Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på Varg-feltet

Størrelse: px
Begynne med side:

Download "Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på Varg-feltet"

Transkript

1 Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på Konsekvensutredning (KU) Issued for Approval RS HG JMH Issued for Legal comments EK HG JMH Issued for Partner comments FB MB JMH Revised issue after TENAS comments FB MB JMH Revised issue after TENAS comments FB MB JMH Issued for TENAS comments FB MB JMH Rev. Date Description Prepared Checked Approved by by by Contractor Name/Logo Purchase Order No.: Ramboll Oil & Gas PO Contractor Doc. No.: ROGN-S-RA-0004 Facility: Area: System: Varg Document Title: Document No.: Konsekvensutredning (KU): Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på VRG Z-RA-0001 Doc type: RA Total Pages: 93

2 Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på Konsekvensutredning (KU) Dokument nr.: VRG Z-RA-0001

3 Innholdsfortegnelse Forkortelser... 6 Forord... 7 Sammendrag Innledning Eierstruktur Beskrivelse av Overbygning Understell Petrojarl Varg Stigerørsystem Varg-gasseksportsystem (VGE) Produksjonsprofil Konsekvensutrednings målsetting og omfang Regelverk og krav Tidsplan for KU-prosess og myndighetsbehandling Planer for avvikling og disponering for innretning og rørledninger Forberedelser til avvikling Nedstengning av produksjon og plugging av brønner Varg A platform FPSO Petrojarl Varg Rørledningssystemet Havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer Alternativer vurdert Varg A plattformen Rørsystem Anbefalt avviklingsløsning (base case) Varg A plattformen Petrojarl Varg Havbunnsstrukturer og andre hjelpe systemer Rørsystemer Relevante opphoggingslokaliteter Sluttdisponering Tidsplan Nødvendige søknader og tillatelser

4 3 Sammenfatning av høringsuttalelser til programforslaget Metoder for utredningsarbeidet Metode ved beskrivelse av eksisterende forhold Metode for vurdering, presentasjon og visualisering av konsekvensresultater Vurdering av verdi og / eller sårbarhet Vurdering av omfang av effekter Fremstilling av konsekvensresultater Definisjon av tema for miljøkonsekvenser Temaspesifikk metode for energi betraktning og konsekvensvurdering av utslipp til luft Statusbeskrivelse Naturressurser og miljøforhold Beskrivelse av området Tilstanden på Varg (sediment og forurensninger) Plankton Bunnfauna Fisk Pattedyr Sjøfugl Særlig Verdifulle Områder (SVO) Samfunnsinteresser og næringsvirksomhet i området Kulturminner Fiskeri Skipstrafikk Miljømessige konsekvenser ved disponering av Varg-innretninger og rørledninger Energivurderinger Varg A, havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer Rørledninger Utslipp til luft Varg A, havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer Rørledninger Utslipp til sjø Fjerning av Varg A, havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer Fjerning av stigerørsystem og etterlatelse av gasseksportrørledning (1) Fjerning alle rørledninger (2) Grusdumping av stigerørsystem og etterlatelse av gasseksportrørledning (3) Påvirkning av havbunnen Fjerning av Varg A, havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer Fjerning av stigerørsystem og etterlatelse av gasseksportrørledning (1)

5 6.4.3 Fjerning av alle rørledninger (2) Grusdumping av stigerørsystem og etterlatelse av gasseksportrørledning (3) Spredning av forurensning Fjerning av Varg A, havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer Fjerning av stigerørsystem og etterlatelse av gasseksportrørledning (1) Fjerning av alle rørledninger (2) Grusdumping av stigerørsystem og etterlatelse gasseksportrørledning (3) Påvirkning av biota Plankton Benthos Fisk Sjøfugl og sjøpattedyr Forsøpling Estetiske konsekvenser ved mottaksanlegg Materialer, avfallshåndtering og ressursutnyttelse Oppsummering av miljømessige konsekvenser Fjerning av Varg A, havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer Fjerning av stigerørsystem og etterlatelse av gasseksportrørledning (1) Fjerning av alle rørledninger (2) Grusdumping av stigerørsystem og etterlatelse av gasseksportrørledning (3) Samfunnsmessige konsekvenser ved disponering av Varg-innretninger og rørledninger Fiskeri Akvakultur Skipstrafikk Kulturminner Kostnader, sysselsettinger og nasjonale vare- og tjenesteleveranser Sammenstilling av konsekvenser Energiforbruk og utslipp til luft Fjerning av Varg A, havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer Fjerning av stigerørsystem og etterlatelse av gasseksportrørledning (1) Fjerning av alle rørledninger (2) Grusdumping av stigerørsystemet og etterlatelse av gasseksportrørledningen (3) Anbefalt avviklingsløsning Forslag til avbøtende tiltak Referanser

6 Forkortelser AIS ALARP ASD BAT COP DMA EPC FPSO IMO IOP kn KU LUR LSC MDA NINA NPD NR OBM OD OED OSPAR PAH PCB PLEM PLET Ptil RKU ROV SVO THC TOM TS Automatisk identifiseringssystem (Automatic Identification System) "Så lavt som praktisk mulig" (As Low As Reasonably Practicable) Arbeids- og sosialdepartementet Best tilgjengelig teknikk (Best Available Technology) Cease of production Dead-man anchor Engineering, procurement and construction Flyttbare produksjonsinnretning (Floating Production, Storage and Offloading) Den internasjonale maritime organisasjonen (International Maritime Organization) Institute of Petroleum in London kilonewton Konsekvensutredning Lokalt utstyrsrom Grense for signifikant kontaminering (Limit of significant contamination) Oppdriftstank til stigerør (Mid Water Arch) Norsk institutt for naturforskning Naftalene, fenantren og benzotiofen og deres C1-, C2- og C3 alkylerte homologer Naturlig referanse Oljebasert mud Oljedirektoratet Olje- og energidepartementet Oslo / Paris Convention of the Protection of the Marine Environment of the North East Atlantic Polyaromatiske hydrokarboner Polyklorerte bifenyler Bunnramme (Pipeline end manifold) Bunnramme (Pipeline end termination) Petroleumstilsynet Regional konsekvensutredning Fjernstyrt undervannsfartøy (Remotely Operated Vehicle) Særlig verdifulle områder Totalt hydrokarbon Totalt organisk material Tørrstoff 6

7 Forord Foreliggende konsekvensutredning (KU) er utarbeidet i henhold til petroleumslovens bestemmelser for avvikling og disponering av innretninger på norsk sokkel. Konsekvensutredningen omhandler fast innretning og tilhørende infrastruktur på. Dokumentet presenterer foreslåtte metoder og de valgte løsninger vil bli basert på resultater fra pågående fjerningsstudier. Varg-innretningen eies av utvinningstillatelse 038 ved lisenshaverne Talisman Energy Norge As (TENAS - 65 %), Petoro AS (30 %) og Det norske oljeselskap ASA (5 %). er lokalisert i blokk 15/12 i den midtre delen av Nordsjøen ca. 32 km sør for Sleipner Øst og 221 km sydvest for Utsira i Rogaland. Feltet ble oppdaget og utbygget av Norsk Hydro, og har tidligere vært operert av både Norsk Hydro og Pertra (fra 2002). I 2005 overtok TENAS Pertra sin deltakerandel og operatørskap i tillatelsen. Ved utgangen av 2013 hadde Varg produsert 15,5 mill. Sm 3 olje og 2,6 mrd. Sm 3 gass. Produksjonen er nå avtagende og basert på oppdatert produksjonsprognose er forventet avslutningstidspunkt for produksjonen på Varg i Konsekvensutredningen er basert på fastsatt utredningsprogram og legges herved frem for offentlig høring. Eventuelle kommentarer eller innspill til konsekvensutredningen anmodes sendt til TENAS med kopi til Olje- og energidepartementet. I forståelse med Olje- og energidepartementet er høringsperioden satt til 12 uker. Stavanger,

8 Sammendrag Produksjonen på er avtakende og rettighetshaverne planlegger avvikling av driften på feltet. I henhold til norsk regelverk skal det utarbeides en avslutningsplan for et felt 2-5 år før utvinningstillatelsen utløper eller bruken av en innretning opphører. Basert på produksjonsprognose og nåværende forventede oljepriser er forventet avslutningstidspunkt for produksjonen på Varg i tidsrommet 2016 til Oljeproduksjonen på startet i Varg er nå i halefasen med avtagende reservoartrykk og økende vannproduksjon. Feltet består av brønnhodeplattformen Varg A og produksjonsskipet (FPSO) Petrojarl Varg som er forbundet med fleksible rørledninger for oljeproduksjon, vann- og gassinjeksjon, samt styrings- og kraftkabler. Oljen blir produsert ombord Petrojarl Varg og losses til skytteltankere. Gassen produsert på feltet, og som hittil er blitt reinjisert i Varg-reservoaret, eksporteres nå til Storbritannia via en seks kilometer lang rørledning til Rev-feltet, og derfra gjennom eksisterende Rev-infrastruktur og videre eksport via Armada-feltet som er lokalisert på britisk sokkel. Det har blitt boret med både vannbasert og oljebasert borevæske på Varg. Kun vannbasert borekaks har blitt sluppet ut til sjøen, da utslipp av oljebasert kaks ble forbudt allerede i Estimert mengde vannbasert borekaks som er sluppet i perioden utgjør ca tonn. Resultater fra miljøovervåkningene /27/ viser at sedimentene rundt Varg A er lite kontaminert med THC (gjennomsnittsmålinger: 2,3 mg/kg). Generelt observeres de høyeste konsentrasjonene ved målestasjonene 250 meter fra Varg A-installasjonen. Konsentrasjonene er imidlertid under grenseverdiene og krever ikke videre undersøkelser. Av målte metallkonsentrasjoner skiller barium seg noe ut (mellom mg/kg). Det bør nevnes at for den grunne subregionen, som Varg A er en del av, varierer barium konsentrasjonene mellom mg/kg. Høye barium verdier stammer i hovedsak fra bruken av baritt (BaSO 4 ) som vektstoff i ulike typer boreslam. Barium kan potensielt akkumulere i akvatiske organismer, men metallet forventes å bli værende i den opprinnelige formen (fra kilden baritt, BaSO 4 ) eller danne andre uløselige salter som har begrenset biologisk tilgjengelighet, og utgjør derfor ikke en vesentlig miljørisiko. Det er vurdert ulike disponeringsløsninger for Varg A i henhold til bestemmelsene i Petroleumsloven. Hvis det ikke identifiseres noen gjenbruksløsninger, planlegges innretningen å bli fjernet og tatt inn til land for opphogging, deponering og gjenvinning av materialene. Metode for fjerning av overbygning og understellet er ikke endelig klarlagt og vil først bli klart etter anbudsrunde. Den anbefalte avviklingsløsningen er planlagt utført som én kampanje, som «reversert installasjon» ved bruk av tungløftefartøy. Alle havbunnssystemer som ankere og PLET planlegges med full fjerning og transport til land for endelig disponering. Ankere tilknyttet FPSO Petrojarl Varg fjernes når FPSO forlater feltet. Rengjorte rørledninger som er nedgravd eller grusdumpet vil i henhold til vanlig praksis bli etterlatt in situ. Varg A-installasjonen vil håndteres i henhold til gjeldene norske krav og regelverk. Store deler av innretningen består av stål og kan hogges opp og smeltes om. Farlig avfall vil så langt det lar seg 8

9 gjøre håndteres og fjernes før opphoggingen starter. Materialer som ikke kan gjenbrukes vil gjenvinnes og restavfall vil disponeres i henhold til normal avfallspraksis. Figur 1 viser konsekvensmatrisen for anbefalt disponeringsløsning, hvor Varg A, havbunnsstrukturer og andre hjelpesystmer planlegges fjernet. Figur 1. Konsekvensmatrise for anbefalt disponeringsløsning for avvikling og disponering av Varg A, havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer (fjerning) Som det fremgår av figuren vurderes det «liten negativ» konsekvens på havbunn i forbindelse med fjerning av installasjonen og de ulike havbunnststrukturene. Effekten er imidlertid forbigående og knyttet til anleggsfasen. For avfallshåndtering og ressursutnyttelse, fiskeri og skipstrafikk er konsekvensene for fjerning av overbygning og understell vurdert til å være «liten positiv». Varginstallasjonene består av % gjenvinnbart metall og gjenvinning av metaller vil være positivt både for sysselsetting og ressursbruk. For fiskeri og skipsfart er konsekvensene positive pga. frigjøring av areal som har vært bundet opp under produksjonen. ligger ikke i de mest fiskeintensive områdene. Resultatene fra satellitt sporingene viser at intensiteten rundt innretningen varierer noe fra år til år. For rørledningene tilknyttet er følgende alternativer vurdert: 1. Fjerning av stigerørsystem og etterlatelse av 6" gasseksportrørledning in situ (anbefalt løsning) 2. Fjerning av alle rørledninger 3. Grusdumpe stigerørsystem og etterlatelse av 6" gasseksportrørledning in situ Stigerørsystemet mellom Varg A og Petrojarl Varg, inkludert de fire linjene og kontrollkabel, er lagt direkte på sjøbunnen og full fjerning ansees som den beste løsningen. Når det gjelder den grusdumpete gasseksportrørledningen til Rev så er det ikke identifisert gjenbruksmuligheter og på 9

10 bakgrunn av konsekvensvurderingene og tekniskvurdering er etterlatelse in situ vurdert som den beste løsningen. FPSO Petrojarl Varg kobles fra stigerør og forlater feltet kort tid etter nedstenging av produksjonen. Figur 2 viser konsekvensmatrisen for anbefalt disponeringsløsning for avvikling og disponering av rørledninger tilknyttet, herunder fjerning av stigerørsystem og etterlatelse av gasseksportrørledning. Figur 2. Konsekvensmatrise for anbefalt disponeringsløsning for rørledninger, herunder fjerning av stigerørsystemet og etterlatelse av gasseksportrørledningen (alternativ 1) Totalt sett vurderes fjerning av stigerørsystemet som den beste disponeringsløsningen, blant annet med tanke på teknisk gjennomførbarhet, kostnader og miljøet. Selve fjerningsoperasjonen vil dog medføre en liten negativ effekt på havbunnen, i form av oppvirvling av sand og mudder. Virkningen vil imidlertid være tidsbegrenset og man antar at restitusjonstiden vil være begrenset til få år. Påvirkning på utslipp, biota, spredning av forurensning og estetiske konsekvenser på mottaksanlegg vil på bakgrunn av omfang og begrensning i tid være ubetydelig eller liten. For avfallshåndtering og ressursutnyttelse, samt fiskeri vil konsekvensene knyttet til fjerning av stigerørsystemet være liten positiv. For fiskeri har dette sammenheng med at beslaglagt areal frigis. Gjenvinning av metaller vil utgjøre en positiv konsekvens for ressursbruk og sysselsetting. For gasseksportrørledningen er etterlatelse vurdert som mindre teknisk utfordrende og utgjør derav en mindre sikkerhetsmessig risiko sammenlignet med helhetlig fjerning (alternativ 2). Videre er totale utslipp til både luft og marint miljø lavere ved etterlatelse på havbunnen. I tillegg vil det være relativt store kostnader forbundet med å fjerne den 5,6 km lange grusdumpete gasseksportledningen sammenlignet med etterlatelse. For avfallshåndtering og ressursutnyttelse, samt fiskeri vil konsekvensene knyttet til etterlatelse av gasseksportrørledningen være liten negativ. 10

11 Videre fremheves det at gasseksportrørledningen er forsvarlig tildekket og vil i henhold til vanlig praksis på sokkelen normalt kunne disponeres på stedet. I tillegg er det for tiden lav trålingsaktivitet i det berørte område. For å forhindre fasthekting av fiskeredskaper vil eksponerte rørseksjoner steindumpes, eventuelt kuttes av og tas til land for sluttdisponering. Etter endt arbeid vil en inspeksjon bli foretatt for å sikre at rørledningen er forsvarlig grusdumpet og at den ikke anses å kunne medføre framtidige ulemper for fisket. Således forventes det ikke at etterlatelse av disse rørledningene vil føre til negative konsekvenser for fiskeri. I henhold til St. meld. 47 ( ) anses hensynet til fisket å være ivaretatt dersom rørledningene eller kablene er eller blir forsvarlig tildekket eller nedgravd /5/. Konsekvenser knyttet til energiforbruk og utslipp til luft er vanskelig å kvantifiseres og således ikke illustrert i figurene. Det totale CO 2 -utslippet ved fjerning av Varg A, havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer er estimert til å ligge i størrelsesorden tonn. Ved fjerning av stigerørsystemet og etterlatelse av gasseksportrørledningen er CO 2 -utslippet vurdert til å ligge på omtrent tonn. Likeledes er energiforbruket knyttet til avviklingsaktivitetene vurdert til å være henholdsvis omkring GJ og GJ. 11

12 1 Innledning 1.1 Eierstruktur ligger i utvinningstillatelse 038 i blokk 15/12 i Nordsjøen. Operatør er Talisman Energy Norge AS (TENAS). Rettighetshaverne, adressert som Varg-gruppen heretter, og deres andeler er angitt i Tabell 1. Tabell 1. Lisenshavere og andeler for 038 Rettighetshavere Andel (%) Talisman Energy Norge AS 65 Petoro AS 30 Det norske oljeselskap ASA 5 Utvinningstillatelse 038: Tillatelsen ble tildelt i april 1974 med varighet fram til april Innretningens levetid: Opprinnelig designlevetid for Varg-installasjonen og tilhørende rørledninger ble gitt fra 1998 til TENAS fikk i 2010 innvilget forlenget levetid for feltdriften fra Petroleumstilsynet. Forlenget levetid for innretningen, inkludert brønnhodeinnretningen, stigerør, rørledninger og undervannssystem som knytter Varg A til Petrojarl er gitt til Beskrivelse av Lisens 038 for ble tildelt i 1974 og oljefeltet ble funnet i 1984 ved brønn 15/12-4 i den sørlige del av blokk 15/12. Plan for utbygging og drift av Varg ble godkjent i mai 1996 og produksjonen startet i desember Innretningen ble designet for 15 år med produksjon. TENAS overtok operatørstatusen i Varg er lokalisert i den midtre delen av Nordsjøen med en beliggenhet 32 km sør for Sleipner Øst og 221 km sydvest for Utsira i Rogaland (se Figur 3 ). Havdybden på er 84 meter og havbunnen består primært av sand (98 %), mens den resterende mengden består av silt, leire og grus. Feltet består av brønnhodeplattformen Varg A og produksjonsskipet (FPSO) Petrojarl Varg. Brønnhodeplattformen, som normalt er ubemannet, mottar og samler brønnstrømmene fra feltet før det sendes videre til Petrojarl Varg for prosessering. Produsert vann renses i hydrosykloner før det slippes ut på feltet under vannoverflaten. Tidligere ble gassen sendt tilbake til Varg A hvor den ble injisert ned i reservoaret. Nå (fra Q1 2014) eksporteres den reinjiserte gassen til Storbritannia. Dette gjennomføres ved at gass eksporteres via en seks kilometer lang rørledning til Rev-feltet, og 12

13 derfra gjennom eksisterende Rev-infrastruktur og videre eksport via Armada-feltet som er lokalisert på britisk sokkel. Figur 3. Lokalisering av i Nordsjøen 13

14 1.2.1 Overbygning Varg-innretningen består et overbygg som er understøttet av et stålunderstell (se henholdsvis Figur 4 og Figur 5). Overbygget består av blant annet kran, lokalt utstyrsrom (LUR), helideck, livbåt og tilfluktsrom. Overbygget utgjør en modul med en vekt på 878 tonn /1/, installert som et løft. Figur 4. Overbygningen tilhørende Varg-innretningen Understell Stålunderstellet er designet og installert som en hel enhet. Understellet består av en sentral søyle (monotower), med en diamant på 8 meter i øvre delen og 11 meter i den nedre delen av strukturen (se Figur 5). Søylen er støttet av fire par diagonale stag som er plassert nederst i to nivåer. Stålunderstellet er 106 meter høyt og har en vekt på ca tonn (se Tabell 2). I tillegg er det blitt utført en operasjon for stabilisering av Varg A som innebærer ytterligere tilsetning av sement (grout) i området mellom pælene og havbunnen som gir ytterligere 220 tonn på den totale vekten. Strukturen er fundamentert med fire vertikale pæler, en i hvert hjørne, som er festet til havbunnen. Tre av pælene er 76 meter, mens den siste pælen er 80 meter. Pælene er støpt fast i havbunnen og har en penetrasjon ned i havbunnen på henholdsvis 54 og 56 meter. Innretningen er koblet til en pre-installert sjøbunnsramme som har en vekt på 50 tonn (se Tabell 2). 14

15 Figur 5. Understellet tilhørende Varg-innretningen Tabell 2. Vekt på understellet og ankere /1/ Modul Vekt (tonn) Stålunderstell (monotower) Sjøbunnsramme 50 Pælefester Antatt inkludert i vekten for monotower Pæler 3 stk på 76 m: 361 tonn per pæl 1 stk på 80 m: 375 tonn Ankere (17 stk)* 1 110,5 *: Inkluderer: "Mid Water Arch Buoyancy Tank", "MWA Gravity Anchor", 9x "Gravity Anchor weight", "Holdback Anchor" og 5x "Holdback Anchor weights". Inkluderer ikke ankere tilknyttet Petrojarl Varg. I tillegg til vekt oppgitt i Tabell 2, er det forventet marin vekst som vil kunne øke vekten på installasjonen, se Figur 6. Ut fra NORSOK standard N-003 E2 er egenvekten til marin vekst antatt å være 13 kn/m3 /2/. Standarden tar utgangspunkt i at fra havoverflaten og til 2 m dyp er det ikke påvekst på grunn av bølgepåvirkning. Fra 2 til 40 m estimeres det 10 cm tykt lag med påvekst, og dypere enn 40 m, 5 cm påvekst /2/. Ut fra dette og med hensyn til estimert areal på undervannsdelen på Varg-innretningen er marin vekst vurdert å utgjøre ca. 580 tonn (våtvekt) +/- 10%. 15

16 Figur 6. Marin vekst på understellet. Fra venstre conductor (82m og 70m) og pælefeste (82 m) Petrojarl Varg Produksjonsskipet er siden 2009 eid av Teekay Offshore Partners, som i dag utfører alle driftstjenester på, på oppdrag fra TENAS.Produksjonsskipet (FPSO) Petrojarl Varg er forankret meter fra brønnhodeplattformen. Forankringssystemet består av 10 ankerliner med en totalvekt på 840 tonn. Hvert anker er 32 meter langt og 1,5 meter bredt. Den produserte oljen losses fra Petrojarl Varg og over til skytteltankere via et lossesystem. Skipet har produksjonskapasitet på fat olje og et integrert oljelager med en lagringskapasitet på fat olje. Figur 7. Produksjonsskipet Petrojarl Varg Stigerørsystem Varg A og Petrojarl Varg er forbundet med fleksible rørledninger for oljeproduksjon, vann- og gassinjeksjon, samt styrings- og kraftkabler, se Tabell 3 for detaljer. Tabell 3. Stigerørsystemet Rørsystemet Diameter Lengde (meter) Produksjonslinje 10" Vanninjeksjonslinje 8" Produksjon / testlinje 6" Gassinjeksjonslinje 5" Kontrollkabel / navlestreng

17 Produksjonslinjen er delt i tre deler, mens de resterende flowlinjer er delt i to. Delene er koblet sammen med «greylock klammer». Stigerørsystemet består av en statisk del og en dynamisk del. Den dynamiske delen av systemet kan anses som delt i to, en del plassert mot Varg A og en del plassert mot Petrojarl Varg, som er bundet sammen av den statiske delen. En oversikt over det opprinnelige stigerørsystemet er gitt i Figur 8. Figur 8. Oversikt over stigerørsystemet fra Varg A til Petrojarl Varg De fleksible linjene av systemet er trukket inn i søylen (monotower) via J-tubes, hvor systemet går over til den statiske delen av stigerørene. På sjøbunnen er systemet holdt statisk og ankret til sjøbunnen i overgangen til den dynamiske delen. Mot Petrojarl Varg er den andre delen av det dynamiske systemet holdt på plass av et stigerør support system som består av en "mid water arch" (MWA) oppdriftstank, to kjettinger for oppankring og et anker. Stigerørsystemet, inkludert de fire linjene og kontrollkabel med en total vekt på ca. 890 tonn, er lagt direkte på sjøbunnen og det er derfor ingen overdekning av stigerørsystemet mellom Varg A og Petrojarl Varg Varg-gasseksportsystem (VGE) Nylig iverksatt tiltak for å forlenge levetiden til inkluderer eksport av reinjisert gass i Varg-reservoaret til Storbritannia via eksisterende Rev-infrastruktur. Det nye gasseksportsystemet startet i Q1 (januar) 2014 og følgende enheter knyttes dermed også til : 17

18 Gasseksport PLET (pipeline end termination) 11 tonn (6,8 meter lang, 3,1 meter bred og 3,6 meter høy) Floating Arch DMA s ( dead-man anchor ) (2 stk) 4" kontrollkabel (umbilical) mellom Varg A og PLET meter 6" fleksibelt stigerør (riser) 304 meter 6" gasseksportlinjen til Rev meter (grusdumpet) En oversikt over det nye gasseksportsystemet er vist i Figur 9. Figur 9. Oversikt over det nye Varg gasseksportsystemet Produksjonsprofil Reservoaret på ligger på meter dyp og består av sandstein som er av senjura alder. Reservoarstrukturen er segmentert og omfatter flere isolerte delstrukturer med varierende egenskaper. Varg er nå i halefasen med reduserende reservoartrykk og økende vannproduksjon. Utvinningen på feltet skjer ved injeksjon av vann og gass i reservoaret via fire injeksjonsbrønner for å vedlikeholde trykket. Fra og med Q1 i 2014 startet eksport av den reinjisert gassen til Storbritannia. 18

19 Figur 10 viser produksjonen per år fra 1998 og frem 2014 (januar til juni). Produksjonsprofilen viser at Varg nådde produksjonstoppen i 1999, og har avtatt siden med varierende produksjon. På nåværende tidspunkt har Varg totalt produsert omkring 16 millioner Sm 3 olje. En avslutningsplan for Varg ble godkjent i 2001, med plan om å produsere fram til sommeren Nye funn, i kombinasjon med boring av nye produksjonsbrønner og bruk av ny teknologi har ført til økt reservegrunnlag og forlenget levetid for feltet. Det er gitt samtykke til bruk av Varginstallasjonen til Det planlegges flere tiltak for å sikre forlenget økonomisk levetid for feltet. Med dagens planer er det forventet at Varg vil stenges ned tidligst Det jobbes med nye muligheter slik at levetiden for feltet kan forlenges. Muligheter for tilknytning til andre felt samt boring av nye brønner er kontinuerlig under vurdering og kan potensielt påvirke tidsrammen for nedstengning slik at denne kan utsettes. Figur 10. Produksjonsmengder fra Varg 19

20 1.3 Konsekvensutrednings målsetting og omfang Rettighetshaverne til Varg planlegger for avvikling av driften på feltet. I henhold til petroleumslovens 5-1 skal en avslutningsplan, bestående av en konsekvensutredning (KU) og en disponeringsdel, legges frem for departementet 2-5 år før bruken av Varg antas å endelig opphøre. Utredningsprogrammet for avslutning av Varg ble godkjent av Olje- og energidepartementet (OED) den Formålet med disponeringsdelen er å drøfte alternative disponeringsløsninger, samt å fremskaffe tilfredsstillende underlag for konsekvensutredning for disse alternativene. Formålet med denne KU er å: Sikre at forhold knyttet til miljø, naturressurser, fiskeriene og samfunnet for øvrig, blir inkludert i arbeidet på linje med tekniske, økonomiske og sikkerhetsmessige forhold Belyse spørsmål som er relevante både for den interne og den eksterne beslutningsprosessen, samt å sikre offentligheten informasjon om prosjektet Tilrettelegge for en åpen og medvirkende prosess, herunder å gi ulike aktører anledning til å utrykke sin mening, samt å påvirke utformingen av prosjektet. Denne KU relatert til avvikling og disponering av Varg-innretningen belyser ulike disponeringsløsninger og relevante problemstillinger. Godtatt utredningsprogram for KU utgjør grunnlaget som KU er basert på. Innkomne høringsuttalelser til utredningsprogrammet og operatørens tilhørende kommentarer er kort oppsummert. KU vil tilstrebe å besvare de spørsmål som høringsuttalelsene bringer opp. 1.4 Regelverk og krav er lokalisert på norsk kontinentalsokkel og må derav følge norsk regelverk i tillegg til internasjonale avtaler og konvensjoner hva angår avvikling av driften på feltet. De prinsipielle betingelsene for avvikling og fjerning av utrangerte offshore-installasjoner følger av internasjonale avtaler og konvensjoner. De viktigste av disse er i norsk sammenheng OSPAR (Oslo/Paris convention for the Protection of the Marine Environment of the North-East Atlantic) konvensjonen (beslutning 98/3) /3/ og IMOs (International Maritime Organization) retningslinjer (1989) /4/. Disse setter krav til henholdsvis hva som må fjernes og krav til fri overseiling ved eventuell delvis fjerning av innretninger. OSPAR-beslutning 98/3 krever at overbygninger skal fjernes og at stålunderstell med en vekt under tonn skal fjernes i sin helhet. IMOs retningslinjer krever generelt en fri overseiling på 55 m samt krav til merking av etterlatte innretninger som stikker over havoverflaten. Kravene i avtalene er implementert i norsk regelverk. 20

21 Stortingsmelding 47 ( ) /5/ omhandler disponering av utrangerte rørledninger og kabler. Disponering av rørledninger og kabler kan i henhold til stortingsmeldingen inkludere videre bruk i petroleumsvirksomheten, annen bruk, hel eller delvis fjerning eller etterlatelse. I hovedsak skal valg av disponeringsløsning vurderes ut fra sikkerhet, hensynet til beskyttelse av miljøet og annen bruk av havet, sammenholdt med kostnadene, med sikte på å finne den samfunnsøkonomiske beste disponeringsløsningen. Petroleumsloven inneholder bestemmelser om KU som en del av beslutningsgrunnlaget ved bl.a. avslutning av virksomheten. Kravet om avslutningsplan er hjemlet i petroleumslovens 5-1 og skal bestå av en disponeringsdel og en KU. Kravet om KU er hjemlet i petroleumslovens 4-2 og forskrift til lov om petroleumsvirksomhet 43. Forskrift til lov om petroleumsvirksomhet 44 sier hva disponeringsdelen skal inneholde og 45 sier hva KU skal inneholde. Loven og tilhørende forskrifter pålegger rettighetshaver å redegjøre for virkninger som tiltaket kan ha for miljø, naturressurser, fiskeriene og samfunnet for øvrig. Mulige utslippsreduserende og ulempeavbøtende tiltak skal redegjøres for, som en del av dette arbeidet. KU-prosessen settes formelt i gang ved at rettighetshaverne legger frem et forslag til utredningsprogram for offentlig høring. Kommentarer til forslaget sendes operatøren (med kopi til Olje og energidepartementet), hvor innspillene vurderes og oversendes til Olje- og energidepartementet. Olje- og energidepartementet fastsetter utredningsprogrammet ut fra dette fremlagte forslaget, høringsuttalelser og eventuelle kommentarer til disse fra operatør / rettighetshavere. Utredningsprogrammet legges til grunn for den KU som blir gjennomført av rettighetshaverne. Utarbeidet KU sendes på egen offentlig høring, og kommentarene vil utgjøre en del av myndighetenes behandling av avslutningsplanen. Avslutningsplanen bestående av disponeringsdel og godkjent KU sendes Olje- og energidepartementet og Arbeids- og inkluderingsdepartementet med kopi til Petroleumstilsynet og Oljedirektoratet. Avhengig av prosjektets kostnadsramme vil avslutningsplanen behandles i regjeringen eller Stortinget. I 2010 er grensen for Stortingsbehandling (for utbyggingsprosjekter) på 10 mrd. NOK. Prosessen for KU og avviklingsplan er skissert i Figur

22 Figur 11. Konsekvensutredningsprosess fra forslag til utredningsprogram til beslutning i regjering eller storting 1.5 Tidsplan for KU-prosess og myndighetsbehandling Det formelle myndighetskravet tilsier at en avslutningsplan normalt skal legges frem 2-5 år før endelig bruk av innretningen opphører, og for Varg betyr dette endelig opphør av produksjonen. Det planlegges med endelig opphør av produksjonen fra Varg tidligst i Tentativ tidsplan for KU og myndighetsprosessen frem mot godkjenning av avslutningsplan er som skissert i Tabell 4. Tabell 4. Tidsplan for KU-prosess og myndighetsbehandling Aktivitet Tidsplan (tentativ) Høring av forslag til program for 12 uker fra januar 2014 (12 uker) konsekvensutredning Fastsettelse av utredningsprogrammet Q Utarbeidelse av konsekvensutredning Q1 Q Innsending av konsekvensutredning (del II Q avslutningsplan) Høring av konsekvensutredning Q (12 uker) Oppsummere kommentarer til Q konsekvensutredningen Levering av disponeringsdel (del I 2015 avslutningsplan) Godkjenning av avslutningsplan

23 2 Planer for avvikling og disponering for innretning og rørledninger 2.1 Forberedelser til avvikling I forkant av fjerningsoperasjonen vil det bli utført en karlegging av farlige materialer. Det fremheves her at deler av kartleggingen ikke kan la seg gjennomføres da det fortsatt er produksjon på plattformen. Den resterende kartleggingen vil bli utført før start av opphogging. Imidlertid er NORM blitt identifisert på Varg A og vil bli fjernet eller sikret før FPSO en forlater feltet. En del av kartleggingen vil være en tiltaksplan som skal sikre at farlig materialer ikke kan falle i sjøen. Farlige materialer vil sikres, og sendes til land for forskriftsmessig behandling. Før fjerning av hele Varg-innretningen igangsettes vil sjøbunnen bli kartlagt og eventuelt skrot fjernes Nedstengning av produksjon og plugging av brønner Nedstengningen av produksjonen er planlagt gjennomført i to faser. Den første fasen vil ha en varighet på ca. 5 måneder. Arbeidet går ut på å plugge brønnene permanent ved å pumpe sement ned i formasjonen. Den andre fasen igangsettes når en oppjekkbar borerigg ankommer feltet, foreløpig planlagt til 1 til 3 år etter den første fasen. Da vil lederørene bli kuttet og fjernet 2-5 meter under havbunnen. Varigheten av denne fasen er planlagt til ca. 8 mnd Varg A platform Etter opphør av produksjonen vil prosessanlegg tømmes for hydrokarboner og rengjøres. Vaskevann vil pumpes over til FPSO en eller lagres i tanker og sendes til land. Vann som slippes ut i forbindelse med rengjøringsoperasjonene vil i forkant renses i henhold til utslippstillatelsen FPSO Petrojarl Varg FPSO en sin oppgave er å prosessere produksjonen fra Varg A plattformen. Planen er at etter opphør av produksjonen vil båten bli rengjort og klargjort for å kunne forlate feltet. FPSO en er planlagt gjenbrukt. Kartlegging av farlige materialer på båten er derfor ikke inkludert i konsekvensutredningen for nedstenging av. Ankere og ankerkjettinger vil bli lagt ned på havbunnen før FPSO en forlater feltet og vil være vurdert som en del av havbunnstrukturene. Stigerørene blir firt ned på havbunnen, og behandles som en del av rørledningssystemet. 23

24 2.1.4 Rørledningssystemet Rørledningssystemet til består av 7 linjer. 2 Produksjonslinjer (produksjon og test) Varg A- FPSO Vanninjeksjonslinje Varg A- FPSO Gassinjeksjonslinje Varg A- FPSO Navlestreng mellom FPSO og Varg A Varg A- FPSO 6" gasseksportlinjen (5,6 km) FPSO- Rev - Armada Navlestreng (styring av PLET ventil) Varg A- PLET Rørledningssystemet bli tilstrekkelig rengjort i henhold til ALARP-prinsippet. Produksjonslinjene og gassinjeksjonslinjen mellom FPSO en og Varg A er planlagt rengjort ved at sjøvann spyles gjennom hele rørstrekket. Hvis nødvendig, vil en også bruke kjemikalier og pigging. Spylevannet med restolje fra rengjøringsoperasjonen vil bli prosessert i FPSO en sitt prosessanlegg. Rørene etterlates fylt med vann, og med åpne ender. Gasseksportrørledning til Rev blir rengjort ved at vann spyles gjennom hele rørstrekket helt til Armada plattformen. Spylevannet med restolje vil bli prosessert i Armadas prosessanlegg. Det forventes lite avleiringer i gasseksportrørledningen og at mesteparten av fjernet belegg vil stamme fra Rev produksjon. Navlestrengene vil bli spylt med sjøvann. Linjene som blir etterlatt vil fylles med sjøvann. Eventuelle utslipp i forbindelse med rengjøring av rørledningene vil være underlagt en utslippstillatelse fra Miljødirektoratet og er ikke favnet av foreliggende konsekvensutredning Havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer har en hoved havbunnstruktur, en PLET. Denne er en del av gasseksportlinjen og vil bli rengjort som en del av rengjøringen av rørledningssystemet. Andre hjelpesystemer som ankere, oppdriftselementer og sementmatter vil bli fjernet sammen med havbunnsstrukturene. Strukturene vil bli sendt til land for resirkulering. Imidlertid, hvis det viser seg at enkelte strukturer er i en slik tilstand at fjerning vil være for teknisk krevende og medføre for høy personrisiko, kan etterlatelse bli vurdert. Rettighetshaverne ser ikke salg som et reelt alternativ. 2.2 Alternativer vurdert I henhold til Petroleumslovens bestemmelser for planlegging av avvikling og disponering av offshore innretninger skal eierne vurdere muligheten for videre bruk innen petroleumsvirksomhet, annen bruk på stedet, eller fjerning. Varg-installasjonen må i henhold til OSPAR beslutningen 98/3 /3/ fjernes dersom det ikke identifiseres gjenbruksløsninger på stedet. 24

25 Disponering av rørledninger og kabler kan i henhold til Stortingsmelding 47 /5/ inkludere videre bruk i petroleumsvirksomheten, annen bruk, hel eller delvis fjerning eller etterlatelse. Vurdering av disponeringsløsningen skal baseres på miljøhensyn og annen bruk av havet i henhold til kostnader og samfunnsøkonomi. Dessuten må sikkerhetsrisikoen til personell som skal utføre fjerningsarbeidet tas med i beregningen, noe som vil bli videre drøftet i disponeringsdelen av avslutningsplanen. En komparativ analyse av ulike fjerningsalternativer er gjennomført for de ulike løsningene basert på kriterier som HSE, miljø, kostnad, reguleringer, sosiale forhold og teknisk gjennomførbarhet /6/. Alternative avviklingsløsninger som er vurdert for Varg-innretningen er kort beskrevet i de følgende avsnittene. Vurderingen av de relevante alternativene presenteres fra avsnitt 6 og utover Varg A plattformen Gjenbruk eller salg av hele Varg A Opprinnelig designlevetid for Varg-installasjonen og tilhørende rørledninger ble gitt fra 1998 til I 2010 fikk TENAS innvilget forlenget levetid for feltdriften fra Petroleumstilsynet. Forlenget levetid for innretningen, inkludert brønnhodeinnretningen, stigerør, rørledninger og undervannssystem som knytter Varg til FPSO en er gitt til Rettighetshaverne anser salg og gjenbruk som en potensiell mulighet for å oppnå målsetning om gjenbruk og reduksjon av kostnader. Allerede er et mulig salg til Talisman Malaysia er blitt vurdert. Dette lot seg ikke gjennomføres da Varg A ikke kunne bli levert innen kjøperens tidsplan. Det er på nåværende tidspunkt ikke identifisert flere gjenbruks eller salgs muligheter for Varginstallasjonen. TENAS er dog i dialog med megler for å opprettholde muligheten for salg og gjenbruk av Varg-installasjonen Fjerning Dersom salg eller gjenbruksløsninger ikke identifiseres, vil Varg A plattformen fjernes ved hjelp av et egnet kranfartøy. Dette innebærer at overbygningen kuttes, løftes og fjernes fra understellet i et løft. Deretter vil understellet kuttes og tilslutt vil brønnrammen fjernes. Alle enhetene fraktes deretter til et egnet mottaksanlegg, illustrert i Figur 12 (fra installering av Varg A). Målet er først og fremst å kunne gjenbruke utstyr eller moduler som finnes på plattformen. Muligheter for videre bruk er i hovedsak vurdert ut i fra alder og den tekniske tilstanden til utstyret, sammenholdt med kostnader og ressurser. Normal praksis vil innebære at utstyr eller moduler som kan være aktuelle for gjenbruk lagres på mottaksanlegget i en viss periode. Dersom det innen en slik periode ikke identifiseres gjenbruksmuligheter vil modulene hogges eller gjenvinnes. Eventuelt farlig avfall fjernes i forkant av opphoggingen. Hovedsakelig vil marin begroing følge med innretningen til land og fjernes fra strukturene på mottaksanlegget. Begroingen vil bli levert til godkjent mottak. Noe begroing vil eventuelt fjernes eller bli skrapt av under arbeidet med kutting og løft, men dette vil være begrensede mengder. 25

26 Figur 12. Varg innaskjærs løft før installasjon Rørsystem For rørsystemene tilknyttet vurderes følgende alternativer: 1. Fjerning av stigerørsystem og etterlatelse av 6" gasseksportrørledning in situ (base case) 2. Fjerning av alle rørledninger 3. Grusdumpe stigerørsystem og etterlatelse av 6" gasseksportrørledning in situ Det er planlagt utført en studie som skal belyse disse alternativene og foreslå endelig avviklingsmetode Fjerning av stigerørsystem og etterlatelse av gasseksportrørledning (1) Stigerørsystemet mellom Varg A og FPSO en, inkludert de fire linjene og kontrollkabel, er lagt direkte på sjøbunnen (se avsnitt 1.2.4). Dette gjelder også for hydraulikk rørledningen som kontrollerer ventilen på PLET fra Varg A og stigerøret fra PLET til FPSO en. Fjerningen av disse utføres ved at et egnet skip heiser rørledningene opp på dekk for å så kveile de inn på en spole. Da lengdene på hver av ledningene er på rundt 1,5 km bør en kunne unngå kutting til mindre rørlengder. Imidlertid må en forvente at rørene blir kuttet i Varg A enden, da det å trekke ut stigerørene gjennom J-tube rørene på Varg A ansees som svært vanskelig. Til tross for rengjøring, må en her forvente begrenset utslipp fra åpent rør. 26

27 Dette alternativet innebærer etterlatelse av den nedgravde 6" gasseksportrørledning in-situ. Før en eventuell etterlatelse vil rørledningen bli tilstrekkelig rengjort, se avsnitt Fjerning av alle rørledninger I forkant av en eventuell fjerningsoperasjon av den grusdumpete gasseksportrørledningen vil rørledningen blottlegges ved hjelp av f.eks. mudringsteknikk installert på en undervanns gravemaskin. Selve fjerningen av rørledningen fra havbunnen blir trolig reversert kveiling i oppkuttede lengder på dekk til et egnet fartøy. Beskrivelsen gitt for fjerning av stigerørsystemet i avsnitt er også gjeldende her Gusdumping av stigerørsystem og etterlatelse av gasseksportrørledning (3) For å kunne etterlate stigerørsystemet på en god måte må en enten grusdumpe eller grave ned rørene vannfylt med åpne ender. Da rørledningene er relativt spredd er nedgraving et dyrt og komplisert alternativ som medfører unødvendig mye forstyrrelse på havbunnen. På bakgrunn av dette ansees grusdumping av rørledningene som det mest naturlige alternativet. Beskrivelsen gitt for etterlatelse av gasseksportrøredningen i avsnitt er også gjeldende her. 2.3 Anbefalt avviklingsløsning (base case) Anbefalt avviklingsløsning (base case) er basert på forstudier (inkludert komparativ analyse av ulike alternativer) /6/ og bransje løsninger. Det vil også bli utført flere studier som vil ta for seg de forskjellige alternativene. Den endelige disponeringsløsningen vil bli basert på metode studier Varg A plattformen Eierne vurderer salg av innretningen som mindre sannsynlig og derfor anbefaler de at Varg A skal fjernes med egnet løftefartøy. Samlet vekt ved fjerning av understellet er beregnet til ca tonn og inkluderer monotower, sjøbunnsramme, pælefester og pæler (se avsnitt og 1.2.2). Pælene vil bli kuttet ca. 1 meter under havbunnsnivå. Gropene rundt pælene vil over tid fylles naturlig igjen av sedimenter, og etterfylles med stein om nødvendig. Videre tas installasjonen til land for opphogging med påfølgende gjenbruk, gjenvinning og forskriftsmessig disponering av materialene Petrojarl Varg Mellom en til to måneder etter nedstengning av produksjonen forlater FPSO en feltet (se Tabell 6). Etter nedstengning av produksjonen (cease of production (COP)) etterlates dermed brønnhodeplattformen Varg A alene i 1-3 år med begrenset vedlikehold frem til selve fjerningsprosessen igangsettes. 27

28 2.3.3 Havbunnsstrukturer og andre hjelpe systemer Havbunnstrukturen, PLET, som ble installert sammen med gass eksportrøret er planlagt fjernet. Annet utstyr som oppdriftstanker, ankere, betongmatter, stigerør hjelpeutstyr, stropper og kabler vil også bli fjernet og forskriftsmessig disponert. Forutsetningene er at enhetene lar seg fjerne på en sikker måte. Det kan oppstå utfordringer dersom noe utstyr som ankere og sementmatter er for skjøre til å kunne fjernes. I så fall vil en kunne vurdere etterlatelse som en tryggere og bedre løsning Rørsystemer Alle ikke overdekte rør er planlagt fjernet. Dette innebærer at både den statiske og dynamiske delen av det opprinnelige stigerørsystemet (se avsnitt for detaljer knyttet til stigerørsystemet) planlegges med full fjerning og transport til land for endelig disponering. Figur 13 gir en indikasjon på den generelle tilstanden av stigerørsystemet og tilhørende havbunnsstrukturer. Dette gjelder også stigerørsystemet til gasseksportrørsystemet og navlestrengen som styrer ventilen på PLET fra Varg A. Under selve avviklingsarbeidet vil rørene kveiles opp på egnet fartøy. Alternativt kan rørene kuttes opp i mindre seksjoner på dekk av støttefartøy før transport til land, eller kuttes opp i mindre deler på havbunnen før de løftes opp til fartøyet Figur 13. 1: Varg-stigerørsystem (dynamisk) 10 m fra punktet for «touchdown». 2: Vargstigerørsystem (dynamisk) 10 m fra «touchdown» punkt. 3: 10", 6", 5" og 8" rør som kommer ut fra MWA. 4: J-tube ved Varg A For det tildekte gasseksportørsystemet til Rev, er det ikke identifisert gjenbruksmuligheter. Det planlegges derfor å etterlates på stedet. Dette innebærer at gassrørledningen kobles ifra PLET og PLEM (tilhørende Rev-feltet). Rørendestykket blir deretter grusdumpet eller nedgravd. Inspeksjoner vil bli utført av gassrørledningstrekket, og eventuelle eksponerte seksjoner av rørledningen vil grusdumpes for å sikre eventuelle frie spenn. 28

29 2.4 Relevante opphoggingslokaliteter Miljødirektoratet anbefaler i sin rapport om avvikling av utrangerte offshoreinstallasjoner at man skal begrense miljøpåvirkninger og kostnader ved avfallshåndteringen /7/. Det er viktig å sikre tidlig planlegging av avvikling av feltene slik at operatørene sikrer at dokumentasjon som kan være viktig i avviklingen bevares, f.eks. inventarlister og konstruksjonstegninger. Opphoggingen av Varg A og tilhørende infrastruktur vil bli gjort under kontrollerte forhold på land på egnet / lisensiert lokalitet / anlegg med godkjent konsesjon. Det finnes i dag fire anlegg som har tillatelse til å motta og behandle utrangerte offshoreanlegg, alle fire mottakene er lokalisert på Vestog Sør-Vest landet. Tabell 5 gir en oversikt over de mottakene som ansees relevante for opphugging av Varg-installasjonen, samt alternative mottak i utlandet. Tabell 5. Relevante lokaliteter for opphugging av Varg-installasjonen Mottak bedrift Lokalitet Kommentar Lutelandet Offshore AS Lutelandet (Sogn og fjordane) Når anlegget her står ferdig vil man ha en tørrdokk som blir en av verdens største med dybde på 21 meter /8/. Aker Kværner Stord (Hordaland) Kaien har 19 meters dybde /9/, Af Decom Offshore AS Miljøbase Vats Scandinavian Metall AS (Scanmet AS) Alternative mottak i utlandet Vatsfjorden (Rogaland) Hordaland Lokalitet /10/, /11/. Hovedkaien er 182 meter lang og har 23 meter dybde. Miljøbasen har m 2 fast dekke med membran under /12/. Scanmet AS er i 2014 kjøpt opp av Bergen Group og vil flytte anlegget og etablere seg på nytt i Bergen /13/. Kommentar Able UK Terrc Teesside (England) Tørrdokken her er en av verdens største. 376 meter lang, 233 meter vid. Har en dybde på 12,15 meter /14/. SBS Peterson Greenhead base, Lerwick (Shetland) Området dekker pr i dag m 2 planlagt et område på m 2. Dybde 9 meter /15/. AF Decom Dales Voe, Lerwick (Shetland) Stor base (25 000m 2 ) dokk på 12,5 meter dybde /16/. AF Decom sitt anlegg i Vats har den nyeste tillatelsen og de strengeste kravene. Vats har en tillatelse som omfatter mottak og bearbeiding av utrangerte marine konstruksjoner, med tillatelse til lagring av inntil tonn avfall ved anlegget. De kan også lagre inntil 500 tonn kasserte EE- 29

30 Produkter og inntil 300 tonn farlig avfall. Anlegget har også tillatelse fra Statens Strålevern til å lagre radioaktivt avfall i forbindelse med opphugging av offshoreinstallasjoner. Aker Kværner Stord og Scandinavia Metall har inntil 2014 vært samlokalisert og har samarbeidet om mottak og opphugging av offshore installasjoner. Begge anleggene har konsesjon for å ta i mot utrangerte offshoreinstallasjoner. De tar ikke i mot farlig avfall men leverer dette til Sunnhordland Interkommunale Miljøverk (SIM næring AS) som ligger på samme område. Anleggene har ikke godkjenning til håndtering og lagring av radioaktivt avfall pr i dag. I 2014 ble Scandinavian Metall oppkjøpt av Bergen Group og kommer til å flytte sin virksomhet fra Stord til Bergen. Lutelandet Offshore planlegger store utbygninger og vil ved en utbygning få en tørrdokk med 21 meters dybde. Miljødirektoratet har siden 2012 holdt på med en revisjon av utslippstillatelsene til alle de nevnte verftene og alle har fått og får strengere krav om utslippsgrenser til vann, og krav om tiltak for å redusere diffus spredning av forurensning til luft og vann. Det blir stilt strenge krav til mottak, lagring og handtering av avfall, og krav til støy. Det blir også stilt krav til måleprogram for utslippene og program for å overvåke effektene av utslippene i miljøet. 2.5 Sluttdisponering I prosjekter for avvikling og disponering av utrangerte offshore petroleumsinnretninger legges prinsippene i avfallshierarkiet til grunn for avfallsstyringen (se Figur 14). Det er av den grunn lagt inn betydelig innsats for å optimalisere avhendingsløsninger for de ulike avfallsstrømmer for å oppnå den beste miljøløsningen, basert på en BAT-filosofi. Figur 14. Avfallstrekanten /18/ I første rekke vil materialer og utstyr fra overbygning, stålunderstell, stigerør og havbunnssystemer forsøkes gjenbrukt. Basert på erfaringer fra tidligere nedstengningsprosjekter antas imidlertid gjenbrukspotensialet for å være begrenset. TENAS undersøker muligheten for salg av overbygning og understell for videre gjenbruk da Varg A er en relativt ny innretning og gjenbrukspotensialet kan være noe større sammenlignet med innretninger som tidligere har blitt fjernet. Det er likevel mest nærliggende å anta at overbygningen og stålunderstellet fraktes til land for opphugging. 30

31 Det meste av innretningen, stigerør og fleksible rørledninger består av vanlig stål som kan hugges og omsmeltes. På mottaksanlegget vil Varg-strukturene håndteres i henhold til gjeldende norske krav og regelverk. Dette innebærer at strukturen inspiseres for innhold av miljøfarlige stoffer (eksempelvis tungmetaller, radioaktivt materiale eller hydrokarboner). Eventuelle funn vil bli håndtert i henhold til anleggets rutiner og konsesjonsvilkår, og fjernes før selve hoggearbeidet settes i gang /17/. Deretter kuttes stålstrukturene opp i håndterbare størrelser som sendes videre til godkjent smelteverk eller metallforhandler. Videre antas det at de fleksible rørene vil bli splittet og segregert før gjenvinning av de ulike bestanddelene. Basert på erfaringer fra andre prosjekter vurderes det at i størrelsesorden % av materialene kan gjenvinnes. Følgende metaller er forventet fra Varg-innretningen: Karbonstål Rustfritt stållegering Kobber Aluminium Titan Kobber-nikkel legeringer Sink (sink aluminiums anoder) 2.6 Tidsplan Tidligst tidspunkt for nedstengning er i En foreløpig tidsplan for avviklingsarbeidet er vist i Tabell 6. Tabell 6. Foreløpig tidsplan for ulike avviklingsaktiviteter Aktivitet Tidsplan (tentativ) Plugging av brønner (fase 1) (frem til COP) Nedstengning av produksjon (COP) Juni / juli 2016 FPSO forlater feltet Plugging av brønner (fase 2 og 3) Q1-Q Forberedelser til fjerning Q1-Q Marine operasjoner (fjerning av diverse havbunnsutstyr, kutting av rørledninger, grusdumping / nedgraving av rørender etc.) August/september 2015 (6-8 uker etter COP) 2018/2019 Fjerning av overbygning og monotower, og transport til land Senest 2019 Sluttdisponering

32 2.7 Nødvendige søknader og tillatelser Tabell 7 gir en oversikt over eventuelle nødvendige søknader og tillatelser som må innhentes fra norske myndigheter Tabell 7. Indikativ liste over søknader og tillatelser knyttet til nedstengning av Varg Søknad / tillatelse Gjeldende lovverk Ansvarlig myndighet Avviklingsplan, inkludert KU Petroleumsloven OED / ASD Søknad om tillatelse til Forurensningsloven Miljødirektoratet utslipp i forbindelse med rengjøring og tømming av rørledninger Søknad om tillatelse for Forurensningsloven Miljødirektoratet mudring / forflytning av sediment / borekaks Forurensingsforskriften Søknad om samtykke før disponering av innretninger Styringsforskriften 25 d Ptil 32

33 3 Sammenfatning av høringsuttalelser til programforslaget Forslag til program for konsekvensutredning for avvikling av Varg-installasjonen ble sendt på høring til 36 instanser, med høringsfrist til Mottatte høringssvar er oppsummert i tabellen nedenfor. Tabell 8. Sammenfatning av høringsuttalelser til program for konsekvensutredning samt operatørens svar Høringsinstans og tilhørende uttalelser 1. Fiskeridirektoratet (Ref: 14/2523) 1. I punkt under gjenbruksløsninger og hel og delvis fjerning ser Fiskeridirektoratet positivt på at dersom gjenbruksløsninger ikke identifiseres, vil overbygg og understell fraktes til land for opphugging, gjenvinning og avfallsdeponering av eventuelle restmaterialer, samt fjerningsalternativet av både overbygning og stålunderstell. Delvis fjerning vil kunne involvere fjerning av overbygning og kutting av stålunderstell ned til et visst dyp, hvor eventuelle etterlatte installasjoner må merkes tilstrekkelig. 2. Under rørledninger i punkt står det at det er en kontrollkabel og fire rørledninger er tilknyttet Varg-installasjonen. Disse er ikke gravd ned og ligger derav eksponert på havbunnen. Fiskeridirektoratet er på generelt grunnlag skeptisk til dagens praksis, hvor rørledninger blir etterlatt etter avvikling av feltene. Det tar svært lang tid før etterlatte rørledninger blir brutt ned naturlig. Over tid vil etterlatte rørledninger kunne skape hefter for fiske med bunnredskaper, og kan også være en fare for fartøyets sikkerhet, selv om rørledningene opprinnelig var nedgravd eller på andre måter gjort overtrålbare. Vi vil be om at det utarbeides en plan for fjerning av rørledningene. 3. Eventuelle merknader vedrørende biologiske ressurser antas ivaretatt av Havforskningsinstituttet. 4. Fiskeridirektoratet har ingen øvrige merknader til forslag til program for konsekvensutredning av Talisman sin vurdering 1. Talisman vil etterlate området på en slik måte at det oppstår minst mulig problemer for fiskeriene enten gjennom full fjerning, steindumping eller etterlatelse av nedgravde rørledninger. Konsekvensen ved de ulike alternativene vil bli vurdert i KU. 2. Se svar på punkt Havforskningsinstituttet har ikke avgitt uttalelse, men mulige effekter på biologiske ressurser er diskutert i utredningen. 4. Kommentar tas til orientering. 33

34 . 2. Klima- og miljødepartement (Ref: 14/566-) 1. Klima- og miljødepartementet minner om kravet til bruk av BAT (Best Available Techniques) også gjelder for valg og gjennomføring av løsninger for avslutning og disponering av innretninger. De ulike disponeringsløsningene må beskrives klarere i KU som grunnlag for en tilstrekkelig spesifikk og dekkende konsekvensutredning. Dette gjelder også planer for håndtering av marin begroing. 2. Det må gjennomføres en grundig kartlegging av eventuelle radioaktive stoffer i avleiringer og annen forurensning i innretningene før disponeringsløsninger og arbeidsmetode velges. Konsekvensene av tildekking av eventuelle frie spenn må også omfattes av KU. 3. Det bør avklares med Norsk Oljemuseum om det er behov for kulturminnedokumentasjon som del av avslutningen. 4. Vi minner også om at det i henhold til Retningslinjer for miljøovervåking av petroleumsvirksomheten på norsk kontinentalsokkel må gjennomføres to overvåkningsundersøkelser med tre års mellomrom etter at virksomheter er avviklet. 5. Klima- og miljødepartementet viser for øvrig til høringsuttalelsene fra Miljødirektoratet og Statens Strålevern, som vi slutter oss til. Klima- og miljødepartementet har ingen øvrige merknader til forslaget. 3. Miljødirektoratet (Ref: 2013/2574) 1. Miljødirektoratet viser til forskrift til lov om petroleumsvirksomhet 45 der det fremgår at det for avvikling av offshore installasjoner skal utarbeides en KU som skal inneholde en beskrivelse av virkningen hvert av de aktuelle disponeringsalternativ kan få for nærings- og miljømessige forhold, og hva som kan gjøres for å redusere utslipp knyttet til disponering og avbøte eventuelle skader og ulemper. Vi vil påpeke at de ulike disponeringsløsningene ikke er godt nok beskrevet i programmet, og at beskrivelsene av eventuelle konsekvenser derfor er for generelle. 1. I KU vil det bli lagt vekt på å utrede mulige konsekvenser knyttet til de aktuelle disponeringsløsningene, inkludert bruk av BAT. Håndtering av marin begroing vil bli inkludert i KU. 2. Det vil bli gjennomført en kartlegging av eventuelle radioaktive stoffer og annen forurensning både i planleggingsfasen og etter produksjonen er stanset. Konsekvensene av tildekking av eventuelle frie spenn vil bli vurdert i KU. 3. Talisman vil kontakte Norsk oljemuseum. 4. Talisman bekrefter at det i henhold til Retningslinjer for miljøovervåking av petroleumsvirksomheten på norsk kontinentalsokkel vil gjennomføres to overvåkningsundersøkelser med tre års mellomrom etter at virksomheter er avviklet. 5. Kommentaren tas til orientering. 1. Talisman bekrefter at det vil bli beskrevet mer detaljert i KU med de forskjellige disponeringsalternativer for Varg. 34

35 Vi forutsetter at beskrivelsene er mer spesifikke i KU. 2. Vi mener at planen for konsekvensutredning inneholder begrenset informasjon om hvordan TENAS planlegger å ivareta håndtering av marin begroing. TENAS må beskrive dette i KU. 3. Når det gjelder rørledninger vil vi minne om at TENAS må sørge for overdekking av eventuelle frie spenn. Vi minner også om at TENAS i henhold til Retningslinjer for miljøovervåking av petroleumsvirksomheten på norsk kontinentalsokkel må gjennomføre ytterligere to overvåkningsundersøkelser med tre års mellomrom etter at virksomheten er avviklet. TENAS må ivareta frie spenn og fremtidig overvåkning i KU. 4. Vi vil også minne om at TENAS må søke om tillatelse etter forurensningsloven for eventuelle aktiviteter i forbindelse med avvikling som kan medføre forurensning. Dette gjelder for utslipp til luft og/eller sjø samt mudring. 5. Utover våre kommentarer mener Miljødirektoratet at TENAS sitt forslag til utredningsprogram dekker de områdene som det er viktig at KU belyser når det gjelder ytre miljø, jf. Petroleumsforskriften Norges Fiskarlag (Ref: 2014/ ) 1. Innretningen er designet for å kunne fjernes, noe som er svært positivt sett fra fiskerinæringens side. Norges Fiskarlag mener at det bør foretas en vurdering om fjerning av så vel rørledninger som kabler lar seg gjennomføre, slik at det i utgangspunktet «bare» blir borekaks som blir det synlige bevis på den aktiviteten som har vært. 2. Håndtering av Marin begroing vil bli inkludert i KU 3. Konsekvensene av tildekking av eventuelle frie spenn vil bli vurdert i KU. Talisman bekrefter at det i henhold til Retningslinjer for miljøovervåking av petroleumsvirksomheten på norsk kontinentalsokkel vil gjennomføres to overvåkningsundersøkelser med tre års mellomrom etter at virksomheter er avviklet 4. Eventuelle aktiviteter i forbindelse med avvikling som kan medføre forurensning til ytre miljø vil bli omsøkt etter forurensningsloven. 5. Kommentaren tas til orientering. 1. Talisman vil etterlate området på en slik måte at det oppstår minst mulig problemer for fiskeriene enten gjennom full fjerning, steindumping eller etterlatelse av nedgravde rørledninger. Konsekvensen ved de ulike alternativene vil bli vurdert i KU. Bakgrunn for at det er ønskelig med full fjerning av alt knyttet til innretningen, samt rørledninger og kabler er at det ikke kan utelukkes at området kan bli et aktuelt område for bunnfisk i framtiden. Da bør det være ryddet slik at det ikke oppstår risikofylte fiskeoperasjoner, noe som kun kan unngås ved full fjerning. 35

36 2. Norges Fiskarlag har ingen andre kommentarer til forslag til program for konsekvensutredningen. 5. Statens Strålevern (Ref: 14/00178/425.1) 1. Statens stråleverns generelle inntrykk er at programmet for konsekvensutredning for avvikling og disponering av innretninger på i hovedsak inneholder de elementene som vi venter skal bli behandlet i konsekvensutredningen. Strålevernet vil imidlertid minne om at det er viktig med en grundig kartlegging av eventuelle forekomster av radioaktive stoffer i form av avleiringer eller andre typer forurensning før arbeid med demontering av innretningene offshore, transport og opphogging på land starter og at nødvendige tiltak for beskyttelse av miljø og mennesker iverksettes i forbindelse med arbeidet. Vi vil også minne om at utslipp av radioaktive stoffer i forbindelse med rengjøringsarbeid om bord krever en egen tillatelse. Strålevernet vil også peke på at kravet til bruk av BAT (Best Available Technic) også gjelder i forbindelse med valg av løsninger for avvikling og disponering av innretningene på, og arbeider som skal utføres i sammenheng med dette. 2. I kapittel 5 om planlagte utredninger står det at det som en del av kartleggingen vil gjennomføres en materialkartleggingsinspeksjon. Det vil etableres en oversikt over helse- og miljøfarlige materialer og stoffer, herunder radioaktive, og at det vil bli redegjort for hvordan disse vil ivaretas gjennom avslutningsarbeidet. Strålevernet vil i den forbindelse minne om at det i prosessutstyr og rør kan finnes avleiringer som inneholder radioaktive stoffer, og at eventuelle forekomster av denne type stoffer må tas hensyn til ved eventuell rengjøring av innretningen på feltet etter nedstengning og ved planlegging av håndtering av vaskevann og disponering av avfall. Vi vil også minne om at gjeldende tillatelse til utslipp av radioaktive stoffer fra gjelder for driftsfasen, og eventuelle utslipp i forbindelse med rengjøringsarbeid på innretningen etter at produksjonen har opphørt vil kreve en egen tillatelse. 2. Kommentaren tas til orientering. 1. Ref svar 2 fra Klima og Miljødepartementet. 2. Ref svar 1 og 2 fra Klima og Miljødepartementet. 36

37 3. Det opplyses i programmet for konsekvensutredning at anlegg på land for hogging og materialhåndtering ikke vil være avklart når konsekvensutredningen gjennomføres. I konsekvensutredningen vil Talisman Energy Norge AS derfor utrede aktuelle problemstillinger basert på kunnskap om Varg og dens bestanddeler, samt generelle vurderinger av relevante opphoggingslokaliteter, men ikke relatere disse til faktiske anlegg for hogging. Strålevernet vil i den forbindelse minne om at det er viktig at det gjennomføres en grundig kartlegging av eventuelle forekomster av radioaktive avleiringer eller andre radioaktive stoffer i de ulike delene av innretningen før opphoggingen starter, og at det tas hensyn til eventuelle funn av denne type stoffer i forbindelse med planlegging og gjennomføring av arbeidet. 3. Talisman bekrefter at de aktuelle anleggene som skal håndtere opphuggingen på land skal ha de nødvendige godkjenninger og utsleppsløyve fra myndighetene inkludert tillatelse fra strålevernet for utslipp av radioaktiv forurensning og håndtering av radioaktivt avfall i henhold til forurensningsloven. 4. Strålevernet vil også minne om at all forurensning fra virksomheten er uønsket, og at operatøren plikter å redusere utslippene så langt dette er mulig uten urimelige kostnader og fare for sikkerheten. Det er viktig at kravet om bruk av BAT (Best Available Technic) blir overholdt også i forbindelse med valg av løsninger for avvikling og disponering av innretningene på, og arbeider som skal utføres i sammenheng med dette. 4. Ref. svar 1 fra Klima og Miljødepartementet. Kommentaren tas til etterretning 6. Oljedirektoratet Ingen kommentar Ikke avgitt uttalelse 7. Arbeids- og sosialdepartementet 8. Direktoratet for arbeidstilsynet 9. Fagforbundet Industri Energi 10. Fiskebåt 11. Forsvarsdepartementet 12. Fylkesmannen i Hordaland 13. Fylkesmannen i Rogaland 14. Fylkesmannen i Vest Agder 15. Greenpeace Norge 16. Havforskningsinstituttet 17. Helsetilsynet i Rogaland 18. Kommunal- og moderniseringsdepartementet 19. Kystverket 20. LO Rogaland 21. Miljøstiftelsen Bellona 22. Natur og Ungdom 23. Norges Miljøvernforbund 24. Norges Naturvernforbund 25. Norsk institutt for by- og regionsforskning 26. Norsk Oljemuseum 27. Norsk olje og gass 28. Norsk Ornitologisk Forening 29. Norsk Polarinstitutt 30. Nærings- og fiskeridepartementet 31. (Kopi til) Olje og energidepartmentet 32. Petroleumstilsynet 33. Riksantikvaren 34. Rogaland Fylkeskommune 35. Sør-Norges Trålarlag 36. WWF-Norge 37

38 4 Metoder for utredningsarbeidet Konsekvensutredningen for avslutningen av virksomheten på følger prinsippene for struktur, innhold / tema og metodikk som gitt i Norsk olje og gass (tidligere OLF) sin håndbok i konsekvensutredninger ved offshore avvikling /19/. Metodikken er imidlertid supplert med et beskrivende klassifiseringssystem, se avsnitt 4.2. Metodikken omfatter, hvor det lar seg gjøre, kvantifisering av konsekvenser for miljø, fiskeri og samfunn. Forhold som derimot ikke lar seg kvantifiseres blir beskrevet gjennom en faglig vurdering av type effekt, omfang og konsekvens. 4.1 Metode ved beskrivelse av eksisterende forhold Beskrivelsen av de eksisterende forhold i området omkring Varg-installasjonen er basert på eksisterende litteratur og data fra offentlige institusjoner og myndigheter. Faktagrunnlaget gitt i RKU Nordsjøen /20/, /21/ og Forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak /22/ ligger i hovedsak til grunn for beskrivelsen av naturressursene i det aktuelle området. I tillegg er rapporter vedrørende fiskebestander, fiskeri og bekrivelse av fiskeriaktiviteten /23/, /24/, statusbeskrivelse for skipstrafikk /25/ og arealrapport for Nordsjøen og Skagerrak /26/ anvendt. I beskrivelsen av miljøstatusen ved er de seneste overvåkingsresultatene utført i Region II blitt lagt vekt på i vurderingen /27/. Beskrivelsen av de eksisterende forhold ligger således til grunn for den etterfølgende vurderingen av miljøkonsekvenser. 4.2 Metode for vurdering, presentasjon og visualisering av konsekvensresultater For å skille viktige konsekvenser fra mindre viktige konsekvenser, er det i denne prosessen utført en metodisk vurdering av verdien eller sensitiviteten av et område / ressurs. Dette sees videre i forhold til den type påvirkning det utsettes for og omfanget av effekten det utsettes for. I denne KU er begrepene i / som benyttes i metoden fra Norsk olje og gass sin håndbok (se Figur 15) brukt i kombinasjon med en utfyllende beskrivelse av de relevante effektklassifiseringene, som presentert i henholdsvis avsnitt og Metoden differensierer mellom en aktivitets påvirkning avhengig av hvor viktig eller sårbare de ulike områdene er og klassifiseres i forhold til egenskapene natur, type, reversibilitet, intensitet, geografisk omfang og varighet. Hver konsekvens som er utredet er således avledet av en funksjon mellom de gitte faktorene i Figur 15, Tabell 10 og Tabell 11. Konsekvensresultatene for miljø og samfunn er drøftet og vurdert i henhold til disse metodene og markert inn i en tabellmatrise. Denne matrisen viser således hvilke vurderinger som ligger til grunn for den endelige konsekvens for et gitt emne / problemstilling, noe som til slutt visualiseres ved å anvende Figur

39 4.2.1 Vurdering av verdi og / eller sårbarhet Begrepene brukt i Norsk olje og gass sin matrise (se Figur 15) er benyttet som basis for selve konsekvensvurderingen i KU. Figur 15. Metode for vurdering av ikke-kvantifiserbare konsekvenser /19/ Kriteriene presentert i Tabell 9 er anvendt for å klassifisere verdi og / eller sårbarhet av ressurser / reseptor tilknyttet nedstengningsaktivitetene som planlegges utført på. Tabell 9. Kriterier brukt for å evaluere verdi / sårbarhet av ressurser / reseptor Verdi / sårbarhet Liten Middels Stor En ressurs / resipient som ikke er viktig for funksjoner i økosystemet eller en ressurs / resipient som er viktig men motstandsdyktig mot endringer (i sammenheng med prosjekt aktiviteter), og som naturlig vil vende hurtig tilbake til før-effekt status i det aktivitetene opphører. En ressurs / resipient som er viktig for funksjoner i økosystemet. Den er antageligvis ikke motstandsdyktig mot endringer, men kan aktivt bli gjenopprettet til før-effekt status eller naturlig vende tilbake innen rimelig tid. En ressurs / resipient som er kritisk for funksjoner i økosystemet. Den er ikke motstandsdyktig mot endringer og vil ikke vende tilbake til før-effekt status før etter lang tid. 39

40 Som det fremkommer av Figur 15 vil den vurderte verdien eller sårbarheten på mange måter styre hvor store konsekvensene kan bli innenfor et gitt tema. For å kunne medføre «Meget stor konsekvens», må verdi eller sårbarhet være vurdert som høy. I tilfeller der man har liten verdi er «Middels» den størst oppnåelige konsekvensen som kan oppnås Vurdering av omfang av effekter Omfanget av effektene av en gitt påvirkning vil også variere betydelig, avhengig av type påvirkning og hva som påvirkes. Ved vurdering av omfang av effekter legges det blant annet vekt på: Type og omfang av påvirkning (inkludert geografisk) Lokalitet (resipient) Tidspunkt og varighet Tilstedeværende naturressurser eller andre parametere som kan påvirkes Sårbarhet av tilstedeværende naturressurser i forhold til aktuell påvirkning Effekter på individ eller bestandnivå Dette og klassifiseringen av påvirkninger presentert i Tabell 10 og Tabell 11 utgjør grunnlaget for selve vurderingen av omfang av effekter knyttet til nedstengningsaktiviteter som planlegges utført ved. Tabell 10. Klassifisering av påvirkninger i forhold til deres natur, type og grad av reversibilitet Påvirkningens natur Negativ Positiv Type påvirkning Direkte Indirekte Sekundær Kumulativ Graden av reversibilitet Reversibel Irreversibel En påvirkning som ansees å representere en negativ endring av baseline (nåværende forhold) eller som introduserer en ny, uønsket faktor. En påvirkning som ansees å representere en forbedring av baseline eller som introduserer en ny, ønsket faktor. Påvirkninger som er et resultat av direkte interaksjon mellom planlagt prosjektaktivitet og det mottakende miljøet. Påvirkninger som er et resultat av andre aktiviteter som er vurdert å inntreffe som en konsekvens av prosjektet. Påvirkninger som oppstår i etterkant av direkte eller indirekte påvirkninger som et resultat av påfølgende interaksjoner innen omgivelsene. Kombinerte påvirkninger av andre feltaktiviteter og andre menneskelige aktiviteter i området (f.eks. fiskeri). Påvirkninger på ressurser / resipienter som tydelig opphører, enten umiddelbart eller etterfulgt en akseptabel periode, etter endt prosjekt aktivitet. Påvirkninger på ressurser / resipienter som vedvarer etter endt prosjekt aktivitet som strekker seg over en lengre periode. Dette er påvirkninger som ikke kan reverseres ved implementering av avbøtende tiltak. De antatte påvirkninger er videre definert og vurdert i forhold til en rekke variabler, herunder primært intensitet, skala og varighet. Tilskrivning av en verdi til variablene vil stort sett være 40

41 objektiv. Dog, vil det i enkelte tilfeller være subjektivt da for eksempel omfang og retning av endringen ofte er vanskelig å definere. En forklaring av klassifiseringen og verdien brukt i KU er vist i Tabell 11. Tabell 11. Klassifisering av påvirkninger i forhold til intensitet, geografisk omfang og varighet Intensitet av påvirkninger Ubetydelig / ingen Ubetydelig / ingen påvirkninger på strukturen / funksjonen av ressurser / resipienter innenfor det berørte området. Liten Liten påvirkning på strukturen / funksjonen av ressurser / resipienter innenfor det berørte området, men den grunnleggende strukturen / funksjonen forblir upåvirket. Middels Delvis påvirkning på strukturen / funksjonen innenfor det berørte området. Delvis tap av struktur / funksjon til ressurser / resipienter. Stor Strukturen og funksjonen av ressurser / resipienter er fullstendig endret. Tap av struktur og funksjon er tydelig innenfor det berørte området. Geografisk omfang av påvirkninger Lokal Regional Nasjonal Grenseoverskridende Varighet av påvirkninger Påvirkninger er begrenset til feltområdet (opptil 1 km* fra feltsenteret, 1 km fra FPSO og 1 km fra rørledningene) Det vil være påvirkninger utover umiddelbar nærhet til feltområdet (lokale påvirkninger), og opptil 4 km utenfor feltområdet. Påvirkninger vil være begrenset til Norge. Påvirkninger vil strekke seg utenfor Norge. Umiddelbar Påvirkninger under og umiddelbart etter prosjektet. Påvirkningene stanser når aktiviteten stanser. Kortvarig Påvirkninger gjennom hele operasjonen og opptil et år etter operasjonen. Middels Påvirkninger som fortsetter over forlenget periode, mellom 1 til 10 år etter endt operasjon. Langvarig Påvirkninger som fortsetter over en forlenget periode, mer enn 10 år etter endt operasjon. * Avstanden er satt på basis av målestasjonene som er tatt med for Varg i den siste regionale miljøundersøkelsen /27/ Fremstilling av konsekvensresultater Begrepene og tilhørende farger brukt i Norsk olje og gass sin matrise (se Figur 15) er benyttet som basis for selve konsekvensvurderingen i KU. For hvert emne / problemstilling som drøftes i KU er de ulike kriteriene drøftet og evaluert som beskrevet i de foregående avsnittene. Utfallet av evalueringen er deretter illustrert ved bruk av en tabellmatrise som viser den endelige konsekvensen av de ulike emner / problemstillinger. På den måten kommer det tydelig frem hvilke vurderinger som ligger til grunn for den endelige konklusjonen for hvert enkelt emne / problemstilling. 41

42 4.2.4 Definisjon av tema for miljøkonsekvenser I konsekvensutredningen gjennomgås temaer / emner som dekker de vesentlige miljøkonsekvenser ved avvikling av Varg-installasjonen. I Tabell 12 er de ulike tema for miljøkonsekvenser kort beskrevet. Tabell 12. Forklaring av temaer for miljøkonsekvenser Miljøkonsekvenser Utslipp til sjø Påvirkning av havbunn Spredning av forurensing Påvirkning på biota Forsøpling Estetiske konsekvenser på mottaks-anlegg Avfalls-håndtering / ressursutnyttelse Beskrivelse av temaer Dette temaet omhandler effekter av tiltaket med hensyn til utslipp av miljøskadelige stoffer til vannmassene. Slike miljøskadelige stoffer kan være direkte utslipp av kjemikalier, olje, eller eksempelvis oppvirvling av sedimenter som inneholder miljøgifter. Dette dekker også gradvis utlekking av stoffer fra eksempelvis etterlatte rør. Dette omhandler direkte fysisk påvirkning på og i havbunnen, og at habitatet for organismer påvirkes. I dette inngår fysisk skade på sedimentene ved graving, fjerning av rør, steindumping, etc. Dette omhandler spredning av forurensning i vannmassene, eller ved at forurenset sedimenter virvles opp og resedimenterer i områder vekk fra påvirkningsområdet. Dette omhandler direkte eller indirekte påvirkning av organismer, det være seg bunngravende, bunnlevende, eller organismer i og på sjø. Dette omhandler forsøpling av havet, både havbunn og vannmassene. Inkludert er gjenstander som blir liggende i havbunnen, eller tildekket på havbunnen, eksempelvis rørledninger. I tillegg andre gjenstander som etterlates på havbunnen. Disse har nødvendigvis ikke en direkte miljøpåvirkning, men kan oppfattes estetisk negativt. Dette temaet omhandler aktiviteter på eller ved mottaksanlegg, og inkluderer støy, lukt, støv, visuelle forhold eller trafikk. Inkluderer også påvirkning av rekreasjonsområder eller effekter på turisme. Dette omhandler utnyttelse av ressurser med gjenbruk og gjenvinning som de mest gunstige avhendingsløsninger. 4.3 Temaspesifikk metode for energi betraktning og konsekvensvurdering av utslipp til luft Energibetraktningene utføres i henhold til anbefalingene gitt i retningslinjene fra Institute of Petroleum i London (IOP) /28/ for offshore avviklingsaktivitet. Betraktningene baseres på anslag over data om materialmengder i innretningen, varighet av marine operasjoner og type fartøyer. Inngangsdata for beregning av energi (energi for omsmeltning, drivstofforbruk osv) er i hovedsak hentet fra IOPs rapport. I tillegg er aggregert kunnskap om energibruk fra tidligere avviklingsprosjekter anvendt som referansepunkt. 42

43 Metodikken som anbefales i IOPs rapport er fundamentert omkring en livsløpstankegang, hvor det er følgende to forhold som dominerer: 1. Faktisk energiforbruk knyttet til drivstoff / elektrisitet for fartøyoperasjoner, og omsmeltning av metaller 2. Teoretisk energiforbruk ved nyproduksjon av materialer tilsvarende den mengde som deponeres (representerer potensiale for energibesparelse ved gjenvinning). Vanligvis vil beregningene i en KU baseres på relevante tekniske studier, der varighet av operasjonene estimeres. Normalt vil det i slike estimater ikke tas hensyn til omkringliggende forhold som potensielt kan påvirke varigheten av operasjonene. I tillegg er det mulig at varigheten kan påvirkes av den kontraktstrategi og fjerningsmetode som endelig velges. Av den grunn erkjennes det at det vil være en viss usikkerhet i estimatene i KU, henholdsvis anslått til % i Norsk olje og gass sin håndbok /19/. Når det gjelder utslipp til luft er imidlertid fokuset satt på de faktiske utslippene. Dette kommer av at flere av komponentene som vurderes kan ha lokale eller regionale effekter, og geografisk plassering ansees derfor som en viktig parameter. Det vil si at operasjoner relatert til aktiviteter som er direkte knyttet til disponeringsløsningen utgjør basisen for vurderingene. I all hovedsak er utslippene knyttet til fartøyoperasjoner, men utslipp fra omsmelting inngår også. Selve vurderingen av utslipp til luft inkluderer parameterne CO 2, NO x og SO 2, hvor nøkkeltall fra IOPs database ligger til grunn for vurderingene /28/. I enkelte tilfeller er også prosjektspesifikke nøkkeltall anvendt, som da er presisert i tilhørende tekst. 43

44 5 Statusbeskrivelse 5.1 Naturressurser og miljøforhold Det er gjennomført flere konsekvensutredninger i området. Både regionale konsekvensutredninger og lokale utredninger og overvåkninger. Naturressurser og miljøforhold i området hvor Varg er lokalisert er derfor godt dokumentert og beskrevet. Den regionale konsekvensutredningen (RKU) for Nordsjøen /20/, /21/ gir på et generelt grunnlag en beskrivelse av relevante naturressurser. «Helhetlig forvaltning av det marine miljøet i Nordsjøen og Skagerrak (forvaltningsplan)» /22/ knytter sammen eksisterende kunnskap om miljø og ressurser, næringsaktivitet, miljø- og samfunnskonsekvenser i området, hvor Varg er lokalisert. I tillegg brukes tilgjengelig oppdatert kunnskap. Herunder skal det nevnes referansene /23/, /24/, /25/, /26/ og /29/ fra Kystverket, Miljødirektoratet og Havforskningsinstituttet. I tillegg brukes data og årlige rapporter fra Fiskeridirektoratet vedrørende fiskeri /23/, samt overvåkningsresultater fra miljøundersøkelsene på Varg (Region II) /27/, /30/ som en del av denne konsekvensutredningen Beskrivelse av området I de midtre delene av Nordsjøen, der Varg er lokalisert, er det relativt grunne havområder med dyp på mindre enn 100 m. Her har også vannmassene lavere saltholdighet sammenlignet med Atlanterhavsvannet- for det meste under 35. I vinterhalvåret er vannmassene gjennomblandet, men sommerstid er det en markert lagdelt vannsøyle, med et øvre vannlag på m med varmere vannmasser. I området sirkulerer vannet langs kysten og stort sett mot klokken. Det er en generell østgående drift i dette området mot Norge, som modifiseres av tidevann og vind. Hovedstrømforholdene i Nordsjøen og Skagerrak er illustrert i Figur 16. De røde pilene indikerer innstrømning av atlantisk vann, mens de grønne pilene angir hovedretningene til sirkulasjon av kystvann (Kyststrømmen). 44

45 Figur 16. Skjematisk kart over den generelle sirkulasjonen og dybdeforhold i Nordsjøen og Skagerrak /22/. Posisjon til Varg er markert med stjerne. I grunne havområder i Nordsjøen, som ved (84 m dyp), er ofte prosessene på bunnen og oppe i vannmassene nær koblet, noe som bidrar til høy produktivitet. Grunnet ulike fysiske forhold mellom årstidene vil produksjonen av planteplankton variere deretter. Om vinteren er produksjonenen begrenset av lite lys og lav temperatur med liten lagdeling av vannmassene. Da stiger næringsinnholdet i de øvre vannlagene fordi vinden blander vannet vertikalt, og tilførslene av næring fra dyphavet og land øker. Om våren ligger forholdene derimot mer til rette for en oppblomstring av planteplankton. I denne perioden vil lysforholdene bli bedre og den vertikale blandingen vil avta. Selve oppblomstringen av planteplankton gir grunnlaget for hele den videre næringskjeden; via dyreplankton og fisk til topp-predatorer som fugl, sel og hval. Figur 17 illustrerer sedimentforholdene i Nordsjøen. I Varg-området består sedimentene av tett, fin sand med lavt innhold av pelitt og totalt organisk materiale (TOM). Normalt vil slike sedimenter være utsatt for lav eller ingen erosjon. 45

46 Figur 17. Sedimentforholdene i Nordsjøen /20/. Posisjon til Varg er markert med stjerne Tilstanden på Varg (sediment og forurensninger) Vann- og oljebasert borevæske er benyttet under boreprosessene på. Brønnene på Varg er alle blitt boret etter at forbudet mot utslipp av oljeholdig borekaks (>1% olje, 10 g/kg) trådde i kraft i Oljebasert kaks generert på feltet er således blitt re-injisert eller sendt til land for videre behandling. Vannbasert borekaks er sluppet ut på feltet, totalt ca tonn i perioden /30/. På bakgrunn av at det i regionsrapporten /30/ nevnes et mulig utslipp av tonn oljebasert slam / borekaks (OBM) i 1999 vil det bli gjennomført en «site survey» av havbunnen i nærheten av Varginstallasjonen. Dette er også for å få klarhet i upresis informasjon ved forboringene i 1984 og Varg er lokalisert i Region II på norsk sokkel og inngår som en del av miljøundersøkelsene av bunnforholdene for regionen som utføres hvert tredje år. Regionale 46

47 miljøovervåkningsundersøkelser i denne regionen er blitt utført fem ganger, hvorav den første miljøundersøkelsen ble utført i Region II deles inn i tre subregioner, hvor Varg inngår i den sørligste delen av den grunne subregionen (77-96 m). Denne subregionen er karakterisert ved minst vanndyp, mer fin sand, mindre mengder THC (Totale Hydrokarboner), TOM (Totalt Organisk Materiale) og pelitt (silt / leire), og mindre av metallene kvikksølv, barium, kobber og kadmium, sammenlignet med den sentrale subregionen. Miljøundersøkelsen utført i 1997 (før feltet kom i produksjon) utgjør grunnlagsundersøkelsen for /27/. Denne regionale undersøkelsen, som utgjør kunnskapsbasis for miljøtilstanden på feltet, gir utgangspunktet for de senere utførte overvåkingene av utvalgte miljøparametere og eventuelle endringer. Resultatene fra miljøundersøkelsen i 2009 /30/ viste en kontaminering av THC ut til 1000 m mot nordøst, og ut til 500 m i de tre andre retningene. I tillegg ble barium påvist i forhøyede nivåer ut til 250 m mot nordøst og sørvest. Størrelsen på arealet kontaminert med THC og barium var allikevel nedadgående sammenlignet med resultater fra målingene i 2003 og Radioaktiviteten ble målt ved to stasjoner i 2009, 250 m avstand fra feltsenteret, med den konklusjon at ingen av de radioaktive isotopene på feltstasjonene viste forhøyede verdier. Den sist utførte miljøundersøkelsen i 2012 utgjør grunnlaget for beskrivelsen gitt for feltet i dette avsnittet /27/. Denne miljøovervåkningsundersøkelsen innbefattet prøvetakning av sediment utført på seks stasjoner lokalisert på, illustrert Figur 18. N Ø Figur 18. Plassering av prøvetakningsstasjonene i forhold til feltsenteret (Varg, blå rute) og den flytende produksjonsenheten (FPU, blå rute) /27/ Som indikert i figuren ble det tatt kjemiske prøver fra alle stasjonene, mens de biologiske prøvene kun ble tatt ved fire av stasjonene. Prøvetakingen inkluderte måling av oljehydrokarboner (THC, 47

48 PAH og NPD) og utvalgte metaller. I tillegg var det gitt sedimentbeskrivelser (fysiske forhold som partikkelstørrelsesfordeling, organisk innhold etc.) og bekrivelse av bunnfauna (gitt ved spesifikke arts- og individforhold). Utvalgte miljøparametere målt er gitt i Tabell 13. Tabell 13: Konsentrasjoner av hydrokarboner og metaller Stasjon Retning/ Avstand ( /m)* Utvalgte målte parametere (mg/kg TS) THC PAH NPD Ba Pb Cd Cu Cr Hg Zn VAR / ,1 <0,01 1,1 9,0 0,01 7 VAR / ,4 <0,01 0,8 9,2 0,01 8 VAR-09 20/ ,010 <0, ,6 <0,01 0,9 10,0 0,01 9 VAR-10 20/ ,015 0, ,7 0,01 1,3 10,3 0,01 11 VAR / ,7 <0,01 1,4 10,1 0,01 11 VAR / ,5 <0,01 0,9 9,7 0,01 8 R ,011 <0, ,7 <0,01 0,9 8,6 0,01 9 Min. ** 1 0,010 0, ,1 <0,01 0,8 9,0 0,01 7 Max. ** 5 0,015 0, ,6 0,01 1,4 10,3 0,01 11 LSC regiigrunn ,9 0,033 0, ,7 0,01 0,8 10,6 0,01 10 *: Avstand fra feltsenteret **: Reg ikke medregnet THC-konsentrasjon på Varg ligger i området 1-5 mg/kg og alle stasjonene ligger dermed under grensen for signifikant kontaminering (LSC) for Region II (LSC 5,9 mg/kg THC). Sammenliknet med tidligere undersøkelser er THC nivåene lavere enn i 1997, 2000 og 2003, og på samme nivå som 2006 og Videre er målte verdier for PAH og NPD lave og ligger også under LSC (0,033 mg/kg PAH og 0,02 mg/kg NPD). Av metallene er det spesielt barium som utpeker seg, med høyest gjennomsnittlig konsentrasjon ved VAR-10 med 496 mg/kg. Selv om VAR-10 (og VAR-12) er oppgitt med høyt standardavvik, ga reanalyse av prøven det samme resultatet. Bariumresultatene ligger høyere enn den regionale stasjonen R2-15 (25 mg/kg Ba). De øvrige metallene ligger på samme nivå som R2-15. Det bør nevnes at for den grunne subregionen, hvor Varg er en del av, varierer barium konsentrasjonene mellom mg/kg. Ved sammenligning med LSC (30,8 mg/kg Ba), viser undersøkelsen i 2012 forhøyede bariumverdier ved fem av stasjonene, hvorav dette er mest markant ved VAR-11 (250 m sør). Det er imidlertid ikke rapportert utslipp av baritt siden forrige undersøkelse i Alle stasjonene viser like høye eller forhøyede verdier av kobber og bly i forhold til LSC (0,8 mg/kg Cu og 6,7 mg/kg Pb). De resterende metallene (Cd, Cr, Hg, Ti og Zn) viser verdier på samme nivå eller lavere enn LSC. Sammenliknet med tidligere resultater er bariumverdiene noe forhøyet, men på samme nivå som i 2009 og Cr, Cu, Hg, Pb og Zn ligger på samme nivå, eller noe høyere enn tidligere. Figur 19 viser de relative THC og barium konsentrasjonene mellom stasjonene i i

49 Figur 19. Relativ konsentrasjon av THC og barium i sedimentoverflaten (0-1 cm) ved (X) Miljøstatusen ved Varg er vurdert til å være god og generelt upåvirket av utslipp fra oljevirksomheten /27/. På bakgrunn av dette er det ikke forventet spesielle problemstillinger relatert til fremtidige avviklingsaktiviteter Plankton Det pelagiske systemet i området ved Varg er antatt å være del av det typiske pelagiske systemet som er beskrevet for sentrale deler av Nordsjøen. Det tilsier en kraftig våroppblomstring av phytoplankton (en rekke grupper og arter) med bakgrunn i god tilgang av næringssalter samtidig som sollyset gir tilstrekkelig energi til å starte våroppblomstringen. Blomstringen vil kulminere sein vår, men gir næring til hele det planktoniske systemet, samt utsynking av mikroalger til benthos. Dyreplanktonet i Nordsjøen er diverst, med en rekke arter som lever planktonisk gjennom hele livssyklusen (hoppekreps, krill, pilorm etc), samt larver av et utall arter som lever det voksne liv knyttet til vannmassene, benthos eller strandsonen (fisk, pigghuder, polyppdyr, rur, bløtdyr etc) Bunnfauna Bunnfaunaen varierer geografisk, og har sammenheng med sedimentenes sammensetning. Også dyp, temperatur- og strømforhold virker inn på artssammensetningen, bl.a. fordi de fleste bunnlevende artene har larver som transporteres med vannmassene. Bunnfaunaen er viktig som føde for fisk som torsk, hyse og flyndre, i tillegg til å ha betydning for omsetningen av sedimentert organisk materiale. Sammensetningen av evertebrater som lever på og i bunnen i Nordsjøen viser et skille mellom en sørlig artssammensetning dominert av frittlevende organismer, mens den nordlige komponenten er mer dominert av fast-sittende bunnorganismer. er lokalisert på grensen mellom nord- og sørskillet med hensyn til bunnorganismer. 49

50 Det benthiske samfunnet ved Varg er meget godt beskrevet i miljøundersøkelsen som ble utført i Region II /27/. Størstedelen av biotaen består av Polycheata, både som antall individer og taxa. I tillegg er det stor andel av pigghuder, krepsdyr og bløtdyr i benthossamfunnet. Diversitetsindeksene til bunnfaunaen på Varg er noe lavere i 2012 sammenlignet med 2009, men høyere enn i Feltet ligger imidlertid i den sørlige grunne subregionen der resultatene fra de regionale stasjonene viser store naturlige variasjoner over tid. Dette gir derfor stort standardavvik for naturlig referanse (NR), og verdiene fra Varg ligger innenfor dette. Det er ikke påvist forstyrrelser i faunaen ved. I miljøundersøkelsen i Region II (2012) ble det ikke funnet indikasjoner på at bunnfaunaen ved Varg var forstyrret eller påvirket av aktiviteten i området /27/ Fisk De dominerende fiskeartene i de frie vannmassene i Nordsjøen er sild og brisling, som befinner seg i regionen hele året. Makrell og hestemakrell er i hovedsak til stede om sommeren når de vandrer inn i Nordsjøen fra sør og nordvest. De dominerende torskefiskene er torsk, hyse, hvitting og sei mens de viktigste flatfiskene er rødspette, gapeflyndre, sandflyndre, tunge og lomre. Tobis, øyepål og sild er de viktigste planktonspisende fiskebestandene i Nordsjøen. I de sentrale delene av Nordsjøen avløses den voksne silda av ungsild, brisling forekommer, og torskefiskene domineres av hvitting og hyse. Store deler av dette området er generelt mindre fiskerikt enn lenger nord, og det er preget av lav primærproduksjon. I øst, med dybder på m, er oppvekstområder for sild og torsk. Her er det også viktige tobisområder, og det er hovedhabitatet for flyndre. Tabell 14 presenterer de viktigste fiskeartene i Nordsjøen. Tabell 14. Viktigste fiskeartene i Nordsjøen; hva de spiser, gyteperiode og habitat Art Næring Gyteperiode Habitat Torsk Sei Makrell Nordsjøsild (nøkkelart i området) Øyepål Tobis / Havsil (nøkkelart i økosystemet) Krepsdyr, tobis, sild og øyepål Hoppekreps, krill, larver og yngel, øyepål og sild Planktonspiser, fiskelarver og småfisk Plankton, inkludert krill og hoppekreps Krepsdyr, inkludert Januar og april Januar til mars Mai - juli Høst Bunnlevende, men beiter også i høyere lag Bunnlevende, men beiter også i høyere lag Pelagisk, stim Pelagisk, stim Mars til april Tilknyttet krill og hoppekreps mudderbunn Plankton November til februar Sandbunn, graver seg ned i sanden, dvale på vinteren 50

51 5.1.6 Pattedyr Bortsett fra Norskerenna så er Nordsjøen et grunt havområde med dybder fra 50 til 200 meter i de nordligste delene. Dette gjør at området er mindre egnet som oppholdssted for de store hvalartene. Tre mindre hvalarter opptrer imidlertid regelmessig i Nordsjøen: vågehval, nise og kvitnos (springer). Disse finnes over store deler av havområdet og beiter på fisk som tobis, sild og makrell, men også på dyreplankton. Nise og springer er knyttet til regionen mens vågehval oppholder seg i området i forbindelse med næringsvandring og er da mest tallrik i områdene nord og vest i Nordsjøen. Nise er klart den mest tallrike hvalarten i Nordsjøen og tellinger gjort mellom tyder på at bestanden i denne tidsperioden er relativt stabil. Det kan imidlertid være store endringer fra år til år i fordelingen av nise og vågehval i Nordsjøen, noe som antakelig er en følge av endringer i byttedyrsituasjonen. Springer er en fellesbetegnelse på kvitnos og kvitskjeving. Kvitnosen er den absolutt vanligste i Nordsjøområdet. Denne antas å spise fisk i de frie vannmassene. Andre hvalarter, både bardehvaler og delfinarter, opptrer sporadisk i området. Det finnes to selarter i Nordsjøen, steinkobbe og havert. Begge disse artene er stedegne og kystnære Sjøfugl Sjøfugl er en viktig komponent i kyst- og havmiljøet, blant annet som et svært synlig ledd på toppen av lange næringskjeder. Bestandsutvikling, overlevelse og reproduksjon hos sjøfugl er gode indikatorer på tilstanden i marine økosystemer. Nordsjøen (Skagerrak inkludert) huser store bestander av sjøfugl. Det er imidlertid et fåtall arter av sjøfugl som hekker i Nordsjøen. Dette skyldes først og fremst at det ikke eksisterer noen store fuglefjell i området. Dette gjør også at de fleste store kolonier av klippehekkende arter befinner seg nord for polarsirkelen. Nordsjøen og Skagerak er likevel et viktig område for mange bestander av sjøfugl. I hekkeperioden er området primært viktig for bestander tilhørende i Sør-Norge og nordøstlige deler av Storbritannia. Utenom hekketiden er området viktig og brukes av sjøfugl fra hekkeområdene lenger nord. Bestandene av sjøfugl varierer svært mye med årstid og fuglene bruker ofte helt andre områder på vinteren enn på sommeren. De fleste sjøfugler oppholder seg på kysten eller i relativt kystnære farvann og i nærheten av hekkelokaliteten og kolonien i hekkeperioden. Man kan allikevel finne at enkelte arter, som f eks havhest kan vandre mye lenger mellom hver gang den besøker hekke lokaliteten. Alkefuglene derimot oppholder seg nærmere kolonien i hekkeperioden. En del arter - som havsule, havhest, krykkje og alkefugler - har tilhold i åpent hav gjennom det meste av vinterhalvåret. Under svømmetrekket den første måneden etter hekkingen kan det være et betydelig antall ikke flygedyktige alkefugler i åpent hav i Nordsjøen og på bankene. Fugl på åpent hav er vanskelig å kvantifisere, og variasjoner gjennom året og mellom områder er store. Store ansamlinger kan finnes, spesielt i områder med høy tetthet av byttedyr som pelagisk fisk, og gjennom flokkdannelse i perioder av året. Det er ikke antatt at er et område med spesiell høy tetthet av sjøfugl. 51

52 Sjøfugl og miljøverdi På hjemmesiden til Miljødirektoratet finnes vurderinger av miljøverdiene i havområdene våre /31/. Fordelingen av arter, naturtyper og økosystemfunksjoner bestemmer områdenes miljøverdi i havet. Når sjøfugl skal hekke oppsøker de gjerne bestemte, gunstige steder der de samler seg i store mengder. Slike steder er eksempler på områder med stor miljøverdi. NINA og Polarinstituttet er ansvarlige for oppdatering og kvalitetssikring av sine respektive sjøfugldatabaser, og samarbeider om presentasjon av dataene gjennom SEAPOP. Datagrunnlaget for åpent hav, som også dekker Varg-området, er basert på modellerte data, der utbredelsen er modellert ut fra toktdata over nesten 30 år samt miljøparametere og geografi gjennom GAMmodeller /32/. Dataene fra Nordsjøen og Skagerrak omfatter data fra institusjoner i alle Nordsjølandene gjennom databasen Seabirds at Sea. En beskrivelse av verdisetting av sjøfugl på åpent hav tar utgangspunkt i en rekke parametere som nasjonal status, hvilken status artene har på rødlista, om arten er ansvarsart etc. En nærmere beskrivelse av kriterier for fastsettelse av miljøverdi er gitt i /33/. Figur 21 viser miljøverdi for sentrale og sørlige deler av Nordsjøen /31/. er lokalisert i randsonen i vest av et område som får miljøverdi på 6 til 7 fra og med desember til om med mars. Som et resultat fra analysen i karttjenesten er dette et viktig område på grunn av lokalisering av lomvi - åpent hav, med kriteriebeskrivelse K2 Livshistorisk viktige områder (verdi 1), og kriteriebeskrivelse K3 Trua, sårbare eller nedadgående arter (verdi 3). Dette viser at området får en relativ høy miljøverdi på grunn av tilstedeværelse av lomvi på åpent hav i vinterperioden fordi arten er truet, sårbar eller for nedadgående. I vår- sommer- og høstperioden (april november) er det de kystnære områdene som har høyest miljøverdi, og det er ikke registrert miljøverdi i denne perioden for selve Varg-området. I tilstøtende områder rundt Varg er det registrert områder med miljøverdi 6 til 7 også i denne perioden /31/. Likevel kan det konkluderes at Varg-området ikke er et spesielt viktig område for sjøfugl. 52

53 Figur 20. Øverst: Miljøverdi for sjøfugl i den sentrale og sørlige delen av Nordsjøen i perioden desember mars. Nederst: Miljøverdi for sjøfugl i området ved i perioden april juli (venstre panel), og august november (høyre panel). er markert med ring /31/. 53

54 5.1.8 Særlig Verdifulle Områder (SVO) Gjennom arbeidet med «Helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerak» ble det faglige grunnlaget analysert og beskrevet gjennom flere fagrapporter. Rapporten «Sårbarhet for særlig verdifulle områder» er en del av det faglige grunnlaget for forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak /29/. Her defineres flere områder som ansees som særlig verdifull med bakgrunn i ulike ressurser (dyreliv), habitat, naturtype, landskap, kulturhistorie og geologi. Figur 21. Særlige verdifulle og sårbare områder i Nordsjøen og Skagerak. Varg er markert med stjerne /22/. ligger utefor definerte områder som er særlig verdifulle og sårbare, men øst og sør for Varg er det en SVO som defineres ut fra gytefelt for makrell. Det påpekes likevel at disse gyteområdene ikke er statiske og definerte, slik at det i enkelte år kan være sannsynlig med gyting også innen Varg-området. 54

55 5.2 Samfunnsinteresser og næringsvirksomhet i området Kulturminner Det er generelt et potensiale for å finne kulturminner på norsk kontinentalsokkel, både i form av steinalderfunn og skipsvrak. Funn fra steinalderen vil på norsk sokkel typisk befinne seg i de øverste 50 cm av bunnsedimentene. Typiske gjenstander er ulike former for steinredskaper, selv om en ikke kan utelukke funn av organisk materiale. Norsk oljemuseum har på oppdrag fra Olje- og energidirektoratet, Oljedirektoratet og Norsk olje og gass utarbeidet en kulturminneplan for Petroleumssektoren. I denne er det en prioriteringsliste over felt som industrien, fagmyndighetene og Riksantikvaren definerer som de mest interessante kulturminnene fra Petroleumsvirksomheten, med A som høyeste og D som laveste prioritet. Varginstallasjonen har fått prioritet C, nest laveste prioritet. Figur 22 viser fordelingen av kjente skipsvrak langs og utenfor kysten. Av figuren fremkommer det at Varg-installasjonen ikke befinner seg i et område hvor det er registrert et stort antall skipsvrak. Det er heller ikke registrert vrak under inspeksjonene som er utført på feltet. Figur 22. Oversikt over skipsvrak fra Fiskeridatabasen og Oljedirektoratet /34/. er markert med sort stjerne. 55

Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på Rev-feltet

Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på Rev-feltet Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på Konsekvensutredning (KU) 2.12.2014 3 2.12.2014 Issued for Approval RS HG JMH 2 13.11.2014 Issued for Partner & Legal comment EK HG JMH 1 23.09.2014

Detaljer

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

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

Detaljer

Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på Huldra-feltet

Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på Huldra-feltet Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på Huldra-feltet Konsekvensutredning 13. april 2012 Forord Foreliggende konsekvensutredning er basert på fastsatt utredningsprogram utarbeidet

Detaljer

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan

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

Detaljer

Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på Volve-feltet

Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på Volve-feltet Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på Volve-feltet Konsekvensutredning Mars 2013 Forord Foreliggende konsekvensutredning er utarbeidet i henhold til petroleumslovens bestemmelser

Detaljer

Vedlegg 1. Høringsliste

Vedlegg 1. Høringsliste Vedlegg 1. Høringsliste Navn Arbeids og sosialdepartementet Arbeids- og velferdsdirektoratet (NAV) Direktoratet for Arbeidstilsynet Direktoratet for samfunnssikkerhet og beredskap Fiskebåtsredernes forbund

Detaljer

Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på Huldra-feltet

Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på Huldra-feltet Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på Huldra-feltet Forslag til program for konsekvensutredning 14. mars 2011 Forord Foreliggende forslag til program for konsekvensutredning (utredningsprogram,

Detaljer

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

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

Detaljer

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

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

Detaljer

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan

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

Detaljer

Gjenvinning av offshoreinstallasjoner

Gjenvinning av offshoreinstallasjoner Gjenvinning av offshoreinstallasjoner Dette er AF Gruppen Entreprenør- og industrikonsern: Anlegg Bygg Eiendom Miljø Energi Omsetning i 2011 på 7.4 MRD Resultat før skatt på 404 MNOK Notert på Oslo Børs

Detaljer

AVVIKLING OG DISPONERING AV INNRETNINGER PÅ HOD-FELTET. OVERSENDELSE AV KONSEKVENSUTREDNING FOR HØRING.

AVVIKLING OG DISPONERING AV INNRETNINGER PÅ HOD-FELTET. OVERSENDELSE AV KONSEKVENSUTREDNING FOR HØRING. Olje- og energidepartementet Postboks 8148 Dep 0033 Oslo Att.: Gunnar Hognestad Direct Tel.: Direct Fax: Date: 47-52 01 30 00 47-52 01 30 20 18-Feb-14 AVVIKLING OG DISPONERING AV INNRETNINGER PÅ HOD-FELTET.

Detaljer

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan

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

Detaljer

Tillatelse etter forurensningsloven

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

Detaljer

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

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

Detaljer

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

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

Detaljer

Avvikling og disponering av Ekofisk I Konsekvensutredning

Avvikling og disponering av Ekofisk I Konsekvensutredning Avvikling og disponering av Ekofisk I Konsekvensutredning SHELL AVVIKLING OG DISPONERING AV EKOFISK I KONSEKVENSUTREDNING Grafisk tilrettelegging og produksjon: Eirik Moe Grafisk Design / Yngve Knausgård

Detaljer

St.meld. nr. 47 (1999-2000)

St.meld. nr. 47 (1999-2000) St.meld. nr. 47 (1999-2000) Disponering av utrangerte rørledninger og kabler på norsk kontinentalsokkel Tilråding fra Olje- og energidepartementet av 29. september 2000, godkjent i statsråd samme dag.

Detaljer

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

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

Detaljer

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan

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

Detaljer

Søknad om tillatelse til injeksjon og utslipp av naturlig forekommende radioaktive stoffer fra FPSO Goliat i driftsfasen

Søknad om tillatelse til injeksjon og utslipp av naturlig forekommende radioaktive stoffer fra FPSO Goliat i driftsfasen TABLE OF CONTENTS 1. INNLEDNING... 3 2. FORKORTELSER OG DEFINISJONER... 3 3. FORETAKET... 4 3.1 Feltbeskrivelse... 5 3.1.1 Lisensforhold og beliggenhet... 5 3.1.2 Utbyggingløsning og produksjonsperiode...

Detaljer

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

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

Detaljer

Aktivitetsbilder for petroleumsvirksomhet i det nordøstlige Norskehavet

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

Detaljer

Søknad om utslippstillatelse pa Draugenfeltet i 2014. Brønnintervensjon pa E1 brønnen A/S NORSKE SHELL

Søknad om utslippstillatelse pa Draugenfeltet i 2014. Brønnintervensjon pa E1 brønnen A/S NORSKE SHELL Søknad om utslippstillatelse pa Draugenfeltet i 2014 Brønnintervensjon pa E1 brønnen A/S NORSKE SHELL Oktober 2014 Brønnintervensjon på E1 på Draugenfeltet Side 2 av 8 Innholdsfortegnelse 1 Generell informasjon

Detaljer

Null. miljøskadelige. utslipp. til sjø på norsk sokkel

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

Detaljer

Fremtidige utbygginger

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

Detaljer

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

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

Detaljer

Sokkelåret 2009. Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 15. januar 2010

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

Detaljer

Pressepakke Jette Drift Brønn 25/8-E-1 H og 25/8-D-1 AH T3, samt havbunnsanlegg inkl rørledning. No. of Sheets: Document Number: ????

Pressepakke Jette Drift Brønn 25/8-E-1 H og 25/8-D-1 AH T3, samt havbunnsanlegg inkl rørledning. No. of Sheets: Document Number: ???? 02 151006 Oppdatering 01 140510 Utkast Stein Risstad Larssen Anita Grimsrud Torgeir Anda Rev. Date Reason for Issue Prep. Checked Accepted Drift Brønn 25/8-E-1 H og 25/8-D-1 AH T3, samt havbunnsanlegg

Detaljer

Årsrapport for utslipp 2014 Sigyn

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

Detaljer

Nullutslipp. Utslipp til sjø. Faktaark fra OLF Oljeindustriens Landsforening

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

Detaljer

Avvikling av Valhall QP Konsekvensutredning

Avvikling av Valhall QP Konsekvensutredning Avvikling av Valhall QP Konsekvensutredning 16. november 2015 Avvikling av Valhall QP Konsekvensutredning Forord Foreliggende konsekvensutredning er utarbeidet i henhold til fastsatt utredningsprogram,

Detaljer

12 Felt under utbygging

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

Detaljer

Plugging og permanent avstengning av brønnene A53 og A55 på Draugen

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

Detaljer

ShellExploration & Production

ShellExploration & Production ShellExploration & Production Miljødirektoratet Postboks5672Sluppen 7485Trondheim Attn BentBarmanSkaare A/S Norske Shell P.O. Box 40 4098 Tananger Norway Mobiltelefon 99321 139 E-postjanmartin.haug@shell.com

Detaljer

Forventninger til bransjen og nyttig informasjon. Ingvild Marthinsen, seksjonsleder industriseksjon 1

Forventninger til bransjen og nyttig informasjon. Ingvild Marthinsen, seksjonsleder industriseksjon 1 Forventninger til bransjen og nyttig informasjon Ingvild Marthinsen, seksjonsleder industriseksjon 1 Krav til søknad om tillatelse Vannforskriften Beskrive miljøtilstanden i resipient (økologisk og kjemisk

Detaljer

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

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

Detaljer

Klifs oppsummering og kommentarer til høringsuttalelsene

Klifs oppsummering og kommentarer til høringsuttalelsene Vedlegg Klifs oppsummering og kommentarer til høringsuttalelsene Klima- og forurensningsdirektoratet leverte en rapport om avvikling av utrangerte offshoreinstallasjoner (TA 2643-2010) 18. mai 2010 til

Detaljer

Opprydding av forurenset grunn på Fornebu

Opprydding av forurenset grunn på Fornebu Opprydding av forurenset grunn på Fornebu Grønn Bygg Allianse, 3. Februar 2004 Tone Westby, Statsbygg Fornebu 1998 Statsbygg og Oslo kommune: Forvaltningsansvar fra 8. oktober 1998. Miljøoppfølgingsprogram

Detaljer

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

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

Detaljer

Innbydelse til å søke om utvinningstillatelse for petroleum

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

Detaljer

SIGYN. KU-dokumentasjon

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

Detaljer

Forskriftsteksten følger som vedlegg til høringsnotatet. 2. BAKGRUNN

Forskriftsteksten følger som vedlegg til høringsnotatet. 2. BAKGRUNN HØRINGSNOTAT UTKAST TIL NYTT KAPITTEL I FORURENSNINGSFORSKRIFTEN OM MILJØSIKKER LAGRING AV CO 2 SAMT MINDRE ENDRINGER I AVFALLSFORSKRIFTEN OG KONSEKVENSUTREDNINGSFORSKRIFTEN 1. SAMMENDRAG Klima- og miljødepartementet

Detaljer

Klasseromsforsøk om lagring av CO 2 under havbunnen

Klasseromsforsøk om lagring av CO 2 under havbunnen Klasseromsforsøk om lagring av CO 2 under havbunnen Jan Martin Nordbotten og Kristin Rygg Universitetet i Bergen Konsentrasjonen av CO 2 i atmosfæren har steget fra 280 ppm til 370 ppm siden den industrielle

Detaljer

Rene Listerfjorder. Rene Listerfjorder presentasjon av miljøundersøkelse i Fedafjorden

Rene Listerfjorder. Rene Listerfjorder presentasjon av miljøundersøkelse i Fedafjorden Rene Listerfjorder et samarbeidsprosjekt om kartlegging og opprensking av forurenset sjøgrunn Rene Listerfjorder presentasjon av miljøundersøkelse i Fedafjorden 1. Innledning. Eramet Norway Kvinesdal AS,

Detaljer

Rapport. Avvikling av utrangerte offshoreinstallasjoner

Rapport. Avvikling av utrangerte offshoreinstallasjoner Rapport Avvikling av utrangerte offshoreinstallasjoner TA 2643 2010 1. Forord Denne rapporten er utarbeidet av Klima- og forurensningsdirektoratet med innspill fra Oljedirektoratet, Helsedirektoratet,

Detaljer

PRESSEPAKKE JETTE I DRIFT DET NORSKE OLJESELSKAP ASA

PRESSEPAKKE JETTE I DRIFT DET NORSKE OLJESELSKAP ASA PRESSEPAKKE JETTE I DRIFT DET NORSKE OLJESELSKAP ASA INNHOLDSFORTEGNELSE 1 INNLEDNING... 2 1.1 FORMÅL MED DOKUMENTET... 2 1.2 DET NORSKE OLJESELSKAP... 2 2 OM JETTEFELTET... 2 2.1 EN BESKRIVELSE... 3 2.2

Detaljer

Oversikt over felt og viktige nullutslippstiltak per 13.09.02 Vedlegg

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

Detaljer

TECHNICAL REPORT OLF

TECHNICAL REPORT OLF TECHNICAL REPORT OLF HÅNDBOK I KONSEKVENSUTREDNING VED OFFSHORE AVVIKLING RAPPORT NR. 00-4041 REVISJON NR. 00 DET NORSKE VERITAS Dato for første utgivelse: Prosjekt nr.: 15. mars 2001 58101612 Godkjent

Detaljer

Hydro vil videreutvikle norsk sokkel

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

Detaljer

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

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

Detaljer

Hvordan kan erfaringene med tiltak mot forurensede sedimenter komme mineralindustrien til nytte?

Hvordan kan erfaringene med tiltak mot forurensede sedimenter komme mineralindustrien til nytte? ISSN 1893-1170 (online edition) ISSN 1893-1057 (printed edition) www.norskbergforening.no/mineralproduksjon Notat Hvordan kan erfaringene med tiltak mot forurensede sedimenter komme mineralindustrien til

Detaljer

Over 60 % av kontraktene så langt til norsk industri

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

Detaljer

Konsekvensutredningsprogram for Lopphavet

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

Detaljer

Seismikk regulering forholdet til fiskeriene

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

Detaljer

Utslippsrapport for TAMBAR feltet

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

Detaljer

Navn på virksomhet Foretaksnummer Besøksadresse Postadresse Telefonnummer, faksnummer, e-postadresse Internettadresse Organisasjonskart

Navn på virksomhet Foretaksnummer Besøksadresse Postadresse Telefonnummer, faksnummer, e-postadresse Internettadresse Organisasjonskart Dette dokumentet gir veiledning til søknad om tillatelse til utslipp av radioaktiv forurensning og håndtering av radioaktivt avfall i henhold til 11 og 29 i forurensningsloven, jf. 4 i forskrift 1.11.2010

Detaljer

Erfaring med levetidsforlengelse på Valhall. OLF levetidsseminar 14. juni 2012 Graeme Dick

Erfaring med levetidsforlengelse på Valhall. OLF levetidsseminar 14. juni 2012 Graeme Dick Erfaring med levetidsforlengelse på Valhall OLF levetidsseminar 14. juni 2012 Graeme Dick Innhold Innledning Bakgrunnsinformasjon om Valhall Samtykkesøknader utarbeidet Utarbeidelse av søknadene Erfaringen

Detaljer

Søknad om tillatelse til håndtering av radioaktivt avfall

Søknad om tillatelse til håndtering av radioaktivt avfall Søknad om tillatelse til håndtering av radioaktivt avfall Innledning Pipetech International søker om ny tillatelse til å håndtere LRA (Lav Radioaktivt Avfall) offshore, en videreføring av Godkjenning GP10-01

Detaljer

Privat aktivitet Forskningsaktivitet

Privat aktivitet Forskningsaktivitet MELDINGSSKJEMA FOR AKTIVITETER I ANTARKTIS FORHÅNDSMELDING OG MILJØKONSEKVENSVURDERING IHT. 9 I FORSKRIFT 26. APRIL 2013 OM MILJØVERN OG SIKKERHET I ANTARKTIS (ANTARKTISFORSKRIFTEN) DEL 1: OM AKTIVITETEN

Detaljer

Plan for utbygging og drift. Troll Prosjekter

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

Detaljer

Samarbeid med arbeidslivet; Forutsetninger for utvikling og gjennomføring av bedriftsrelatert utdanning.hva må ivaretas for å lykkes?

Samarbeid med arbeidslivet; Forutsetninger for utvikling og gjennomføring av bedriftsrelatert utdanning.hva må ivaretas for å lykkes? Samarbeid med arbeidslivet; Forutsetninger for utvikling og gjennomføring av bedriftsrelatert utdanning.hva må ivaretas for å lykkes? Tromsø 07.10.2010 Liv Nielsen Eni Norge www.eninorge.no Innholdet i

Detaljer

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

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

Detaljer

NORDSJØEN OG SKAGERRAK

NORDSJØEN OG SKAGERRAK Helhetlig forvaltningsplan for NORDSJØEN OG SKAGERRAK SAMMENDRAG PRIORITERTE KUNNSKAPSBEHOV Prioriterte kunnskapsbehov Sammendrag for rapport om prioriterte kunnskapsbehov Om rapporten om prioriterte

Detaljer

RFO-aktiviteter på Edvard Grieg oljeeksportrørledning

RFO-aktiviteter på Edvard Grieg oljeeksportrørledning Statoil Petroleum AS 4035 STAVANGER v./reidun Førdestrøm Verhoeven Oslo, 06.01.2015 Deres ref.: AU-EGP-00025/AU-DPN OW-00077 Vår ref. (bes oppgitt ved svar): 2014/8135 Saksbehandler: Mihaela Ersvik RFO-aktiviteter

Detaljer

Del 2 Konsekvensutredning

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

Detaljer

Utbyggingen av Skarvfeltet og videre plan for Skarvområdet. Eivind Hansen, driftsdirektør - Skarv Sandnessjøen 10. juni 2010

Utbyggingen av Skarvfeltet og videre plan for Skarvområdet. Eivind Hansen, driftsdirektør - Skarv Sandnessjøen 10. juni 2010 Utbyggingen av Skarvfeltet og videre plan for Skarvområdet. Eivind Hansen, driftsdirektør - Skarv Sandnessjøen 10. juni 2010 Gas rate, MSm3/d Oil & Cond Rate ksm3/d Skarv området Skarv eiere BP 23.8% Statoil

Detaljer

Analyse av løftehendelser 2005-2010

Analyse av løftehendelser 2005-2010 Analyse av løftehendelser 2005-2010 Hvordan redusere uønskede hendelser og skader ved materialhåndtering i petroleumsvirksomheten Stavanger 21 og 22 november 2012 Jan Ketil Moberg sjefingeniør- logistikk

Detaljer

(19) NO (11) 325577 (13) B1

(19) NO (11) 325577 (13) B1 (12) PATENT (19) NO (11) 325577 (13) B1 NORGE (51) Int Cl. E02B 17/00 (2006.01) B63B 35/44 (2006.01) Patentstyret (21) Søknadsnr 20060693 (86) Int.inng.dag og søknadsnr (22) Inng.dag 2006.02.14 (85) Videreføringsdag

Detaljer

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

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

Detaljer

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

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

Detaljer

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan

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

Detaljer

MEMORANDUM MELLOM ENERGISTYRELSEN PETROLEUMSTILSYNET TILSYNSAKTIVITETER UTVEKSLING AV INFORMASJON VEDRØRENDE UTVINNING OG OVERFØRING AV PETROLEUM FRA

MEMORANDUM MELLOM ENERGISTYRELSEN PETROLEUMSTILSYNET TILSYNSAKTIVITETER UTVEKSLING AV INFORMASJON VEDRØRENDE UTVINNING OG OVERFØRING AV PETROLEUM FRA MEMORANDUM MELLOM ENERGISTYRELSEN OG PETROLEUMSTILSYNET OM TILSYNSAKTIVITETER OG UTVEKSLING AV INFORMASJON VEDRØRENDE UTVINNING OG OVERFØRING AV PETROLEUM FRA TRYMFELTET TIL HARALD-INNRETNINGEN Desember

Detaljer

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

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

Detaljer

Troll Videreutvikling

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

Detaljer

Klima- og forurensningsdirektoratet vurdering av de foreslåtte blokkene

Klima- og forurensningsdirektoratet vurdering av de foreslåtte blokkene Miljøverndepartementet Boks 8013 Dep 0030 Oslo Klima- og forurensningsdirektoratet Postboks 8100 Dep, 0032 Oslo Besøksadresse: Strømsveien 96 Telefon: 22 57 34 00 Telefaks: 22 67 67 06 E-post: postmottak@klif.no

Detaljer

Kyotoavtalen. Store ambisjoner UTSLIPP TIL LUFT

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

Detaljer

Seminar om hydrogeologi og miljøgeokjemi 14.2.2011

Seminar om hydrogeologi og miljøgeokjemi 14.2.2011 Seminar om hydrogeologi og miljøgeokjemi 14.2.2011 Industri i havner Fokus: Skipsverft Marit Elveos, Norconsult Bodø Gaute Salomonsen, Norconsult Horten Innhold Historikk skipsverft Miljøtilstand i havner

Detaljer

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

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

Detaljer

DNO ASA. Resultat 2. kvartal. 1. halvår

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

Detaljer

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

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

Detaljer

PRESSEPAKKE IVAR AASEN DET NORSKE OLJESELSKAP ASA

PRESSEPAKKE IVAR AASEN DET NORSKE OLJESELSKAP ASA PAGE : 1 of 13 PRESSEPAKKE IVAR AASEN DET NORSKE OLJESELSKAP ASA Innhold 1. INNLEDNING... 2 1.1. Formålet med dokumentet... 2 1.2. Det norske oljeselskap... 2 1.3. HMS... 2 2. OM IVAR AASEN-FELTET... 2

Detaljer

Regelverkspliktig innsending av materiale og opplysninger på ressursforvaltningsområdet

Regelverkspliktig innsending av materiale og opplysninger på ressursforvaltningsområdet Regelverkspliktig innsending av materiale og opplysninger på ressursforvaltningsområdet Dette er en alfabetisk oversikt over regelverkspliktig innsending av materiale og opplysninger. Den viser hva som

Detaljer

Begrenset Fortrolig. T-1 Eivind Sande Deltakere i revisjonslaget Lin Silje Nilsen, Hans Kjell Anvik, Bente Hallan og Eivind Sande 6.10.

Begrenset Fortrolig. T-1 Eivind Sande Deltakere i revisjonslaget Lin Silje Nilsen, Hans Kjell Anvik, Bente Hallan og Eivind Sande 6.10. Revisjonsrapport Rapport Rapporttittel Aktivitetsnummer Tilsynet med styring av risiko for akutte utslipp - Statoil Norne 001128014 og 015 Gradering Offentlig Unntatt offentlighet Begrenset Fortrolig Strengt

Detaljer

2 Konsekvenser knyttet til impelementering av CTS system på planlagt rigg og ved eventuellt bytte til annen rigg

2 Konsekvenser knyttet til impelementering av CTS system på planlagt rigg og ved eventuellt bytte til annen rigg Miljødirektoratet v/ Hanne-Marie Øren Strømsveien 96 0663 Oslo Side 1 av 5 1 Introduksjon Refererer til videomøte med KLIF 28.06.2013. Møtet ble holdt for å avklare spørsmål fra KLIF i forbindelse med

Detaljer

CO2-reduksjoner og virkemidler på norsk

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

Detaljer

Klima- og miljødepartementet Postboks 8013 Dep 0030 Oslo 21.07.15

Klima- og miljødepartementet Postboks 8013 Dep 0030 Oslo 21.07.15 Klima- og miljødepartementet Postboks 8013 Dep 0030 Oslo 21.07.15 postmottak@kld.dep.no Tillatelsesnummer 2013.0128.T Klage på avgjørelse hos miljødirektoratet. Endret tillatelse for SAR avd. Averøy om

Detaljer

Tilsyn ved Wintershall Norge AS - Brage

Tilsyn ved Wintershall Norge AS - Brage Tilsynsrapport Vår ref.: Saksbehandler.: Dato: 2011/00505/425.1/HNA Henning Natvig 24.september 2015 Tilsyn ved Wintershall Norge AS - Brage 1. Innledning Dato for tilsynet: 8. 9. 11. 9. 2015 Kontaktpersoner

Detaljer

Makroøkonomiske indikatorer for petroleumssektoren

Makroøkonomiske indikatorer for petroleumssektoren Makroøkonomiske indikatorer for petroleumssektoren 5 4 prosent 3 2 1 197 1975 198 1985 199 1995 2* Andel av BNP Andel av investeringer Andel av eksport Andel av statens inntekter *anslag Fakta 21 figur

Detaljer

Hvorfor en forvaltningsplan for Barentshavet?

Hvorfor en forvaltningsplan for Barentshavet? Page 1 of 8 Odin Regjeringen Departementene Arkiv Søk Veiviser Kontakt Nynorsk Normalvisning Utskriftsvisning Language Departementets forside Aktuelt Departementet Publikasjoner Regelverk Rett til miljøinformasjon

Detaljer

Innbydelse til å søke om utvinningstillatelse for petroleum

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

Detaljer

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

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

Detaljer

Avvikling av Valhall QP. Forslag til program for konsekvensutredning

Avvikling av Valhall QP. Forslag til program for konsekvensutredning Februar 2015 FORORD Valhallfeltet består i dag av seks separate stålplattformer som er bundet sammen med gangbroer. I tillegg har feltet to ubemannede flankeplattformer. Valhallfeltet har vært i produksjon

Detaljer

Ren Borgundfjord. Opprydding av forurenset sjøbunn John Vegard Øien

Ren Borgundfjord. Opprydding av forurenset sjøbunn John Vegard Øien Ren Borgundfjord Opprydding av forurenset sjøbunn John Vegard Øien Introduksjon Prosjektet er del-finansiert av klima- og forurensningsdirektoratet. Stillingen er underlagt Ålesund kommune. Prosjektperiode

Detaljer

INNHOLD. 1 Innledning

INNHOLD. 1 Innledning Veiledning om søknad om samsvarsuttalelse (SUT) for flyttbare innretninger som er planlagt brukt i petroleumsvirksomheten på den norske kontinentalsokkelen, utgitt av Petroleumstilsynet (Ptil) 1. mai 2011.

Detaljer

Tanker om framtiden Haugesund, fredag 19. sept 2014

Tanker om framtiden Haugesund, fredag 19. sept 2014 Tanker om framtiden Haugesund, fredag 19. sept 2014 Gjeldende mål Ny avfallspakke fra EU 2014 Alle råvarer skal i prinsippet gjenvinnes Innen 2020 skal forberedelse til gjenbruk, materialgjenvinning og

Detaljer