca. 30 C. I tidlig produksjonsfase vil mengden produsert vann være lav. Kjølevann (injeksjonsvann, se kap ) vil derfor bli blandet med produsert vann og reinjisert sammen med dette. I denne fasen er det små mengder kjølevann som vil bli sluppet til sjø. Med økt vannproduksjon fra feltet avtar behovet for sjøvann til injeksjon, og kjølevannet vil da slippes til sjø Drenasjevann Det vil være både et åpent og et lukket dreneringssystem på Aasenplattformen. Ikke-forurenset drenasjevann som regnvann, brannvann mv samles i åpne tanker. Drenasjevann fra både forurensede brannfarlige eller ikke-brannfarlige områder vil ledes til separate tanker. Etter rensing i separator planlegges drenasjevannet sluppet ut til sjø. Målsettingen er at oljeinnhold i vann som slippes til sjø vil være mindre enn 15 mg/l Sanitæravløpsvann Sanitæravløpsvann vil bli sluppet ut til sjø. Basert på en bemanning på opptil 70 personer og et vannforbruk på 200 liter/person/dag er utslipp av sanitæravløpsvann estimert til ca m 3 årlig. I borefasen vil det være et tilsvarende antall personer ombord på boreriggen Hydraulikkvæske I driftsfasen vil det bli utslipp av vannbasert hydraulikkvæske ved Hanz når ventiler på bunnrammen skal opereres. Det er lagt til grunn bruk av et åpent system slik at hydraulikkvæsken vil gå til sjø etter bruk. I et åpent system benyttes hydraulikkvæsker som i hovedsak består av vann og glykol, samt noen komponenter som er klassifisert som gule i Klifs system for miljøklassifisering av kjemikalier. Forventet utslipp til sjø av hydraulikk væske er opp til 1 m 3 per brønn per år. Den vannbaserte hydraulikkvæsken vil fortynnes raskt med vannstrømmen etter at den er sluppet ut ved havbunnen. Det er ikke registrert negative effekter som kan relateres til utslipp av slike hydraulikkvæsker i Nordsjøen. En nærmere beskrivelse av utslipp av hydraulikkvæske vil bli gitt i utslippssøknaden til Klif Radioaktive komponenter Både uran og thorium finnes naturlig i varierende konsentrasjoner i berggrunnen. Disse gir opphav til radiumisotopene 226 Ra og 228 Ra. Radium er mer løselig enn både uran og thorium, og vil derfor lekke ut i formasjonsvannet. Når sjøvann, som inneholder mye sulfat, blandes med formasjonsvann som inneholder barium, strontium eller kalsium, dannes det tungt løselige sulfatavleiringer. Radium reagerer kjemisk på samme måte som barium, og dette fører til at bariumsulfatavleiringer (scale) som dannes i rør og prosessutstyr inneholder radium. Slike lavradioaktive avleiringer danner et avfall som må håndteres iht. Strålevernsforskriften (Statens Strålevern 2011). I og med at sjøvann skal brukes til reinjeksjon sammen med produsert formasjonsvann er det viktig å hindre slike avleiringer som skaper problemer i form av tetting av blant annet ventiler og rørledninger. For å unngå dette blir det installert et eget sulfatrenseanlegg på Aasenplattformen. Det forventes dermed svært liten grad av avleiringsproblemer på Aasen. Dersom behovet oppstår vil det etableres rutiner for håndtering iht. retningslinjer fra Statens Strålevern Produsert sand Det er ikke forventet produsert sand ved utvinning av Aasen eller West Cable. Hanz reservoaret har et større potensiale for sandproduksjon, men det er planlagt for nedihulls sandkontroll for å minimere sandproduksjon. Dersom det likevel skulle bli produsert sand er det mulig å implementere et sandfjerningssystem på plattformen. Produsert sand vil i så fall bli transportert til land for videre behandling. Produsert sand vil ikke bli sluppet til sjø. Side 56

57 6 Akutte utslipp og oljevern 6.1 Ulykkeshendelser og utslippsscenarier Uhellsutslipp av olje fra petroleumsvirksomhet kan forekomme som følge av en rekke uønskede hendelser, eksempelvis: Utblåsning under boring (borerigg) og fra feltinnretning i drift (Aasen pdq; jacket). Lekkasjer fra rørledninger (mellom Hanz og Aasen pdq, og mellom Aasen pdq og Grieg) Lekkasjer fra undervannsinstallasjoner (Hanz). Prosesslekkasjer (Aasen pdq). Oljen fra Aasenplattformen planlegges transportert i rørledning til Griegfeltet som ligger 10 km lenger sør. Dette utelukker hendelser knyttet uhellsutslipp fra lagertanker, skytteltankere og lasteoperasjoner. Mindre utslipp fra produksjonsrør og brønnhoder antas å ha begrenset størrelse og varighet. Alle lekkasjer i prosessanlegget vil bli samlet i lukkede oppsamlingssystemer (closed drain) og vurderes ikke å medføre akuttutslipp av olje i normal operasjon. Risiko for utslipp er i første rekke knyttet til vedlikeholdsoperasjoner og vil bli ivaretatt av operasjonelle rutiner. De største akuttutslippene av olje kan skje ved utblåsning, og er de hendelsene som har de mest alvorlige konsekvensene. Dette er imidlertid hendelser med svært lav sannsynlighet. Et akutt utslipp av gass fra rørledning eller havbunnsinstallasjon til sjø vurderes primært som et alvorlig sikkerhetsproblem. En eventuell miljøeffekt er lokal med begrenset varighet. En utblåsning kan skje under ulike aktiviteter knyttet til bore- og driftsfase: produksjonsboring, komplettering, fra brønner i produksjon, kveilerørsoperasjoner, brønnoverhaling og kabeloperasjoner. Boring av brønner på Aasen vil skje med en jackup rigg som plasseres ned på havbunnen, og med BOP og brønnhode plassert oppe på riggen. En eventuell utblåsning under boring vil derfor mest sannsynlig skje fra boredekk til havoverflaten. Under drift vil alle brønner på Aasenfeltet være knyttet opp mot plattformen uten tilknyttede rørledninger, og en utblåsning vil derfor mest sannsynlig skje ved havoverflaten. Fra havbunnsinstallasjonen Hanz, som ligger 14 km unna, vil en utblåsning kunne skje både ved overflaten (fra jackup borefasen dersom en slik borerigg brukes) og ved havbunnen (driftsfase eller i borefasen dersom en flyter brukes til boring). Potensielle utblåsningshendelser på Aasen er analysert av Add Wellflow (Add Wellflow 2012). Borefasen på Aasen vil vare ca. 3 år, og det er i denne perioden potensielle utblåsningsrater er størst. Over feltets levetid vil vannmengden i reservoarstrømmen øke, og følgelig medføre en mindre oljerate ved utslipp. Tabell 6-1 og Tabell 6-2 angir rate- og varighetsfordelinger for utblåsning til havoverflaten under borefasen for en representativ brønn på Aasen (DOP-03) og Hanz (HOP-01). Tabell 6-1. Rate- og varighetsfordeling for utblåsningsscenarier i borefasen på Aasen (DOP-03) Scenario Sannsynlighet Rate Varighet (døgn) overflateutslipp (Sm 3 /døgn) Gjennom borestreng 11 % % 15 % 5 % Gjennom annulus 78 % % 20 % 15 % Gjennom åpent hull 11 % % 30 % 30 % Tabell 6-2. Rate- og varighetsfordeling for utblåsningsscenarier i borefasen på Hanz (HOP-01) Scenario Sannsynlighet Rate Varighet (døgn) overflateutslipp (Sm 3 /døgn) Gjennom borestreng 11 % % 15 % 5 % Gjennom annulus 78 % % 20 % 15 % Gjennom åpent hull 11 % % 30 % 30 % Maksimal varighet for en utblåsning er anslått til 52 døgn, basert på tiden det vil ta for boring av en avlastningsbrønn og dreping av utblåsningen. Side 57

58 I borefasen er vektet utblåsningsrate for Aasen beregnet til Sm 3 /døgn, for Hanz Sm 3 /døgn. Vektet varighet er 12,4 døgn. Til sammenligning viser tilsvarende beregninger for Griegfeltet (tidligere Luno) vektede utblåsningsrater på Sm 3 /døgn for overflateutslipp og Sm 3 /døgn for sjøbunnsutslipp (Lundin 2011), med tilhørende vektet utblåsningsvarighet 13,1 døgn. I borefasen benyttes vektet utblåsningsrate for Aasen som grunnlag for å dimensjonere beredskapsbehovet mht oljevern. Raten på Hanz er større men oljetypen i Hanz-reservoaret er lettere enn i Aasenreservoaret. I driftsfasen vil 90 persentilen for utblåsningsrate legges til grunn. I forbindelse med innsending av søknad om tillatelse til virksomhet (installasjon, boring og drift) vil det gjøres mer detaljerte analyser av utblåsningsrater for driftsfasen, og beredskapsbehovet vil bli analysert ut fra dette. Sannsynligheten (frekvensen) for utblåsning er i konsekvensutredningen estimert ut fra en sammenstilling som er gjort av Proactima for Petroleumstilsynet i forbindelse med forvaltningsplanen for Nordsjøen (Proactima 2011), som vist i Tabell 6-3. Denne sammenstillingen er basert på data gitt i SINTEF Offshore Blowout Database og Scandpowers analyser, og inkluderer hendelser fra Mexicogulfen og Nordsjøen (England og Norge) basert på Nordsjøstandard. Tabell 6-3. Utblåsningsfrekvenser (basisfrekvenser)for oljebrønn (Proactima 2011) Aktivitet Produksjonsboring (normal brønn) Komplettering Kveilerørsoperasjon Brønnoverhaling Kabeloperasjon Produksjonsbrønn (inkl. eksterne årsaker) Frekvens 2,6 x 10-5 pr operasjon 8,4 x 10-5 pr operasjon 8,4 x 10-5 pr operasjon 1,4 x 10-5 pr operasjon 4,0 x 10-6 pr operasjon 1,5 x 10-5 pr brønnår De planlagte aktivitetene på Aasen, og når alle de 7 brønnene kommer i produksjon, er illustrert i Tabell 6-4. Tabell 6-4. Planlagte aktiviteter på Aasen over feltets levetid Aktivitet/operasjon Produksjonsboring Produksjonsboring - sidesteg 2 Komplettering Kabeloperasjon Kveilerørsoperasjoner Brønnoverhaling (tung) 2 2 Brønner i produksjon Ut fra basisfrekvenser i Tabell 6-3 og aktivitetsnivå i Tabell 6-4, kan frekvens for utblåsning beregnes for hvert år, som vist i Figur 34. Side 58

59 Frekvens for utblåsning (pr år) Det norske oljeselskap ASA 9,0E-04 8,0E-04 7,0E-04 6,0E-04 Produksjonsboring Produksjonsboring - sidesteg Komplettering 5,0E-04 4,0E-04 3,0E-04 2,0E-04 1,0E-04 Kabeloperasjon Kveilerørsoperasjoner Brønnoverhaling (tung) Brønner i produksjon 0,0E Figur 34. Beregnet frekvens for utblåsning pr år for Aasenfeltet 6.2 Oljens egenskaper Det er gjennomført testing av Aasenoljens forvitringsegenskaper og dispergerbarhet av Sintef (Sintef 2011a). Det er også gjennomført tilsvarende testing av egenskapene til Griegoljen av Sintef (Sintef 2011b). Oljen på Grieg omtales fordi oljedriftsberegningene for denne oljen er benyttet som referansegrunnlag for Aasen Resultater fra Sintef-studien av Aasenoljen Aasenoljen er en medium parafinsk råolje med tetthet på 0,838 g/ml (Figur 35). Oljen har et medium til høyt innhold av voks (4 vekt %) og lavt til middels innhold av asfaltener (0,1 vekt %), sammenlignet med andre norske råoljer. Den ferske oljen har et lavt stivnepunkt på -6 C, som øker raskt med økende forvitringsgrad. Dette kan medføre at oljen kan stivne på overflaten under visse forhold etter en tids forvitring på sjø, spesielt under rolige vinterforhold. I grov sjø, tilsvarende vind med kuling styrke (15 m/s) vil kombinasjonen av fordamping og naturlig nedbrytning medføre at oljen forsvinner fra havoverflaten i løpet av omlag to døgn. Gjenværende emulsjon på overflaten ved ulike vindhastigheter ved hhv 5 C og 15 C sjøtemperatur er vist i Figur 36. Aasen har forvitringsegenskaper som begrenser spredning i starten av utslippet, og et relativt raskt vannopptak bidrar til å øke volumet til emulsjonene på havoverflaten. En kan forvente at det kan dannes flak opp til 5 mm filmtykkelse, men flaket er sterkt avhengig av utslippsbetingelser og rådende vindforhold. Oljen danner stabile emulsjoner både ved vinter- og sommertemperatur. Oljen har et predikert maksimalt vannopptak på 80 vol. % under emulgering. Testene viser at Dasic NS og Corexit 9800 de to beste dispergeringsmidlene med tilnærmet like effektivitet. Dasic NS er det dispergeringsmidlet som er det mest brukte på norsk sokkel per i dag, og er en del av NOFOs beredskap. Figur 35. Aasen emulsjon Side 59

60 Figur 36. Gjenværende mengde Aasenemulsjon på overflaten ved ulike vindhastigheter ved hhv 5 og 15 C sjøtemperatur Resultater fra Sintef-studie av Griegoljen Oljen fra Grieg er en medium parafinsk råolje med tetthet på 0,850 g/ml. Oljen har et medium innhold av voks (3,9 vekt %) og lavt innhold av asfaltener. Oljen danner stabile emulsjoner både ved vinter og sommer temperatur. Oljen har et predikert maksimalt vannopptak på 78 vol. % under emulgering under sommerforhold, og 75 vol. % under vinterforhold. Oljen har gode dispergeringsegenskaper. Oljen forventes å ha relativ lang levetid på sjø ved en vindstyrke på 10 m/s (frisk bris). I grov sjø, tilsvarende vind med kuling styrke (15 m/s) vil kombinasjonen av fordamping og naturlig nedbrytning medføre at oljen forsvinner fra havoverflaten i løpet av få døgn (Sintef 2011b) Valg av oljetype til vurdering av konsekvenser av oljeutslipp Avstanden mellom plattformene på Aasen og Grieg er bare 10 kilometer, og feltene har sammenlignbare vind- og strømforhold. Som det framkommer ovenfor er utblåsningsratene for Aasen gjennomgående noe lavere enn for Grieg. Ut i fra de forvitringsstudier som er gjennomført framstår oljen fra Aasen som lettere og med egenskaper som gjør at den forsvinner raskere fra havoverflaten enn oljen fra Grieg. De oljedriftberegningene som er gjennomført for Grieg vil dermed representere en konservativ tilnærming til mulig oljedrift og spredning fra Aasen. I dette dokumentet har Det norske derfor valgt å gjenbruke resultater fra det arbeidet Lundin utførte i forbindelse med konsekvensutredningen for Griegfeltet (Luno) (Lundin 2011). 6.3 Influensområdet for Aasen Resultatene fra modellering av sjøbunnutblåsning på Griegfeltet er vist i Figur 37, og resultatene for en overflateutblåsning er vist i Figur 38. Influensområdet er definert som det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning, og med mer en 1 tonn olje pr km ruter (10 kilo per km 2 ). Det understrekes at det ikke er tatt hensyn til effekten av oljevernberedskapen i de beregningsresultatene som er presentert her. For Aasen er det overflateutblåsning som er det mest sannsynlige scenariet, både i bore- og driftsfasen. De områdene som kan bli berørt av større oljemengder, i denne sammenheng definert som områder med mer enn 100 tonn per 10 x 10 km rute (> 1 tonn/km 2 ), er i hovedsak avgrenset til sokkelområdene i Nordsjøen. Figurene viser at mindre oljemengder også kan berøre kystområder. Det er da kystområder fra Rogaland til og med Sogn og Fjordane som kan bli berørt.

61 Figur 37. Sannsynligheten for treff av ulike mengdekategorier av olje i km ruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra Aasen/Grieg (helårsstatistikk). Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning (Lundin 2011). Side 61

62 Figur 38. Sannsynligheten for treff av ulike mengdekategorier av olje i km ruter gitt en overflateutblåsning fra Aasen/Grieg i borefasen (helårsstatistikk). Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning (Lundin 2011) Side 62

63 6.4 Kriterier for vurdering av miljørisiko Miljørisiko er uttrykt ved kombinasjonen av sannsynligheten for en hendelse og miljøkonsekvensene av hendelsen. Miljøkonsekvensen eller miljøskaden uttrykkes ved restitusjonstiden for de miljøressursene som rammes. Restitusjonstiden er tiden fra en hendelse inntreffer til miljøressursen har restituert seg til tilnærmet samme situasjon som før hendelsen. Miljørisikoen uttrykkes for de mest sårbare ressursene. Ved vurdering av miljørisiko er det etablert akseptkriterier som sier hvor høy sannsynlighet som er akseptabelt i forhold til omfanget av miljøskaden. Det norskes akseptkriterier for miljørisiko er vist i Tabell 6-5, og er tilsvarende de kriterier som benyttes av de fleste operatørene på norsk sokkel. Tabell 6-5. Det norske s akseptkriterier for miljørisiko Skadekategori Feltspesifikk risiko (per år) Installasjonsspesifikk risiko (per år) Operasjonsspesifikk risiko (per operasjon) Mindre miljøskade (<1 års restitusjonstid) < 2,0 x 10-2 < 1,0 x 10-2 < 1,0 x 10-3 Moderat miljøskade (1-3 års restitusjonstid) < 5,0 x 10-3 < 2,5 x 10-3 < 2,5 x 10-4 Betydelig miljøskade (3-10 års restitusjonstid) < 2,0 x 10-3 < 1,0 x 10-3 < 1,0 x 10-4 Alvorlig miljøskade (>10 års restitusjonstid) < 5,0 x 10-4 < 2,5 x 10-4 < 2,5 x 10-5 Akseptkriteriene uttrykker at det skal være svært liten sannsynlighet for at en hendelse skal inntreffe, avhengig av omfanget av hendelsen. For Aasen utbyggingen er det lagt til grunn installasjonsspesifikke akseptkriterier ved vurdering av miljørisiko. De installasjonsspesifikke akseptkriteriene, som er uttrykt ved frekvens per år, innebærer at det skal gå et visst antall år mellom hver hendelse: Mindre miljøskade: Sjeldnere enn én gang pr 100 år Moderat miljøskade: Sjeldnere enn én gang pr 400 år Betydelig miljøskade: Sjeldnere enn én gang pr år Alvorlig miljøskade: Sjeldnere enn én gang pr år. Akseptkriteriene benyttes i en miljørisikoanalyse for å vurdere om utbygging og drift er akseptabelt med hensyn til miljørisiko knyttet til akutte oljeutslipp. I en slik analyse kan det også være andre faktorer som hensyntas ved vurdering av miljørisiko, bla usikkerhet knyttet til de ulike analyseelementene, feks. sannsynlighet for hendelser, drift og spredning av olje, tilstedeværelse av miljøressurser og ressursenes restitusjonsevne. Miljørisikoanalysen danner et grunnlag for arbeidet med å finne gode tekniske løsninger og risikoreduserende tiltak. Som del av dette inngår vurderinger av behovet for oljevernberedskap. 6.5 Konsekvenser av akutte oljeutslipp Konsekvenser av store akutte oljeutslipp i Nordsjøen er utredet en rekke ganger, både i forbindelse med leteboringer, feltutbygginger (konsekvensutredninger) og i regionale konsekvensutredninger for Nordsjøen. I 2011 gjennomførte DNV en studie av konsekvenser av akutte utslipp av olje fra petroleumsvirksomheten på fisk, sjøfugl, sjøpattedyr og strand i forbindelse med helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak (DNV 2011b). I studien inngikk en rekke arter av sjøfugl, sjøpattedyr og fisk, og strandtyper. I denne studien ble det analysert for representative utslippsscenarier fra områdene Ekofisk, Sleipner, Heimdal, Troll- Oseberg og Tampen. Områdene Sleipner og Heimdal ligger hhv sørvest og nordøst for Aasen (60-70 km), og kan således legges til grunn for å vurdere konsekvenser ved utslipp fra Aasen. I studien ble det for områdene Sleipner- Heimdal lagt til grunn utslippsscenarier for feltene Varg, Alvheim, Balder, Glitne og Jotun, samt en letebrønn. Den nærmeste av disse feltene til Aasen er Balder, 32 km unna. Side 63

64 Resultater fra beregning av miljøskade fra de ulike utslippsscenariene i de ulike områdene er bla presentert som sannsynlighet pr år for skade i kategoriene mindre (<1år), moderate (1-3år), betydelige (3-10 år) og alvorlige (>10år). Miljøskade er uttrykt ved restitusjonstid. Resultatene er vist for sjøfugl åpent hav og kystnært (Figur 39), og sjøpattedyr og strand (Figur 40). Det er ikke gjort tilsvarende beregninger for fisk, men resultatene viser at graden av overlapp mellom skadelige konsentrasjoner i vannmassene innen influensområdene for de ulike feltene og gyteområdene er svært begrenset. Figur 39. Risiko for miljøskade på sjøfugl i åpent hav og kystnært fra felt i Nordsjøen (DNV 2011b) Figur 40. Risiko for miljøskade på sjøpattedyr og strand fra felt i Nordsjøen (DNV 2011b) Skadesannsynlighetene (% pr år) er svært lave. For sjøfugl og strand er det områdene Tampen og Troll som viser høyest risiko for miljøskade, mens Sleipner og Heimdal kommer ut med svært lav miljørisiko. For sjøpattedyr er bildet mer variert, men til gjengjeld er skadesannsynligheten for sjøpattedyr svært mye lavere enn for sjøfugl og strand. Det er sjøfugl det er beregnet størst miljørisiko for, og det er artene alkekonge og krykkje som kommer ut med størst miljørisiko blant sjøfuglene. Resultatene for disse er benyttet for å vise en sammenligning mellom de ulike feltene for årene 2010 og 2030 (Figur 41). Side 64

65 Figur 41. Sammenligning av mulige konsekvenser for sjøfugl for de ulike hovedområdene i Nordsjøen Ut fra disse beregningene er det mulig å etablere en skadenøkkel for mest sårbare ressursene, dvs. de som er utsatt for høyest miljørisiko, som vist i Tabell 6-6. I tillegg er det hentet ut tilsvarende resultater fra miljørisikoanalyser som er gjennomført for Gudrun (Statoil 2010) og Grieg (Lundin 2011). Tabell 6-6. Fordeling av skadesannsynlighet for de mest sårbare sjøfuglartene gitt at skade skjer *) Skadekategori Sleipner, alkekonge Heimdal, alkekonge Gudrun, lomvi Grieg, alkekonge Gjennomsnitt Ingen skade 53 % 70 % - 4 % 42 % Mindre skader (<1år) 40 % 40 % 38 % 41 % 40 % Moderate skader (1-3år) 47 % 50 % 50 % 47 % 48 % Betydelige skader (3-10år) 9 % 10 % 11 % 9 % 10 % Alvorlige skader (>10år) 4 % 0 % 1 % 3 % 2 % SUM 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % *) Prosentverdiene for mindre-alvorlige skader er fordeling gitt at skade skjer. For Sleipner/alkekonge er det ingen skade i 53 % av tilfellene og signifikant skade i 47 % av tilfellene. 6.6 Miljørisiko for Aasen I denne konsekvensutredningen for Aasen er det gjennomført en forenklet, men konservativ analyse av miljørisiko, bla basert på analyser som er gjennomført for de nærliggende feltene Gudrun (Statoil 2010) og Grieg (Lundin 2011). Både oljetype og utslippsscenarier er sammenlignbare mellom disse feltene. Kombinasjonen av frekvens for utblåsning som vist i Figur 34 og sannsynlighetene for skade i Tabell 6-6 brukes til å beregne frekvens for miljøskade, som igjen sammenholdes med Det norske sine installasjonsspesifikke akseptkriterier for miljørisiko (se Tabell 6-5). Miljørisiko for Aasen over feltets levetid er vist i Figur 42. Side 65

66 Andel av miljørisiko akseptkriterium (installasjon) Det norske oljeselskap ASA 10 % Miljørisiko (minimum - maksimum) 8 % 6 % 4 % 2 % 0 % Figur 42. Miljørisiko for Aasen over feltet planlagte levetid ( ). Det er vist spennet i miljørisiko for ressursene med lavest og høyest miljørisiko Miljørisikoen er på et lavt nivå. Miljørisikoen er høyere i feltets oppstartsfase når boring og komplettering pågår, og synker til et vesentlig lavere nivå i driftsfasen. I høyaktivitetsåret 2017 vil det etter foreliggende planer bores og kompletteres 6 brønner, samt at 6 brønner totalt vil være i produksjon. Frem mot planlagt oppstart av utbygging, boring og drift vil foreligge vesentlig mer detaljert informasjon om utbyggingsløsninger og andre forhold. Det vil derfor bli gjennomført en mer detaljert miljørisiko- og beredskapsanalyse som del av søknad om tillatelse til virksomhet til Klima- og forurensningsdirektoratet og søknad om samtykke til Petroleumstilsynet. 6.7 Beredskap mot akutt forurensning Som operatør på Aasen vil Det norske etablere nødvendig beredskap for å hindre, stanse og redusere virkningen av akutt forurensning som en følge av aktiviteter på Det norskes innretninger. Når oppdaterte oljedriftberegninger og miljørisikoanalyse for Aasen foreligger, vil vi utarbeide en utslippssøknad i tilknytning til samtykkesøknad for produksjonsboring på feltet. På grunnlag av resultater fra miljørisikoanalysen vil det bli gjennomført en oljevernberedskapsanalyse. Disse analysene vil danne grunnlaget for den endelige dimensjoneringen av oljevernberedskapen for feltet. De konkrete tiltakene vil bli presentert i en feltspesifikk oljevernberedskapsplan. Det overordnede prinsippet for beredskapen er at den enkelte operatør er ansvarlig for og har plikt til å etablere den beredskapen som er nødvendig for sin virksomhet. Hovedmålsetningen er å hindre at olje eller emulsjon når sårbare ressurser, og at påvirkning fra tiltakene holdes på et minimum. Selskapet har som målsetning at de mest miljøvennlige tilgjenglige metoder skal benyttes i oljevernberedskapen. Videre skal tiltak iverksettes så nær utslippspunktet som mulig. Oljevernressursene administreres i praksis gjennom Norsk Oljevernforening for Operatørselskapene (NOFO), og involveres etter behov. Gjennom NOFO er det etablert avtaler både med statlig og interkommunale beredskap om mulig bruk av ressurser, i hovedsak knyttet til kyst- og strandsone. En oversikt over de tilgjengelige ressursene fra NOFO pr dd er vist i Figur 43. Side 66

67 NOFO base Hammerfest 3 NOFO system 13 Kystsystem Haltenbanken områdeberedskap Stril Poseidon m/ NOFO system og dispergeringsmiddel Draugen plattform Dispergeringsmiddel Tampen området: Stril Herkules m/nofo system og dispergeringsmiddel NOFO base Sandnessjøen 2 NOFO system 3 Kystsystem Avløserfartøy Stril Merkur m/nofo system og dispergeringsmiddel Troll-Oseberg området: Havila Troll og Havila Runde m/ NOFO system og dispergeringsmiddel Balder området: Stril Power m/nofo system og dispergeringsmiddel Ocean Alden (Gjøa) m/nofo system og dispergerinmgsmiddel NOFO base Mongstad 2 NOFO system Dispergeringsmiddel 3 Kystsystem NOFO base Kristiansund 2 NOFO system Dispergeringsmiddel 3 Kystsystem Sleipner-Volve området: Esvagt Bergen m/nofo system Ula-Gyda området: Stril Mariner m/nofo system og dispergeringsmiddel NOFO base Stavanger 2 NOFO system Dispergeringsmiddel 3 Kystsystem Figur 43. Oversikt over tilgjengelige NOFO-systemer ( For å synliggjøre beredskapsbehovet for Aasen er det i konsekvensutredningen foretatt en foreløpig beredskapsanalyse. På felt og hav (barriere 1 og 2) benyttes havgående systemer fra NOFO som kan ha utstyr for både mekanisk bekjempelse og bruk av dispergeringsmidler. Systemene skal iverksette bekjempelse så nær kilden som mulig, men det må tas hensyn til avdampning og fare for brann-/eksplosjon i den første tiden etter utslipp. Under de fleste værforhold vil oljen være avdampet tilstrekkelig til at den ikke utgjør noen brann-/eksplosjonsfare ved oppsamling på tank etter 1-3 timer på sjø. For også å ta hensyn til avdamping som kan være farlig å innånde for innsatspersonell, er det vurdert en grense på 4 timer før oppsamling kan starte i barriere 1. En oppsummering over Aasenoljens forvitringsegenskaper etter 6 timer på sjø er gitt i Tabell 6-7. I tillegg er det gitt forvitringsegenskaper etter 24 timer på sjø, som grunnlag for å dimensjonere beredskapstiltak i barriere 2. Side 67

68 Tabell 6-7. Forvitringsegenskaper til Aasenoljen etter 6 og 24 timer på sjø (Sintef 2011a) Sesong Tidspunkt Vind Viskositet (timer) m/s Cp Fordampet % Nedblandet % Vanninnhold % Sommerforhold Sommerforhold Sommerforhold Sommerforhold Sommerforhold Sommerforhold Sommerforhold Sommerforhold Vinterforhold Vinterforhold Vinterforhold Vinterforhold Vinterforhold Vinterforhold Vinterforhold Vinterforhold Med en dimensjonerende utblåsningsrate på m 3 olje pr døgn, vil denne oljemengden etter 6 timer på sjø ha gjennomgått fordampning, nedblanding og ha tatt opp vann. Ut fra værstatistikk i området (fra Sleipner) vil oljemengden ha økt i volum, og dannet følgende volumer emulsjon (gjennomsnittsverdier over ulike vindhastigheter): Vår: m 3 /døgn Sommer: m 3 /døgn Høst: m 3 /døgn Vinter: m 3 /døgn For å bekjempe disse emulsjonsmengdene i barriere 1 og 2 er det vurdert at det er behov for 3 NOFO-systemer i vårog sommerperioden og 4 NOFO-systemer i høst- og vinterperioden. Ut fra dagens ressurstilgang vil 4 systemer kunne mobiliseres fra områdeberedskapsressurser ved Balder/Jotun (Stril Power), Sleipner/Volve (Esvagt Bergen) og Troll/Oseberg (Havila Troll/Havila Runde). Responstid for disse systemene er beregnet til 4-10 timer, hvor det er tatt hensyn til frigivelsestid, gangfart og tid for utsetting av lense. Alle systemene har NOFO Transrec 150 skimmer og 400 m NO-1200-R havlense. I tillegg har fartøyene ved Balder og Troll/Oseberg dispergeringsmiddel ombord, til sammen 190 m 3 av typen Dasic NS. Dispergeringsegenskapene til Aasenoljen er analysert av Sintef (Sintef 2011). En screening analyse av 5 typer dispergeringsmidler viste at Dasic NS var den mest effektive. Ved rolige bølgeforhold (IFP-test) er dosering 1:25 mest effektivt, mens ved MNS-test som simulerer brytende bølger viser analysene at effektiviteten er svært høy ved alle doseringsforhold, fra 1:25 til 1:200. Aasenoljen lar seg dispergere svært godt, og har et stort tidsvindu for dispergering sammenlignet med de fleste andre Nordsjø-oljer: Ved vinterforhold er tidsvinduet for dispergering inntil 3 timer (15 m/s vind) til 2 døgn (2 m/s), og med redusert dispergerbarhet inntil 2 døgn (15 m/s) til over 5 døgn (2 m/s). Ved sommerforhold er tidsvinduet for dispergering inntil 2 timer (15 m/s vind) til 1,5 døgn (2 m/s), og med redusert dispergerbarhet inntil 3 døgn (15 m/s) til over 5 døgn (2 m/s). Det vil i det videre arbeidet planlegges for at bruk av dispergeringsmiddel vil bli et sentralt bekjempelsestiltak. Det er allerede god tilgang på beredskapsressurser i området, for både mekanisk og kjemisk bekjempelse. Det vil imidlertid igangsettes avklaringer med operatørene for de nye feltene Grieg (Lundin) og Johan Sverdrup (Statoil) om samarbeidsløsninger for oljevernberedskap i dette området. Et aktuelt tiltak kan være et nytt, felles områdeberedskapsfartøy. Det vil også vurderes samarbeidsløsninger for fjernmåling og overvåking. Det norske har etablert en beredskapsorganisasjon som bla. omfatter organisasjonen Offb (Operatørenes forening for beredskap). For ytterligere informasjon se Side 68

69 7 Virkninger av arealbeslag og fysiske inngrep 7.1 Konsekvenser for fiskerier På Aasen vil det bli etablert en sikkerhetssone på 500 m rundt plattformen. For år 2006 ble det beregnet at sikkerhetssoner på norsk sokkel beslaglegger i størrelsesorden 100 km 2 av i alt ca km 2 areal som da var åpent for petroleumsvirksomhet (DNV 2011a). Vurderingen av konsekvenser av Aasen for fiskeriene er basert på konklusjonene fra en fiskeristudie som ble utarbeidet for Aasen i 2011 (Acona 2011). De pelagiske fiskeriene er ikke stedbundne, og fangstområdene kan variere fra år til år. Selv om arealet som beslaglegges av utbyggingsaktiviteten eller feltinnretninger skulle sammenfalle med fiskbare forekomster av sild og makrell, ventes ikke dette å medføre operasjonelle ulemper av noen betydning. I praksis vil fangstene bli tatt i nærliggende områder uten noen fysiske hindringer for fisket. For kvoteregulerte pelagiske fiskerier ventes arealbegrensninger som følge av feltutbyggingen ikke å medføre fangsttap. Fisket med bunntrål i området omkring den planlagte utbyggingen har vært svært begrenset. Innenfor områder som beslaglegges av utbyggingen eller de alternative rørledningstraseene er det i denne perioden bare registrert sporadisk bunntrålfiske. Den planlagte feltutbyggingen ventes derfor ikke å medføre arealbeslag, merkbare fangstreduksjoner eller operasjonelle ulemper av noen betydning for trålfiske. Rørledninger skal legges med dynamisk posisjonert fartøy, og man unngår dermed merker på sjøbunnen slik som ved bruk av ankrede fartøy. Et dynamisk posisjonert leggefartøy etterlater ikke merker. Langs de foreslåtte rørledningstraséene er det relativt flat havbunn, og det forventes ikke problemer knyttet til frie spenn. Rørledningene vil bli grøftet ved hjelp av høytrykksspyling. I enkelte områder med svært hard leirbunn kan det være nødvendig å gruslegge/tildekke i stedet for grøfting. Rørledninger og kabler er ikke til hinder for viktige fiskerier som drives i det berørte området, dvs. fisket med ringnot eller flytetrål. Som hovedregel medfører ikke rørledninger noen arealbegrensninger for trålerne som kan resultere i reduserte fangster. Avhengig av rørledningens vinkel i forhold til vanlig trålretning, kan den medføre enkelte operasjonelle ulemper for fisket. Steinfyllinger på havbunnen kan medføre operasjonelle problemer for mindre trålere, bla. i form av fastkjøring og ødelagt trålutstyr. Store konsumtrålerne vil krysse rørledninger og steinfyllinger uten operasjonelle problemer eller skade på trålredskapen. Ut fra den svært begrensede tråleraktiviteten i det berørte området vurderes i utgangspunktet ikke ny rørledning og kabel å ha noen merkbar virkning for fiskeriene. Dette gjelder uten hensyn til omfanget av steinfyllinger og hvilken leggemetode som velges. I forbindelse med Aasenprosjektet planlegges rørledninger og kabler å bli grøftet eller gravd ned der det er mulig. I praksis vil en ny rørledning derfor ikke medføre nevneverdige ulemper for fiske med bunntrål i området. Det vurderes derfor ikke nødvendig å gjennomføre særskilte avbøtende tiltak i forhold til fiskeriene. 7.2 Konsekvenser for akvakultur Under utbygging og drift vil ikke Aasen medføre noen konsekvenser for oppdrettsnæringen i form av arealbeslag. Kun ved et eventuelt større oljeutslipp vil kystsonen kunne berøres, men sannsynligheten for en slik hendelse er svært liten. Oljevernberedskap vil være det viktigste avbøtende tiltaket dersom det skulle oppstå større utslipp av olje. 7.3 Konsekvenser for bunnfauna Utviklingen av Aasenfeltet medfører et begrenset arealbeslag. Sjøbunnen i området er godt kartlagt, og det er ikke avdekket spesielt sårbare bunnhabitater i de regionale havbunnskartleggingene som er gjennomført. Grunnlagsundersøkelser av sedimenttilstanden ved Aasen (kjemi, biologi) er gjennomført i 2012, i forbindelse med den regionale undersøkelsen i Region II. Utbygging av Aasen med tilhørende transportsystem kan medføre lokal tildekking av bunnfauna i forbindelse med boring, installering av feltinnretninger og rørleggingsarbeider, men det er forventet at bunnfaunaen vil reetableres raskt. Installasjonene vil danne grobunn for nye arter som er mer avhengig av fast substrat. Side 69

70 7.4 Konsekvenser for fugl av belysning på plattformen I de siste årene har nederlandske og tyske myndigheter, representert i OSPARs offshorekommité (OIC), reist problemstillingen om mulige effekter på migrerende fugl av belysningen på innretningene offshore. Flere studier er gjennomført (Bruinzeel m.fl. 2009; Bruinzeel & van Belle 2010) og har dannet grunnlag for noen foreløpige konklusjoner i OSPAR sin arbeidsgruppe: at fugler tiltrekkes av lys fra offshoreplattformer og andre strukturer (f.eks. vindturbiner), spesielt ved dårlig sikt, men også at det med dagens kunnskap er svært vanskelig, om ikke umulig, å fastslå effekter på populasjonsnivå. De fugleartene som er vurdert å være mest utsatt er troster (rødvingetrost, svarttrost, måltrost og gråtrost), samt rødstrupe, sanglerke og stær. Aasen ligger i et område hvor det er viktige trekkruter for fugl mellom England/Skottland og Norge (Figur 44). Studiene viser imidlertid at det er mindre risiko for fugl som trekker over dette området sammenlignet med fugl som flyr over de sørlige/sørøstlige deler av Nordsjøen. Figur 44. Trekkrute for fugl mellom England/Skottland og Norge I brev fra Klif datert 10. august 2012 til Oljeindustriens Landsforening opplyser Klif om denne problemstillingen og ber om informasjon fra operatørene iht. til et vedlagt spørreskjema, for å kartlegge omfanget av problemet på norsk sokkel. I Aasenprosjektet er problemstillingen tatt opp og det gjennomføres studier for å se på hvordan belysningen av plattformen kan gjøres for å evt. redusere mulig påvirkning. Prosjektet vil bla. trekke på erfaringene til RWE-DEA som har gjennomført tiltak på Mittelplate-plattformen i tysk Wadden Sea. På denne plattformen er belysningen redusert, i dag er kun 3 av tidligere 28 lyskilder permanent på. Enkelte steder må personellet skru på lys selv eller det er installert sensorer som automatisk slår på lys. Lysene kan også opereres fra kontrollrom. Flere lyskilder som må stå på hele tiden er retningstilpasset ved bla. skjermer. Andre tiltak som kan være aktuelle er å endre lys-spektrum i belysningen, eller å endre belysning fra konstant til periodisk. Tiltak i forhold til belysning må vurderes opp mot sikkerhetsmessige og arbeidsmiljømessige forhold. Det er bla. krav til belysning på offshoreinstallasjoner i forhold til helikoptertrafikk og skipsfart som må ivaretas. Endelige løsninger og tiltaksplan er ikke utarbeidet for Aasenplattformen, men det vil arbeides med dette gjennom prosjekteringsfasen og den detaljerte engineeringfasen. Side 70

71 7.5 Konsekvenser for kulturminner Utviklingen av Aasenfeltet medfører et begrenset arealbeslag. Sjøbunnen i området er godt kartlagt og det er ikke funnet kulturminner. Det forventes derfor ikke konfliktpotensial med marine kulturminner. Dersom videre arbeid med havbunnsundersøkelser medfører eventuelle funn vil kulturminneforvaltningen ved Riksantikvaren/Norsk Maritimt Museum bli kontaktet for nærmere avklaringer. 7.6 Konsekvenser for skipstrafikk i området Utbyggingen av Aasen medfører etableringen av en sikkerhetssone med radius på 500 meter i utbyggings- og driftsfasen. Innretningene på Aasen vil bli liggende i et område med mye passerende skipstrafikk. Mulige konsekvenser i form av arealkonflikter avhenger av omfanget av trafikk, type utbygging, omfang av operasjoner i utbyggingsfasen, varigheten av driftsfase samt senere planer for avvikling/disponering av feltinnretningene. I utbyggingsfasen vil det pågå aktiviteter som inkluderer bruk av kranfartøyer, dykkerfartøyer og andre støttefartøyer. I utbyggingsfasen kan derfor de samlede aktiviteter medføre større arealbeslag og ulemper for skipstrafikken i området enn det som følger av selve sikkerhetssonen. Dette er imidlertid aktiviteter av begrenset varighet. Tilsvarende vil det i driftsfasen være behov for forskjellige støttetjenester. Dette inkluderer blant annet forsynings- og beredskapsfartøy. Dette representerer en økt seilingsaktivitet i området rundt feltet. Forsyningsfartøy vil seile mellom en landbasert base og plattformen med forsyninger og gods. Seilingsfrekvensen på forsyningsfartøy til Aasen antas å være i størrelsesorden en gang per uke. Mulig samordning med andre felt vil bli vurdert. I og med at brønnstrømmen fra Aasen transporteres i rørledninger til Griegfeltet, vil utbyggingen ikke medføre trafikk knyttet til transport av olje og gass. Beredskapsfartøy dekker en rekke viktige funksjoner ved et felt, som beredskapsmessige funksjoner samt bistand ved uhell og ulykker. Det er lovbestemt at hvert felt skal ha et slikt hjelpe- og beredskapsfartøy. Hjelpe- og beredskapsfartøyene har også en viktig funksjon i å bistå andre fartøy som nærmer seg plattformen for å unngå kollisjoner mellom rigg og passerende fartøy. Det vil gjøres vurderinger i samråd med Lundin og Statoil om samarbeid om beredskapsressurser i dette området (Aasen, Grieg, Johan Sverdrup) Det er iverksatt mange tiltak for å redusere risikoen for kollisjon mellom fartøy og faste installasjoner til havs. De fleste av disse tiltakene er rettet mot å oppdage skip så tidlig som mulig, for å varsle og unngå kollisjon med installasjonen. Slike tiltak inkluderer radarovervåkning, VHF-radiokommunikasjon, beredskapsfartøy, trafikkovervåkningssystemer mv. For å forhindre potensielle konflikter med skipstrafikken i området i utbyggingsfasen vil det bli informert om varigheten av denne aktiviteten, samt posisjoner og seilingskurser. Det direkte arealbeslaget vil være lite. Navigasjonsinnretninger som radarer og radarreflektorer vil i perioder med dårlig sikt (nedbør og tåke) være med på å redusere faren for kollisjoner mellom fartøy og installasjoner i utbyggings- og driftsfasen. I både utbyggings- og driftsfasen vil Aasenfeltet være merket av på sjøkart med eksakte posisjoner, slik at det kan tas hensyn til feltet og tilhørende aktiviteter ved planlegging av seilingsruter. I tillegg vil beredskapsfartøy og kommunikasjonsutstyr om bord på feltinnretningen besørge nødvendig kontakt med fartøy i området. Side 71

72 Millioner kroner Det norske oljeselskap ASA 8 Økonomiske forhold, leveranser og sysselsetting De viktigste problemstillingene i den samfunnsmessige konsekvensutredningen for Aasenprosjektet er følgende: Hvilken samfunnsmessig lønnsomhet gir utbygging og drift av Aasen, og hvordan fordeler gevinsten seg på staten og oljeselskapene. Hvilke virkninger har utbygging av Aasen for investeringsnivået på norsk kontinentalsokkel og arbeidskraftbehovet i offshoresektoren. Hvilke vare- og tjenesteleveranser vil bygging og drift av Aasen gi for norsk næringsliv. Hvilke sysselsettingseffekter vil utbygging og drift av Aasen gi på nasjonalt nivå. Disse problemstillingene vil bli belyst nedenfor. Analysen av økonomiske forhold, leveranser og sysselsetting er gjennomført av Agenda Kaupang (2012). 8.1 Investerings- og driftskostnader Samlede investeringer ved utbygging av Aasen er beregnet til vel 24,3 mrd 2012-kr, fordelt over seks år i perioden (Det norske 2012). I tillegg kommer fjerningskostnader for installasjonene, foreløpig estimert til over 3,5 mrd 2012-kr i Driftskostnadene for Aasen vil variere noe over år, avhengig av periodisk vedlikehold av brønner og undervannsutstyr. Gjennomsnittlig driftskostnad for feltinstallasjoner og brønner, inkludert tariffer og kjøp av kraft blir rundt millioner 2012-kr årlig. 8.2 Samfunnsmessig lønnsomhet ved utbygging og drift Inntekter av petroleumsproduksjonen fra Aasen De økonomisk utvinnbare petroleumsressursene i Aasen er beregnet til rundt 18 millioner Sm 3 olje og rundt 5,2 milliarder Sm 3 gass. For det norske samfunn representerer disse petroleumsressursene store verdier. For å beregne de samlede inntektene fra Aasen, har en tatt utgangspunkt i den planlagte produksjonsprofilen for feltet, og lagt inn forsiktige forutsetninger om framtidig dollarkurs og framtidige salgspriser for olje og gass. Basert på dette, får en samlede inntekter av produksjonen fra Aasen som vist i Figur 45. En gjør oppmerksom på at både produksjonsvolumer og priser her er usikre. Særlig gjelder dette prisforventningene Olje Gass Figur 45. Inntekter fra Aasen fordelt over tid (mill kr) Side 72

73 Millioner kroner Det norske oljeselskap ASA Det framgår av Figur 45 at forventede produksjonsinntekter fra Aasen øker raskt fra produksjonsstart i slutten av 2016, til 8,5 milliarder 2012-kr i 2017, og til en topp på over 11 milliarder 2012-kr i Deretter faller produksjonsinntektene gradvis fram til forventet stenging av feltet i Her kan imidlertid ny produksjonsteknologi og eventuell innfasing av tilleggsreserver i området komme til å endre bildet underveis. Samlet inntekt av produksjonen fra Aasen er beregnet til 68,2 milliarder 2012-kr, fordelt over 12 år i perioden , hvorav omlag 86 % av inntektene kommer fra olje. Ny utvinningsteknologi og innfasing av tilleggsressurser i området kan som nevnt endre dette bildet underveis, og føre til større produksjon og større inntekter enn det en ser for seg i dag Kostnader ved petroleumsproduksjonen på Aasen Kostnadene ved petroleumsproduksjonen på Aasen består dels i investeringskostnader til produksjonsplattformen, brønner, undervannsanlegg og rørledninger, og dels av kostnader til drift av disse installasjonene. I tillegg vil det påløpe tariffkostnader for bruk av produksjonsanleggene på Grieg og for strømforsyning, bruk av Grane oljerør til transport av olje, og for bruk av SAGE rørsystemet på britisk sokkel for gasstransport. Et bilde av kostnadssiden av prosjektet framgår av Figur OPEX Investeringer Fjerningskostnader Figur 46. Investerings- og driftskostnader for Aasen (mill kr) (tariffer er inkludert i OPEX) Figur 46 viser det samlede kostnadsbildet for prosjektet, når rundt 0,7 mrd 2011-kr i NOx-avgift, arealavgift og CO 2 - avgift til staten er trukket ut. For oljeselskapene framstår disse avgiftene på linje med andre driftskostnader, og bidrar til å begrense utslipp av miljøskadelige gasser. For staten og samfunnet er dette imidlertid inntekter på linje med vanlige skatter, og påvirker ikke beregningene av samfunnsmessig lønnsomhet. Det framgår av figuren at investeringskostnadene er det helt dominerende kostnadselementet de første seks årene. Fra år 2017 overtar driftskostnader og tariffkostnader denne rollen. Samlede kostnader til investering og drift av Aasen i tidsrommet er beregnet til omlag 44,4 milliarder 2012-kr Netto kontantstrøm fra Aasen Kombinerer en det samlede inntektsbildet i Figur 45 med kostnadsbildet i Figur 46, får en et bilde av netto kontantstrøm år for år i perioden fra Aasen som vist i Figur 47. En ser også oppdelingen av denne kontantstrømmen på henholdsvis diverse avgifter (knapt synlig), skatter til staten, og netto kontantstrøm til de oljeselskapene som deltar i prosjektet. Side 73

74 Millioner kroner Det norske oljeselskap ASA Avgifter Skatter Netto kontantstrøm selskaper Figur 47. Netto kontantstrøm for Aasen fordelt over år (mill kr) Det framgår av figuren at netto kontantstrøm fra Aasen er negativ i investeringsfasen I 2017 snur dette til en positiv kontantstrøm før skatt. Samlet gir dette en netto kontantstrøm fra Aasen på vel 23,7 mrd kr i perioden Også etter at alle kostnader er trukket fra er det dermed store inntekter for det norske samfunn av å investere i Aasen. Netto kontantstrøm fordeler seg på ulike aktører med 0,7 milliarder 2012-kr i avgifter til staten, 15,9 milliarder kr i selskapsskatt til staten, og vel 4,1 milliarder 2012-kr til oljeselskapene som deltar i prosjektet Samfunnsmessig lønnsomhet av Aasen Den samfunnsmessige lønnsomheten av et investeringsprosjekt uttrykkes gjerne i form av en nåverdibetraktning, der framtidige inntekter og utgifter ved prosjektet neddiskonteres til beslutningstidspunktet og sammenliknes. For beregning av nåverdien i dag av framtidige inntekter og kostnader, benyttes en samfunnsmessig kalkulasjonsrente som i prinsippet skal være lik for alle investeringsprosjekter samfunnet engasjerer seg i. Den samfunnsmessige kalkulasjonsrenten (realrenten) er av Finansdepartementet fastsatt til 4 % pluss en risikopremie som for oljeprosjekter er fastsatt til 2 %. Denne kalkulasjonsrenten er ment å skulle uttrykke det realavkastningskrav samfunnet har for framtidige inntekter av de økonomiske ressurser man i dag benytter som investeringer i prosjektet. Når det gjelder Aasen, så er nåverdien i dag av framtidige inntekter og kostnader beregnet til nær 12,9 milliarder 2012-kr inklusive avgifter. Etter vanlige beregningskriterier er dermed utbygging av Aasen klart samfunnsmessig lønnsomt. Størsteparten av den totale nåverdien tilfaller staten. Selskapsskatt fra oljeselskapene utgjør alene 10,1 milliarder 2012-kr eller 78 % av den samfunnsmessige nåverdien. I tillegg tar staten inn 0,4 milliard 2012-kr i avgifter, slik at statens samlede andel kommer opp i vel 10,5 milliarder 2012-kr eller nær 81 % av total nåverdi i prosjektet. De øvrige nær 2,4 milliarder 2012-kr, eller vel 19 %, tilfaller oljeselskapene som deltar i prosjektet. 8.3 Virkninger for investeringsnivået på norsk kontinentalsokkel Utbyggingen av Aasen er planlagt å falle sammen med en periode hvor det forventes høye investeringskostnader i petroleumssektoren. Tall fra Oljedirektoratet viser at investeringene har ligget opp mot 120 milliarder 2012-kr pr år de senere år. Investeringene i Aasen er på 24,3 mrd 2012-kr, men hever bare investeringsnivået i norsk petroleumsvirksomhet i perioden med mellom 2 til 3,8 %. Det er ikke utarbeidet offentlige prognoser for årene etter Side 74

75 Millioner kroner Det norske oljeselskap ASA 8.4 Vare- og tjenesteleveranser Vare- og tjenesteleveranser i utbyggingsfasen Med utgangspunkt i at Norge har et konkurransedyktig næringsliv med erfaringer fra tidligere utbyggingsprosjekter, er norsk næringsliv invitert til å delta med vare- og tjenesteleveranser til prosjektet både i investeringsfasen og driftsfasen. Basert på erfaringstall og gjennomsnittsberegning for investeringsfasen kan en forvente norsk verdiskapning i vare- og tjenesteleveranser ved utbygging av Aasen på vel 13,4 milliarder 2012-kr, eller omlag 55 % av totalinvesteringen, fordelt over 6 år i perioden Siden Aasenutbyggingen skal skje i en periode med høy aktivitet, vil kapasiteten hos prosjekteringsfirma, verft og utstyrsleverandører være avgjørende for endelig norsk andel. Figur 48 viser forventet fordeling av investeringene for Aasenutbyggingen i årene Forretningsmessig tjenesteyting Oljevirksomhet 2000 Boring Bygg og anlegg Varehandel/hotell/restaurant Transport Industri Figur 48. Beregnet verdiskapning i norske vare og tjenesteleveranser i investeringsfasen (mill kr) Næringsmessig dominerer industriproduksjon med en samlet verdiskapning på rundt 5,3 milliarder 2012-kr, borevirksomhet med en verdiskapning på 3,4 milliarder og oljevirksomhet med en samlet verdiskapning på vel 2,4 milliarder 2012-kr. En ser også av Figur 48 at mens hovedtyngden av verdiskapningen innenfor industriproduksjon og oljevirksomhet kommer i de fire første årene av investeringsfasen, så kommer hovedtyngden av verdiskapningen i borevirksomhet først mot slutten Vare- og tjenesteleveranser i driftsfasen I driftsfasen ventes det meste av verdiskapningen i leveransene til Aasen å komme fra norsk næringsliv. Aasenfeltet vil bli driftet fra, og som en integrert del av, Det norskes hovedkontor i Trondheim. Det norske planlegger et operasjonssenter med kontrollromsfunksjoner på land for å sikre god kommunikasjon med eksperter og kapasitet internt i Det norske og de ulike leverandører. For daglig operasjon av Aasenplattformen planlegges det med en bemanning på 23 personer ved oppstart. Målet er å redusere dette antallet ned til 14 ombord når plattformen har kommet i stabil drift og er ferdig med innkjøringsperioden. I tillegg kommer personell for service, modifikasjoner og vedlikehold. Kjøp av basetjenester vil bli foretatt etter vurdering av hvordan behovene ivaretas best mulig, trolig i Stavangerregionen. Samseiling og samarbeid med andre aktører i Aasenområdet kan også være aktuelt. Tjenesteomfanget vil variere svært mye alt etter hvilken fase en befinner seg i. Helikoptertransport planlegges ut fra Sola. Bare noen reservedeler mv. kjøpes inn i utlandet. I tillegg påløper noen tariffkostnader for gass. Samlet ventes en norsk verdiskapning i et gjennomsnittsår på nær 800 millioner 2012-kr. Dette gir en norsk andel av verdiskapningen i driftsleveransene på rundt 93 %. Denne verdiskapningen fordeler seg på hovednæring som vist i Figur 49. Side 75

76 Millioner kroner Det norske oljeselskap ASA Forretningsmessig tjenesteyting Oljevirksomhet Boretjenester Bygge- og anleggsvirksomhet Varehandel/hotell/restaurant Transport Industri 0 Drift av Aasen i et gjennomsnittsår Figur 49. Beregnet verdiskapning i norske vare og tjenesteleveranser i driftsfasen (mill kr) Verdiskapningen på rundt 800 millioner 2012-kr fordeler seg med hovedvekt på industrivirksomhet, transport, herunder logistikk, oljevirksomhet og bygge og anleggsvirksomhet, her i hovedsak brønnvedlikehold. 8.5 Sysselsettingsvirkninger For beregning av sysselsettingsmessige virkninger av utbygging og drift av Aasen er det benyttet en forenklet kryssløpsbasert beregningsmodell med virkningskoeffisienter hentet fra nasjonalregnskapet. Modellen tar utgangspunkt i beregnede vare- og tjenesteleveranser fra norsk næringsliv fordelt på næring og år, det vises til kapittel 8.4. På dette grunnlag beregnes den samlede produksjonsverdi som skapes i norsk næringsliv som følge av disse leveransene, og videre konsumvirkninger som følge av de sysselsattes forbruk, skattebetalinger mv. Til sammen gir dette prosjektets sysselsettingsvirkninger. Det gjøres oppmerksom på at beregningen inneholder usikkerhet. Beregningene bygger på investeringsbeløp og forventninger om norsk andel av investeringene. Dette gir nasjonale sysselsettingsvirkninger av utbygging av Aasen på nær årsverk, fordelt over 6 år i perioden De nasjonale sysselsettingsvirkningene fordeler seg med en tredjedel i direkte produksjonsvirkninger i leverandørbedrifter til utbyggingsprosjektet, nær en tredjedel årsverk i deres underleverandørbedrifter rundt om i Norge, og tilsvarende årsverk i konsumvirkninger. For mer detaljer vises det til Figur 50, nasjonale sysselsettingsvirkninger i investeringsfasen fordelt på næring i årsverk. Side 76

77 Årsverk Årsverk Det norske oljeselskap ASA Konsumvirkninger Andre næringer Forretningsmessig tjenesteyting Oljevirksomhet 2000 Boretjenester Bygg og anlegg Varehandel, hotell, restaurant Transport Industriproduksjon, kraftforsyning Figur 50. Beregnede nasjonale sysselsettingsvirkninger i investeringsfasen. Årsverk Med hensyn til næringsfordelingen, ser en av Figur 50 at den største sysselsettingseffekten i utbyggingsfasen kommer innenfor industrivirksomhet, dernest forretningsmessig tjenesteyting og oljevirksomhet. I driftsfasen venter man i et gjennomsnittsår en sysselsettingseffekt av Aasen på i underkant av 750 årsverk, hvorav omlag halvparten i direkte produksjonsvirkninger i oljevirksomhet og leverandørbedrifter. Figur 51 viser direkte og indirekte produksjonsvirkninger i driftsfasen (gjennomsnittlig driftsår) fordelt på hovednæring Konsumvirkninger Andre næringer Forretningsmessig tjenesteyting Oljevirksomhet Boretjenester Bygg og anlegg Varehandel, hotell, restaurant Transport Industriproduksjon, kraftforsyning 0 Gjennomsnittsår Figur 51. Beregnede sysselsettingsvirkninger i driftsfasen. Årsverk Side 77

78 9 Referanser Acona, Utbygging og drift av Draupne. Fiskerimessige virkninger. Acona Wellpro AS, juni Add Wellflow, Blowout and kill simulations. Draupne and Hanz. Agenda Kaupang, Utbygging og drift av Ivar Aasen-prosjektet. Samfunnsmessige virkninger. Rapport nr. R7770. Anker-Nilssen, T., Identifikasjon og prioritering av miljøressurser ved akutte oljeutslipp langs norskekysten og på Svalbard. NINA Oppdragsmelding 310: Artsdatabanken, Norsk rødliste for arter Innentet fra Bruinzeel, L.W., van Belle, J. & Davids, L., The impact of conventional illumination of offshore platforms in the North Sea on migratory bird populations. Altenburg & Wymenga Ecologisch Onderzoek report Bruinzeel, L.W. & van Belle, J., Additional research on the impact of conventional illumination of offshore platforms in the North Sea on migratory bird populations. Altenburg & Wymenga Ecologisch Onderzoek report Det norske oljeselskap asa. Investerings- og driftstall pr april DN, Utredning om havsil, med særlig fokus på den betydning i økosystemet og behov for tverrsektorielle tiltak. Direktoratet for naturforvaltning rapport DN, 2012a. Marin verneplan. Innhentet fra Direktoratet for naturforvaltning: DN, 2012b. Naturbase Innhentet fra Direktoratet for naturforvaltning: DNV, Miljøundersøkelse Balder, Jotun, Hanz og Draupne, DNV rapport til Esso Norge AS. DNV, 2011a. Konsekvenser for fiskeri- og havbruksnæring. Helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak. Rapport til Oljedirektoratet. DNV, 2011b. Konsekvenser av akutte utslipp av olje fra petroleumsvirksomheten på fisk, sjøfugl, sjøpattedyr og strand. Helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak. Rapport til Oljedirektoratet. ESPOO, Konvensjon om konsekvensutredninger for tiltak som kan ha grenseoverskridende miljøvirkninger (Espookonvensjonen). Vedtatt 25. februar 1991, Espoo. Faggruppen, Helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak. Sårbarhet for særlig verdifulle områder. Sammenstillingsrapport fra Faggruppen, TA Fauchald, P., 2011, Sjøfugl i åpent hav. Utbredelsen av sjøfugl i norske og tilgrensende havområder. NINA rapport 786. Fiskeridirektoratet/HI, Helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak. Konsekvenser av fiskeri- og havbruksaktivitet. Fiskeridirektoratet og Havforskningsinstituttet, Fiskeridirektoratet m.fl, Helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen. Beskrivelse av fiskeriaktiviteten. TA-nummer: 2665/2010. Fiskeridirektoratet, Norges Kystfiskarlag og Norges Fiskarlag. Fiskeridirektoratet, Statistikk over akvakulturlokaliteter Forskningsrådet, Langtidsvirkninger av utslipp til sjø fra petroleumsvirksomheten. Resultater fra ti års forskning. Delprogram i Havet og kysten, PROOFNY og avsluttet forskningsprogram PROOF. Norges forskningsråd, februar Henriksen, G Rapport fra steinkobbetellinger i Rogaland juni/juli 1998, RC Consultants. HI, 2005a. Fakta om plankton: HI, Sjøens pattedyr Fisken og Havet, særnummer Havforskningsinstituttet. HI, Havforskningsrapporten Fisken og Havet, særnummer Havforskningsinstituttet. HI/DN, Helhetlig forvaltningsplan for Norskehavet: Arealrapport med miljø- og naturressursbeskrivelse. Havforskningsinstituttet og Direktoratet for naturforvaltning. HI/DN, Faglig grunnlag for en forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak: Arealrapport. Havforskningsinstituttet og Direktoratet for naturforvaltning. HI/DN, Helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak. Sårbarhet for særlig verdifulle områder. Havforskningsinstituttet og Direktoratet for naturforvaltning. Side 78

79 Huse G., Klungsøyr J., Svendsen E., Alvsvåg J. og Toresen R., Miljø og naturressursbeskrivelse for Nordsjøen. Underlagsrapport for Regional Konsekvensutredning (RKU) Nordsjøen Klif, Retningslinjer for rapportering fra petroleumsvirksomheten til havs. TA Klif, Helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak. Sektorutredning for klimaendringer, havforsuring og langtransportert forurensning. Klif m.fl, 1. september 2011, TA-2833/2011. Lundin, Plan for utbygging, anlegg og drift av Luno. Produksjonslisens PL338. Del 2 Konsekvensutredning. Lundin Norway AS, september NINA, Tverrsektoriell vurdering av konsekvenser for sjøfugl. Grunnlagsrapport for helhetlig forvaltningsrapport for Nordsjøen og Skagerrak. Gasbjerg, G., Christensen-Dalsgaaard, S., Lorentsen, S.-H., Systad, G. H., Anker- Nilssen, T. NINA Rapport 733. Norsk Sjøfartsmuseum, Beskrivelse av kulturminnefunn i Nordsjøen. Underlagsrapport til Regional konsekvensutredning (RKU) Nordsjøen. OLF, 2012a. Veiledning til den årlige utslippsrapporteringen. 8. januar OLF, 2012b. Miljørapport Olje- og gassindustriens miljøarbeid. Fakta og utviklingstrekk. Oljedirektoratet, Sektorutredning for petroleumsvirksomhet. Helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak. TA Proactima, Vurdering av frekvenser relatert til akutt utslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet i Nordsjøen og Skagerrak i perioden 2010 til Faglig underlag til helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak. Rapport nr. PS RE-05 til Petroleumstilsynet. RAMSAR, The Annotated Ramsar List: Norway. Innhentet fra RKU Nordsjøen, Regional konsekvensutredning for Nordsjøen. RKU/Akvaplan-niva Oppdatering av Regional Konsekvensutredning for Nordsjøen 2006 Konsekvenser for fiskeri og oppdrettsnæringen. Aktivitet 1: Beskrivelse av oppdrettsnæringen. Rapport APN RKU/Ambio, RKU Nordsjøen Beskrivelse av miljøtilstanden offshore, økosystem og naturressurser i kystsonen samt sjøfugl. AMBIO Miljørådgivning AS. Rapport nr , februar RKU/IRIS, RKU Nordsjøen Status for havert - Haliochoerus grypus. Rapport IRIS 2006/014. RKU/NILU, Oppdatering av Regional Konsekvensutredning (RKU) for petroleumsvirksomheten i Nordsjøen. Regulære utslipp til luft konsekvenser. Rapport O Safetec, Vessel traffic survey and collision risk assessment. Draupne. Dok. nr. ST Safetec Nordic AS, SEAPOP, SEAPOP Short report Sintef, 2011a. Draupne oljen - Kartlegging av forvitringsegenskaper, dispergerbarhet, egenfarge og spredningsegenskaper. Egenskaper til oljen relatert til oljevernberedskap. Sintef, rapport SINTEF A21165, Sintef, 2011b. Weathering properties of Luno crude oil relate to oil spill response. Sintef, rapport SINTEF A21165, Sjøfartsdirektoratet, Statusbeskrivelse for skipstrafikk/aktivitetsrapport skipstrafikk Nordsjøen. Helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak, Statens Strålevern, Veiledning om radioaktiv forurensning og radioaktivt avfall fra petroleumsvirksomheten. Veileder nr 13. Statoil, Plan for utbygging, anlegg og drift av Gudrun.. Februar Systad, G., Hanssen, S. A., Anker-Nilssen, T. og Lorentsen, S.- H., Særlig Verdifulle Områder (SVO) for sjøfugl i Nordsjøen og Norskehavet. NINA Rapport 230. Uni Research, Miljøovervåking av olje- og gassfelt i Region II i Høyteknologisenteret i Bergen, mars UniFob, Miljøovervåking av olje- og gassfelt i Region II i Universitetet i Bergen, mars Side 79

80 10 VEDLEGG 10.1 Fastsatt utredningsprogram Utredningsaktiviteter beskrevet nedenfor er gitt med utgangspunkt i kapittel 7 i Utbygging og drift av Draupne prosjektet, PL001B/Draupne, PL028B/Hanz og PL242/West Cable Forslag til program for konsekvensutredning, datert mars 2011, samt uttalelser for høringsinstansene. Det henvises til Vedlegg 10.2 for en oppsummering av høringsuttalelsene sammen med operatørens kommentarer til disse. Innholdet i konsekvensutredningen Konsekvensutredningen er basert på endelig godkjent utredningsprogram og inneholder en omtale av alternative utbyggings- og eksportløsninger som har vært vurdert samt begrunner endelig valg av utbyggingsløsning. Det er med andre ord gjort rede for de valg som er gjort med hensyn til teknisk gjennomførbarhet, sikkerhet, økonomi og miljøvirkninger, inkludert konsekvenser for fiskeri og annen næring. De norske samfunnsøkonomiske konsekvenser er beskrevet i konsekvensutredningen. Konsekvensutredningen gir en utfyllende beskrivelse av den utbyggings- og transportløsning som er valgt, og utreder hvilke konsekvenser denne har for miljø og norsk samfunn. Forebyggende og avbøtende tiltak ut fra selskapets null skade filosofi og myndighetens rammebetingelser er dokumentert. Det blir redegjort for hvilke tillatelser, godkjennelser eller samtykker det skal søkes om i henhold til gjeldende norsk og britisk lovgivning. Planer for avvikling og beredskap er kort beskrevet Planer for utbygging og drift Konsekvensutredningen vil gi en utfyllende beskrivelse av den utbyggings- og transportløsning som foreslås valgt, basert på Plan for utbygging og drift av feltene. Presentasjonen vil blant annet omfatte: Den anbefalte utbyggingsløsningen vil bli beskrevet og begrunnet. Andre vurderte alternativer vil også bli beskrevet Beskrivelse av hvilke energi- og prosessoptimaliserende løsninger som er vurdert. Herunder beskrives anbefalt løsning for dekning av kraftbehovet ved utbyggingen. Utbyggings- og driftskostnader for det anbefalte utbyggingsløsningen. Gjennomføringstidsplan for den anbefalte utbyggingsløsningen. Hovedpunkter i utførte risiko- og sikkerhetsanalyser og generelle sikkerhetsmessige vurderinger av den valgte utbyggingsløsningen. Forebyggende og avbøtende tiltak ut fra selskapets nullskadefilosofi og myndighetenes rammebetingelser. Foreløpige planer for avslutning av virksomheten. Det vil bli redegjort for hvilke tillatelser, godkjennelser eller samtykker det skal søkes om i henhold til gjeldende norsk regelverk. Planer for avvikling og beredskap vil bli kort beskrevet. Konsekvensutredningen vil inneholde en oppsummering av innkomne høringsuttalelser samt operatørens kommentarer til disse Naturressurser og ressursutnyttelse Beskrivelsen av naturressurser i influensområdet for Aasenprosjektet er for en stor del dekket av RKU Nordsjøen og Arealrapport til Forvaltningsplan for Nordsjøen. I konsekvensutredningen vil det gis en sammenfattende presentasjon av disse forholdene. For enkelte tema vil det bli vurdert om det er aktuelt å supplere med oppdatert informasjon. Dette kan f.eks. gjelde data fra satelittsporing av fiskefartøy og fordeling av sjøfugl på åpent hav Utslipp til luft Konsekvensutredningen vil kvantifisere energibehov og utslipp til luft fordelt på ulike utslippskilder. Utslippene knyttet til utbyggingen vil bli sammenlignet med utslippene fra Nordsjøen, samlede utslipp fra norsk sokkel og nasjonale utslipp. Side 80

81 Valg av tekniske løsninger vil bli begrunnet ut fra gjennomførte BAT-vurderinger. Aktuelle løsninger for å redusere utslipp til luft og oppnå mest mulig energieffektiv produksjon vil bli beskrevet. Vurdering av bruk av elektrisitet fra land vil være basert på resultater fra studier som gjennomføres i samarbeid med Statoil (Dagny prosjektet) og Lundin (Grieg (tidl. Luno) prosjektet), hvor en ser på muligheten for en samordnet løsning med kraft fra land i et samarbeid mellom de tre operatørene. Miljømessige konsekvenser av utslipp til luft vurderes som tilstrekkelig belyst i annet arbeid som Regional konsekvensutredning for Nordsjøen. Det planlegges ikke gjennomført nye beregninger av spredning og avsetning av lufttransporterte forurensninger Utslipp til sjø Det vil gis en beskrivelse av de forventede utslippene og en vurdering av konsekvenser fordelt på ulike operasjoner og faser. Dette vil omfatte: Boring og brønnoperasjoner o Type og mengde boreslam o Mengde borekaks o Typer og mengder av kjemikalier ifm. boring og komplettering Klargjøring av rørledninger o Utslipp fra klargjøring/trykktesting av rørledninger Håndtering av produsert vann o Det planlegges for reinjeksjon av produsert vann o Mengder og komponenter i produsert vann i perioder reinjeksjon ikke er mulig o Beskrivelse av renseteknologi for produsert vann Andre regulære utslipp o Drenasjevann, sanitæravløpsvann og kjølevann o Utslipp fra sulfatfjerningsanlegg. Det vil bli redegjort for de BAT vurderinger som er lagt til grunn sammen med aktuelle tiltak for å begrense utslipp til sjø. Det vil bli gitt en begrunnelse for de valg som er foretatt. Konsekvensutredningen vil synliggjøre hvordan operatørens nullutslippsstrategi planlegges implementert i prosjektet. De potensielle miljømessige konsekvensene av utslipp til sjø vil bli kvalitativt beskrevet basert på RKU Nordsjøen og andre konsekvensutredninger i området. Gjennomførte overvåkingsprogrammer i området vil beskrives Akutte utslipp Konsekvensutredningen vil beskrive sannsynlighet for og konsekvenser av akutte utslipp knyttet til boring og drift. Konsekvensutredningen for akutte utslipp vil basere seg på: Konsekvensbeskrivelse for akutte utslipp, både mht biologiske ressurser til havs og langs berørte kyststrekninger. Konsekvensbeskrivelsen suppleres med resultater fra RKU Nordsjøen 2006 og andre konsekvensutredninger i området (herunder Statoils konsekvensutredning for Gudrun). Beskrivelse av eksisterende oljevernberedskap i området og kapasitet/ytelse i forhold til Draupne prosjektet. I dette vil NOFOs regionale planverk legges til grunn Konsekvenser ved arealbeslag og fysiske inngrep Fysiske inngrep på havbunnen som påvirker marint biologisk mangfold, næringsinteresser og kulturminner. Lyssetting som påvirker sjøfugl på trekk. Konsekvenser for fiskerier og andre næringer Det vil bli gitt en oversikt over fiskeriaktiviteten i området omkring Aasen feltinnretninger og anlegg, basert på resultater fra Fiskeridirektoratets sporingsordning for fiskefartøyer og materiale utarbeidet i forbindelse med oppstart av arbeidet med forvaltningsplan for Nordsjøen. Konsekvenser for fiskeressurser inngår i konsekvenser for miljø og naturressurser, jmf. punktet ovenfor. Side 81

82 Konsekvenser for de berørte fiskeriene i hhv utbyggings- og driftsfasen vil bli vurdert. Tilsvarende vil konsekvensene for fiskeriene av nye rørledninger og bunnrammer vil bli vurdert, herunder konsekvenser av eventuelle steinfyllinger og ankermerker. Konsekvenser for oppdrettsnæringen, samt eventuelle konsekvenser for skipsfart vil bli vurdert. Konsekvenser for bunnhabitater Sjøbunnen vil bli kartlagt gjennom traséundersøkelser. Det vil gjøres en vurdering av potensialet for å berøre sårbare og verdifulle sjøbunnshabitater i det aktuelle området, herunder koraller. Det er foreløpig ikke registrert korallrev i denne delen av Nordsjøen. Konsekvenser for kulturminner Det vil gjøres en vurdering av potensialet for å berøre marine kulturminner i det aktuelle området, basert på eksisterende kunnskap og kartlegging av havbunnen gjennom traséundersøkelser. Undersøkelsesplikten etter Petroleumsloven vil bli oppfylt gjennom havbunns- og traséundersøkelser. Konsekvenser av belysning på innretningene Det vil bli utredet mulige konsekvenser for fugl av tradisjonell lyssetting av offshoreinstallasjoner og mulige avbøtende tiltak ved valg av alternative metoder for lyssetting Miljøovervåking Konsekvensutredningen vil inneholde en nærmere beskrivelse og vurdering av resultatene fra den regionale og lokale miljøovervåking som i dag foregår. RKU Nordsjøen (2006) vil bli benyttet som et grunnlag sammen med resultater fra de senere års tokt. Konsekvensutredningen vil videre vurdere i hvilken grad det er behov for spesifikke undersøkelser og overvåking Samfunnsmessige forhold Konsekvensutredningen vil inneholde beregninger og analyser av følgende elementer: Prosjektets investeringsnivå i forhold til investeringsnivået på norsk sokkel. Forventede nasjonale vare- og tjenesteleveranser i utbyggings- og driftsfase. Arbeidskraftbehov og nasjonale sysselsettingseffekter i utbyggings- og driftsfase. Samfunnsmessig lønnsomhet. Sysselsettingseffekter og muligheter for vare- og tjenesteleveranser vil bli basert på hva en kan forvente på grunnlag av tidligere erfaringer. Alle kontraktstildelinger knyttet til konkrete prosjekter skjer i henhold til EUs konkurranseregler, og tildeling er basert på en teknisk- og kommersiell vurdering. Konsekvensutredningen vil gi et sammendrag av den områdestudie som er gjennomført. Side 82

83 Olje- og energidepartementets godkjenning av program for konsekvensutredning Side 83

84 10.2 Oppsummering av offentlig høring Forslag til program for konsekvensutredning ble sendt ut 2. mars 2011 til i alt 42 høringsparter. Av disse kom det inn uttalelse fra 14 instanser. Høringsfristen var satt til 8 uker med 28. april 2011 som frist for innsending av kommentarer. Tabellen under gir en oversikt over instanser som har fått forslag til program for konsekvensutredning til høring og hvilke av disse som har avgitt uttalelse til dette. I høringssvarene er Draupne endret til Ivar Aasen. En oppsummering av uttalelsene til den enkelte instans samt operatørens kommentarer til disse er gitt i det følgende. Nr Høringsinstans Uttalelse datert 1 Arbeidsdepartementet Arbeidstilsynet Direktoratet for Arbeidstilsynet 4 Direktoratet for naturforvaltning Fiskebåtredernes Forbund 6 Fiskeri- og kystdepartementet 7 Fiskeridirektoratet Forsvarsdepartementet 9 Fylkesmannen i Hordaland 10 Fylkesmannen i Rogaland 11 Fylkesmannen i Sogn og Fjordane 12 Fylkesmannen i Vest-Agder 13 Fylkesmannen i Sør-Trøndelag 14 Sør-Trøndelag fylkeskommune 15 Greenpeace 16 Havforskningsinstituttet Helsetilsynet i Rogaland Hordaland fylkeskommune 19 Industri Energi Klima- og forurensningsdirektoratet Kystverket Miljøstiftelsen Bellona 23 Miljøverndepartementet Natur og Ungdom 25 Norges Fiskarlag Norges Miljøvernforbund 27 Norges Naturvernforbund 28 Norges vassdrags- og energidirektorat 29 Norsk institutt for by og regionsforskning 30 Norsk institutt for naturforskning 31 Norsk Ornitologisk Forening 32 Norsk Polarinstitutt 33 Olje- og energidepartementet 34 Oljedirektoratet 35 Petroleumstilsynet 36 Riksantikvaren Rogaland fylkeskommune 38 Sogn og Fjordane fylkeskommune 39 Statens Strålevern Utenriksdepartementet Vest-Agder fylkeskommune 42 WWF Side 84

85 Høringsinstans Høringssvar gitt til utredningsprogram for Ivar Aasen Det norske sin vurdering og svar på høringssvarene Norges Fiskarlag Industri Energi Riksantikvaren Norges Fiskarlag vil be om at det i konsekvensutredningen gjøres klart fordeler og ulemper ved å etablere et felles områdesenter, og da særlig i forhold til utøvelsen av fisket i området. Dersom det velges en løsning bare for Ivar Aasen, er det ønskelig at dette blir begrunnet. Som det går fram av satelittsporingsdata, foregår det et visst fiske i området. Det bør derfor innhentes en mer historisk oversikt over hvilke fiskerier som har foregått, og om det kan forventes at enkelte fiskeri kan bli berørt. I pkt er det foreslått å se på konsekvenser for fiskeri ved en utbygging av Ivar Aasen. I denne forbindelse er det foreslått å heve bunnen før riggen utplasseres. Norges Fiskarlag ber om at det tas kontakt med Fiskeridirektoratet for å sikre at fiskeriene ikke blir påført en negativ effekt som følge av steindumping, dersom det på et senere tidspunkt vil bli benyttet bunntrål. lndustri Energi er glad for at det er besluttet å igangsette en prosess med planer for utbygging og drift av Aasen prosjektet. Vi setter pris på at operatørselskapet Det norske oljeselskap legger opp til god dialog med arbeidstakers siden, og inviterer oss til å delta i høringsprosessen. Under kapittel 3.6 "Utbygging - og transportløsninger for Olje og Gass" merker vi oss med glede at et av alternativene for gasseksport er ilandføring av NGL komponenter til Kårstø. Dette mener vi helt klart at er det beste alternativet med tanke på å sikre langsiktig forsyning til Kårstø. Industri Energi kommer til å føige opp dette punktet i den videre prosessen. Prinsipielt mener vi at ved en enhver ny utbygging med forekomster av rikgass bør en utrede mulighetene for ilandføring av gassen for videre prosessering og industriell virksomhet. Gjennom dette skaper en nye muligheter for verdiskapning og arbeidsplasser. Før det gjøres tiltak på havbunnen, i form av infrastruktur, rørledninger og kabler, samt andre inngrep som for eksempel mudring, graving, spyling eller massedumping, skal forholdet til kulturminner klareres. Det er hensiktsmessig så tidlig som mulig å kontakte kulturminneforvaltningen for å klarlegge om tiltaket vil komme i kontakt med kulturminner under vann. Videre gjør Riksantikvaren oppmerksom på at finner av skipsfunn m.m. plikter å melde disse til vedkommende myndighet jf. Kulturminnelovens 14 tredje ledd. Det er besluttet en samordnet utbygging av Aasen og Grieg (Lundin). Begge feltene vil bli bygget ut med en bunnfast plattform (jacket). På Aasenplattformen vil det være delvis prosessering, og olje og gass vil føres i rørledning til Grieg for videre prosessering og eksport. Valg av utbyggingsløsning er begrunnet i konsekvensutredningen basert på miljømessige og økonomiske vurderinger som er lagt til grunn, se kap Det vil innhentes oppdaterte satelittsporingsdata for området, samt en historisk oversikt over fiskeriene med vekt på de viktigste kommersielle fiskeslagene. Konsekvensvurderinger for fiskerier er presentert i kap Det er ikke lenger aktuelt å heve bunnen ifm. utplassering av oppjekkbar borerigg. Det vil bli benyttet rigg som er tilpasset havdypet ved Aasen. Heving av havbunn er derfor ikke lenger et aktuelt tema for konsekvensutredningen. Det norske vil i hele prosessen med Aasenutbyggingen bidra til en god dialog med arbeidstakersiden. Eksport av olje og gass vil skje fra Griegplattformen, og er omhandlet i konsekvensutredningen for Grieg (Lundin). Eksportløsninger er derfor ikke omhandlet i konsekvensutredningen for Aasen. Det er gjennomført boresteds- og traséundersøkelser på feltet, samt traséundersøkelser for eksportrørledninger til Grieg. Det er gjennomført grunnlagsundersøkelser iht. Aktivitetsforskriften 53 i I samråd med Riksantikvaren vil Norsk maritimt museum bli kontaktet for å avklare forholdet til kulturminner. Det er pr dags dato ikke funnet skipsvrak i området. Eventuelle nye funn vil bli meldt myndighetene. Statens Strålevern Det bør inkluderes en vurdering av tiltak for å redusere utslipp av radioaktive stoffer ved utslipp av produsert vann. Videre bør en beskrivelse av håndtering av avfall Produsert vann vil bli reinjisert. Mindre volumer produsert vann vil kunne bli sluppet ut til sjø. Metoder for rensing av produsert vann er beskrevet i kap Side 85

86 Høringsinstans Høringssvar gitt til utredningsprogram for Ivar Aasen Det norske sin vurdering og svar på høringssvarene og da spesielt radioaktivt avfall tas med i konsekvensutredningen. I forslag til program for konsekvensutredningen er det oppgitt at deler av utredningsplikten for Ivar Aasen vil bli dekket ved å benytte eksisterende regionale konsekvensutredning (RKU Nordsjøen 2006). Strålevernet vil påpeke at RKU Nordsjøen ikke omtaler utslipp av radioaktive stoffer til sjø eller mulige effekter på marine ressurser av denne type utslipp. Det forventes ikke lavradioaktive avleiringer på Aasen, men ved behov vil håndtering av avleiringer i rør og tanker skje ihht. gjeldende retningslinjer. Strategi for avfallshåndtering er beskrevet i konsekvensutredningen. Nullutslippsrapport (OD/Statens Strålevern/SFT 2008) beskriver målte verdier av radioaktivitet i produsert vann på sokkelen og omtaler effekter av utslipp. Miljøteknologirapporten (OD 2011) omtaler metoder for å hindre utfelling av radioaktive avleiringer. Disse rapportene er viktige grunnlagsdokumenter for konsekvensutredningen. Strålevernet minner om at det er vesentlig at det holdes høy fokus på målsettingen om nullutslipp, samt at kravet til BAT (beste tilgjengelige teknikker) blir overholdt i forbindelse med valg av utbyggingsløsning og utstyr. Strålevernet påpeker at målsettingen om nullutslipp også er gjort gjeldende for radioaktive stoffer. Strålevernet minner om at også utslipp av radioaktive komponenter må beskrives og mulige miljøkonsekvenser av utslippene vurderes. Etter Strålevernets mening bør konsekvensutredningen også omfatte vurderinger av mulige metoder og teknologi for fjerning av andre komponenter, og da spesielt radioaktive fra produsert vann. Reinjeksjon av produsert vann er vurdert å være beste BAT løsning for Aasen. Andre løsninger vil bli kort omtalt i konsekvensutredningen. Sulfatfjernanlegget er omhandlet i kap Dette anlegget bidrar til å redusere/hindre dannelsen av lavradioaktive avleiringer. Innhold av radioaktive komponenter i produsert vann er beskrevet basert på vannanalyser fra reservoarene, se kap Vurdering av mulige metoder er basert på OD Miljøteknologirapport (2011). Siden produsert vann reinjiseres er det ikke funnet grunnlag for å implementere ytterligere tiltak for fjerning av radioaktive komponenter fra produsert vann. Håndtering av avfall er ikke spesielt omtalt i forslaget til program for konsekvensutredning. Strålevernet mener imidlertid dette området også bør være dekket i konsekvensutredningen. Når det gjelder radioaktivt avfall vil vi påpeke at det er viktig at en behandling av mulig radioaktivt avfall omfatter både avfall som oppstår i produksjonsutstyret, i form av avleiringer i rør og slam, sand og annet i tanker, og avfall i form av nivåmålere eller annet måleutstyr som tas ut av bruk og kasseres. Metoder for å redusere avleiringer av radioaktivt avfall i produksjonsutstyr er omhandlet i konsekvensutredningen. Metoder for håndtering av radioaktivt avfall vil bli beskrevet i senere søknad om tillatelse til virksomhet. Direktoratet for naturforvaltning DirNat forutsetter at dersom det viser seg å være aktuelt med en samordnet utbygging (med Luno) vil alle arealbeslag og eventuelle miljøkonsekvenser av denne ordningene også diskuteres i konsekvensutredningen. Arealbeslag er belyst i konsekvensutredningen, se f.eks. kap DirNat mener at RKU Nordsjøen og rapporter/ utredninger knyttet til Helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak gir en god basis for kunnskap om området, men at de ikke kan anses som dekkende for feltspesifikke problemstillinger, særlig med tanke på bunnhabitater. DN mener det er viktig i alle typer utbyggingssaker at det området som vil kunne bli berørt av den planlagte aktiviteten blir kartlagt, for å påvise eventuelle sårbare organismer og/eller habitater. Vi mener videre at kunnskap om havbunnen (organismer og habitater) bør legges til grunn for vurderinger av konsekvenser som følge av aktiviteten, samt planlegging av rørtraséer og innretninger. Se merknader til høringssvar fra Riksantikvaren om miljøundersøkelser. Side 86

87 Høringsinstans Høringssvar gitt til utredningsprogram for Ivar Aasen Det norske sin vurdering og svar på høringssvarene Klima- og forurensningsdirektoratet DirNat mener at resultater fra borestedsundersøkelser og traséundersøkelser må legges frem i konsekvensutredningen, og legges til grunn for den videre planleggingen av utbyggingen. KLIF understreker viktigheten av at valg av utbyggingsløsninger ikke legger begrensninger på mulighetene til å oppnå en best mulig miljø- og energioptimal drift, samt muligheten til å nå nasjonale mål og internasjonale forpliktelser (nullutslipp, Gøteborgprotokollen og Kyotoprotokollen). Tilgjengelig informasjon vil bli presentert i konsekvensutredningen. Eventuell tilleggsinformasjon vil inngå i senere søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven, for produksjonsboring, rørlegging, oppstart og drift. Valg av løsninger er begrunnet i konsekvensutredningen, se kap. 2.6 (Utbyggingsløsningen) og kap. 2.8 (BAT-vurderinger). Det norske oljeselskap må foreta helhetlige miljøvurderinger for alle utbyggingsløsninger. Det er viktig at kravet om anvendelse av beste tilgjengelige teknikker (BAT) oppfylles. For at høringsinstansene skal få et tilstrekkelig grunnlag for å vurdere og etterprøve operatøren sine vurderinger i forbindelse med konseptvalg, er det viktig at konsekvensutredningen belyser relevante forhold knyttet til alle de fire skisserte alternativene, og løsningene for ilandføring av olje. Alternativene må beskrives slik at de lett kan sammenlignes. Vi ønsker en vurdering av hvilken løsning som er mest miljøvennlig og hvorfor. Nedstengning og fjerning skal inngå i vurderingene. Helhetlige miljøvurderinger, inkl BAT-vurderinger, er presentert for den valgte utbyggingsløsningen. Alternative utbyggingskonsepter og miljøkriterier/- vurderinger er omhandlet, se kap Konsekvensutredningen må redegjøre for hvilke miljøkriterier som er lagt til grunn for valg av løsning, og gi en oversikt over hvordan disse kriteriene er vurdert for de ulike alternativene når det gjelder energibruk og utslipp til luft og vann. Miljøkriterier som er lagt til grunn, samt BATvurderinger, er presentert i konsekvensutredningen. Se henvisninger i punktene over. Konsekvensutredningen skal ivareta målsettingen om nullutslipp og krav om anvendelse av beste tilgjengelige teknikker (BAT). Det norske skal på et tidlig tidspunkt i utbyggingsprosessen, dvs. i god tid før valg og beslutning om utbyggingsløsninger foreligger og før bindende kontrakter inngås, informere KLIF om sine BAT-vurderinger. Det norske må foreta helhetlige miljøvurderinger som inkluderer bla resipientforhold, virkninger av nødvendig infrastruktur og transport, rørledninger, kraftforsyning/energibehov, effekter på følsomme naturressurser/områder, for alle løsningene, inkludert alle de reelle ilandføringslokalitetene. Konsekvensutredningen bør inneholde miljøbudsjett for feltets levetid, og en vurdering av hva utbygging og drift betyr som tillegg til eksisterende og forventet forurensning i regionen. Det er avholdt informasjons-/avklaringsmøter med KLIF i prosessen med konsekvensutredning for Aasen. Miljøbudsjett med forventet utslipp til luft og sjø over feltets levetid, samt bruk av kjemikalier, er presentert. Eksisterende forurensningssituasjon i området er beskrevet basert på regionale miljøundersøkelser og fagrapporter som er publisert ifm. Forvaltningsplanarbeidet for Nordsjøen og Skagerrak (se kap. 3.1). KLIF ber om at det foretas en tilstrekkelig og grundig utredning av miljøkonsekvensene, fordeler og ulemper ved alternative kraftforsynings- og energiløsninger, inkludert utbyggingsfasen. KLIF vil i konsekvensutredningen legge vekt på operatørens vurdering av elektrifisering. Ulike alternativer for kraftforsyning er utredet, bla er kraft fra land til Dagny, Aasen og Grieg utbyggingene utredet i et samarbeid mellom operatørene. Etter dette er det satt i gang en ny utredning som også omfatter Johan Sverdrup feltet. Denne utredningen er ikke ferdigstilt, og resultatene fra dette vil derfor bli presentert på et senere tidspunkt. Konsekvensutredningen skal gi en grundig vurdering av Dette er behandlet i konsekvensutredningen, se kap. 4 Side 87

88 Høringsinstans Høringssvar gitt til utredningsprogram for Ivar Aasen Det norske sin vurdering og svar på høringssvarene utslippskilder, utslippsmengder og avbøtende tiltak knyttet til utslipp til sjø. og kap. 5. Viser forøvrig til kommentarer ovenfor. For å begrense utslippene av olje og andre komponenter til sjø så langt dette er mulig, må operatøren utrede alternative renseløsninger. Utredningen må også beskrive den planlagte injeksjonsløsningen samt redegjøre for teknikker for redusere vannproduksjon. Sett i lys av den senere tids problematikk rundt injeksjon (av kaks) bør konsekvensutredningen for Ivar Aasen inkludere en redegjørelse for hvordan injeksjonsbrønnen på Ivar Aasen skal planlegges, gjennomføres og overvåkes. Produsert vann fra Aasen vil bli reinjisert. Renseteknologi for produsert vann er presentert i kap Injeksjonsstrategien er bla basert på vurderinger av tiltak for å begrense vannproduksjonen, inkl sonekontroll og reservoarmonitorering. Injeksjonsbrønner for kaks er vurdert og forkastet som mulig løsning for Aasen. Det norske skriver at det vil bli vurdert å erstatte hydraulisk styrte systemer med elektrisk styring av havbunnsbrønner. I forbindelse med valg av hydraulikksystem i havbunnsanlegg må systemets egnethet for å begrense utslipp vurderes. Vurderingen må omfatte mulighet for lukkede hydraulikksystemer, installasjon av returledninger og hydraulikkvæskens miljøegenskaper. Vurderinger om styring av havbunnsbrønner er beskrevet i konsekvensutredningen, se kap Det norske opplyser at de trolig vil benyttes en oppjekkbar borerigg og at ved bruk av oppjekkbar borerigg vil det bli vurdert behov for å heve havbunnen ved utfylling av steinmasser, siden havdypet er for stort for de fleste oppjekkbare borerigger. Det er ikke beskrevet mengder masser som vil være aktuelt å benytte, heller ingen vurdering av miljøeffekter av et slikt tiltak, dette må beskrives i konsekvensutredningen. KLIF vil påpeke at Det norske må velge en rigg som er egnet for bruk i det området de skal bore. En fysisk endring av havbunnen ved utfylling av steinmasser vil kreve en særskilt tillatelse. Ved en søknad om virksomhet etter forurensingsloven vil KLIF kreve at det settes opp et miljøregnskap for valgt avfallsløsning, samt at operatøren viser at planer for avfallsminimering er utarbeidet. KLIF vil også fokusere på den avvikling som vil finne sted når lisensperioden er over. Det er vesentlig at industrien fokuserer på teknisk-økonomiske løsninger som muliggjør fjerning, gjenbruk og resirkulering. Konsekvensutredningen bør inkludere beskrivelse av miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning knyttet til ulike typer utslipp som kan forekomme fra utbygging, rørledninger, boring, produksjon og transport av petroleum, inkludert effekten av de risikoreduserende tiltak som velges for den valgte utbyggingsløsning. Miljøkonsekvensene må utredes spesielt med vekt på organismer i vannsøylen. Som grunnlag for vurderingene må det benyttes best tilgjengelig datagrunnlag for oljens egenskaper med hensyn til forvitring og spredning, og forekomst og variasjon av naturressurser, om nødvendig må dette datagrunnlaget oppdateres. Heving av havbunn er ikke lenger aktuelt. Dette vil bli beskrevet i detalj i senere utslippssøknad. Avfallsplan vil bli utarbeidet iht. OLF sine retningslinjer. Fjerningsmetode og kostnader vil bli beskrevet i en senere konsekvensutredning som omhandler avslutning og fjerning av installasjoner. Det er gitt en foreløpig vurdering av miljørisiko og oljevernberedskap i konsekvensutredningen, kap. 6. Detaljerte miljørisiko- og beredskapsanalyser vil være del av senere søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven. Utslipp til sjø fra Aasen vil være små som følge av reinjeksjon av produsert vann. Produsert vann vil bli renset før utslipp iht. gjeldende krav. Analyser som er gjort ifm. Regional Konsekvensutredning for Nordsjøen (2006) er vurdert å være tilstrekkelig som grunnlag for Aasen konsekvensutredning. Side 88

89 Høringsinstans Høringssvar gitt til utredningsprogram for Ivar Aasen Det norske sin vurdering og svar på høringssvarene Helsetilsynet i Rogaland Havforskningsinstituttet Miljøverndepartementet Kystverket Faglig grunnlagsmateriale fra forvaltningsplanprosessen er lagt til grunn i konsekvensutredningen. Utenriksdepartementet Fiskeridirektoratet Sannsynlig beredskapsorganisasjon og beredskapsløsning bør beskrives. Fartøytilgang kan være en begrensende ressurs i området. Dette bør utredes i konsekvensutredningen. En eventuell grunnlagsundersøkelse bør kunne gjennomføres våren 2012 når overvåkingsregion II skal undersøkes. Det er viktig at all tilgjengelig informasjon tas i bruk og KLIF anbefaler derfor Det norske å bruke data fra grunnlagsundersøkelsen på Ragnarrock fra 2007 i tillegg til overvåkingsresultater fra region II som grunnlag i konsekvensutredningen. Miljøeffektene av fysiske inngrep og arealbruk i forbindelse med eventuell legging av rørledning, plassering av ankre og undervanninstallasjoner, utslipp av borekaks og heving av havbunn må inkluderes i konsekvensutredningen. Det må tas hensyn til bunnfauna i området. Avbøtende tiltak bør vurderes for å unngå skade i gyteområder eller i områder med annen sårbar bunnfauna. Vurderinger og avbøtende tiltak må beskrives i konsekvensutredningen. Helsetilsynet konstaterer at en sikkerhetsfilosofi omfattende helse, miljø og sikkerhet er forankret i selskapets overordnede styringssystem. HI påpeker at dynamikken i utbredelse av fiskebestander og gytefelt endrer seg over tid, og at det er viktig at oppdatert informasjon om utbredelse og gyting brukes i konsekvensutredningen. HI ønsker også at det foretas en beregning av det totale areal av havbunnen som blir påvirket eller blir liggende uproduktiv i løpet av prosjektets levetid. MD viser til høringsuttalelsene fra Direktoratet for naturforvaltning, KLIF, Riksantikvaren og Statens Strålevern og har forøvrig ingen merknader til forslaget. Kystverket registrerer at konsekvenser for skipsfart og risiko for akutte utslipp skal vurderes i utredningen. Konsekvensutredningen skal forholde seg til rapporter og faglig grunnlagsmateriale som blir utarbeidet i forbindelse med forvaltningsplanprosessen for Nordsjøen og Skagerrak. Ingen kommentarer - Ved valg av utbyggingsløsning bør utbygger være bevisst på å velge en løsning som medfører minst mulig beslagleggelse av areal. I den anledning vil det være hensiktsmessig at det i utredningen også vurderes en havbunnsutbygging. En slik løsning vil medføre minst arealbeslag og vil være gunstigst for fiskeriene. FiskDir ser positivt på at rørledninger planlegges tildekket eller gravd ned. Bruk av steinfyllinger bør Det norske sin beredskapsorganisasjon og foreløpige beredskapsløsning for Aasen er omtalt i kap. 6. Beredskapsbehov, utstyrs- og fartøytilgjengelighet er belyst, men en detaljert analyse av dette vil først bli inkludert i senere søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for boring og drift. En grunnlagsundersøkelse er gjennomført i 2012 som del av den regionale undersøkelsen for Region II. Arbeidet er koordinert gjennom OLF. Resultater fra tidligere grunnlagsundersøkelser i området er brukt som underlag for konsekvensutredningen. Dette er beskrevet i konsekvensutredningen, se kap. 7. Dette er beskrevet i konsekvensutredningen, bla ifm. håndtering av borekaks (kap ). Planlagte aktiviteter berører ikke områder med viktige gytefelt på havbunnen. - Vurderingene er basert på Havforskningsinstituttets publikasjoner, samt andre publikasjoner om dette. Påvirket areal er vurdert i konsekvensutredningen, se bla. kap. 7.1 og kap Utbyggingsløsning for Hanz er basert på havbunnsutbygging. Ved utbygging av Aasen er det behov for fast innretning av tekniske og operasjonelle grunner. Begrunnelser for valg av løsninger er beskrevet i konsekvensutredningen, se kap Avbøtende tiltak ved legging av rørledninger er beskrevet, se kap og kap Side 89

90 Høringsinstans Høringssvar gitt til utredningsprogram for Ivar Aasen Det norske sin vurdering og svar på høringssvarene Arbeidstilsynet Arbeidsdepartementet begrenses og frie spenn bør unngås. FiskDir ser positivt på at overflateenheter og bunnrammer blir fjernet ved avslutning av virksomheten. Men vi ser med bekymring på at rørledninger og kabler planlegges etterlatt. Etterlatte rør og kabler kan, som følge av bevegelser i sedimentet, føre til at de over tid vil komme opp til havbunnsoverflaten og skape hefter for fiske med bunnredskaper. I tillegg kan slike hefter være til fare for fartøyene under fiske. Som følge av dette vil vi be om at fjerning av rør og kabler utredes. FiskDir savner en beskrivelse av fiske etter sild og hestmakrell som kan forekomme i området enkelte år. Når det gjelder beregning av arealbeslag så må en ta hensyn til drivbaner for fartøyer som er i fiske ved inntaking av fiskeredskap, det gjelder særlig for fiske med not men også for trål og snurrevad. Det bør forklares i utredningen hvorfor arealbeslag for en industritråler er fem ganger større enn for en konsumtråler. Ingen kommentarer - Ingen merknader - Metoder og kostnader ved fjerning av innretninger, herunder rør og kabler, samt avbøtende tiltak, vil bli utredet i en senere konsekvensutredning i forbindelse med avslutning av prosjektet. Fiske etter sild og hestmakrell er omhandlet i konsekvensutredningen, se kap Vurderinger av arealbeslag er gjennomført iht. anerkjente metoder, se kap Dette er vurdert basert på siste års fangststatistikk. Side 90

91 10.3 Høringsfrist for konsekvensutredning for Aasen Det norske anmodet Olje- og energidepartementet (OED) om en høringsfrist på 8 uker for konsekvensutredningen. I brev datert 14. august skriver OED at de ikke har noen merknad til den foreslåtte høringsfristen, se vedlagte brev. På daværende tidspunkt het feltet fremdeles Draupne. Begrunnelsen for å be om 8 uker høringsfrist var følgende: Draupne ligger i et område som nylig er belyst i konsekvensutredningene for Gudrun/Sigrun (2010) og Edvard Grieg (2011) og i program for konsekvensutredning for Dagny/Eirin (2012). Området er derfor godt kjent for høringsinstansene. Draupne vil få en samordnet utbygging med Edvard Grieg. Feltinstallasjonene ligner hverandre, det er felles eksport for olje og gass og felles kraftforsyning (gassturbiner på Edvard Grieg inntil det evt. kommer kraft fra land). Virkningene på miljø, fiskerier osv. av Draupne vil derfor bli av samme type og omfang som beskrevet i konsekvensutredningen for Edvard Grieg og godt kjent for høringsinstansene. Kraft fra land utredes for tiden i et felles prosjekt mellom Johan Sverdrup, Edvard Grieg, Draupne og Dagny-lisensene (Utsirahøyden Elektrifiseringsprosjekt) beskrevet i utredningsprogram av mars FEED-arbeidet pågår nå for fullt. Det vil foreligge en samlet oppdatering av den tekniske løsningen for prosessanlegget i løpet av september. Dette vil gi grunnlag for en mest mulig korrekt beskrivelse i konsekvensutredningen av utbyggingsløsning, kraftforbruk og utslipp til luft og vann. Vi ønsker derfor å sende konsekvensutredningen på høring i uke 39 (21. september). For å sikre at høringsuttalelsene kan bli vurdert og eventuelle tiltak behandlet i partnerskapet før PUD leveres samt gitt OED en orientering, bør høringsfristen settes senest til utgangen av uke 46 (16. november). Vedlegg: brev fra OED. Side 91

92 Side 92

93 10.4 Sjøfugl i åpent hav Norsk institutt for naturforskning (NINA) har modellert fordeling av sjøfugl i åpent hav (Fauchald 2011). Figurene viser fordeling av gjennomsnittlig antall fugl pr 10x10 km ruter i Nordsjøen. Figur 52. Modellert fordeling av lomvi (sommer-høst-vinter) og alkekonge (vinter), fordeling av gjennomsnittlig antall fugl pr 10x10 km ruter (Fauchald 2011) Side 93

94 Figur 53. Modellert fordeling av havsule (sommer-høst-vinter) og krykkje (vinter), fordeling av gjennomsnittlig antall fugl pr 10x10 km ruter (Fauchald 2011) Side 94

95 10.5 Satelittsporingsdata for fiskefartøy Figur 54 viser sporingsresultater for 2011, som er det enkeltåret i den kartlagte perioden med størst fiskeriaktivitet omkring Aasen. Figur 54. Registrert fiskeriaktivitet med alle redskapstyper i Aasenområdet i Omfatter norsk og utenlandsk fiske. Figurene er basert på data fra Fiskeridirektoratets satellittsporing av større fiskefartøyer Side 95