Forslag til program for konsekvensutredning

Transkript

1 Forslag til program for konsekvensutredning June 2014 PL406 PL407 Bream området

2 FORORD Premier Oil Norge AS er operatør for funnene Bream og Mackerel påvist i utvinningstillatelsene PL407 og PL406 innenfor blokkene 17/12 og 18/10 i Nordsjøen. Rettighetshaverne planlegger utbygging av Bream funnet og har som mål å levere Plan for utbygging og drift til myndighetene tidlig i Rettighetshaverne vil også vurdere utbyggingen av Mackerel samt ett nærtliggende prospekt Herring, som planlegges og bores sammen med Bream s produksjonsboring program Som fastsatt i Petroleumsloven skal det før utbygging kan finne sted utarbeides en konsekvensutredning med tilhørende utredningsprogram for konsekvensutredningen. Forslaget til utredningsprogram sendes til offentlig høring hos relevante høringsinstanser, etter avklaring med Olje- og energidepartementet (OED). Etter OED har fastsatt programmet vil dette være styrende for konsekvensutredningen, som inngår som en del av plan for utbygging og drift (PUD) for Bream-området. Konsekvensutredningen planlegges og sendes til høring høsten Forslag til program for konsekvensutredning er utarbeidet av operatøren på vegne av rettighetshaverne Premier Oil Norge, Tullow Oil Norge og Kufpec Norway. Stavanger, 25. juni 2014 Premier Oil Norge AS Page 1 of 37

3 INNHOLD 1.0 Innledning Lovverkets krav til konsekvensutredning Konsekvensutredningsprosessen Forholdet til eksisterende utredninger for området Tidsplan for konsekvensutredningen Plan for utbygging og drift Kort historikk Lokalisering Ressursgrunnlaget Aktuell utbyggings- og transportløsning Kraftforsyning Boring Investeringer og driftskostnader Helse, miljø og sikkerhet Prosjektplan Avvikling av virksomheten Områdebeskrivelse Oseanografi og meteorologi Dyp og bunnforhold Koraller og andre verdifulle bunnressurser Fiskeressurser Sjøfugl Sjøpattedyr Kulturminner Særlig verdifulle og sårbare områder Fiskeri og akvakultur Skipsfart MILJØKONSEKVENSER OG AVBØTENDE TILTAK Miljømål og rammebetingelser Utslipp til luft Regulære utslipp til sjø Uhellutslipp til sjø Kulturminner Avfall Konsekvenser for fiskeriene og andre næringer til havs Samfunnsmessige konsekvenser Forslag til utredningsprogram Referanser Premier Oil Norge AS Page 3 of 37

4 1.0 INNLEDNING Oljefunnet Bream ble påvist av Phillips Petroleum Company Norway under boringen av letebrønn 17/12-1 i 1972 innenfor området omfattet av produksjonslisens (PL) 016. En avgrensningsbrønn ble boret i 1980, men hydrokarboner ble ikke funnet. Dermed ble ikke funnet bygget ut, og lisensen ble tilbakelevert i Arealet ble tildelt som PL407 til BG Norge med partnere i 2007 gjennom TFO 2006 lisensrunden. På vegne av partnerne i lisensen utarbeidet BG Norge i 2012 en konsekvensutredning for utbygging av Bream. Partnerne i lisensen besluttet imidlertid å ikke videreføre prosjektet i sin daværende form, og plan for utbygging og drift (PUD) ble ikke oversendt myndighetene. Oljefunnet Mackerel ble påvist av Elf Petroleum Norge ved boring av brønn 18/10-1 innenfor området omfattet av PL008 i Funnet ble da ikke bygget ut, og lisensen ble tilbakelevert i Arealet ble tildelt som PL406 til Premier Oil Norge med partnere i 2007 gjennom TFO Herring er et prospekt som ligger nær Mackerel. Lisenshaverne vil vurdere å bore og eventuelt knytte disse opp til Bream når en PUD foreligger. En eierutjevning av PL406 og PL407 ble godkjent av Olje- og energidepartementet i november Lisensgruppen er nå Premier Oil Norge (50%), Tullow Oil Norge (20%) og Kufpec Norway (30%). Premier Oil Norge er operatør for begge lisensene. På vegne av rettighetshaverne i produksjonslisensene PL406 og PL407 legger Premier Oil frem forslag til program for konsekvensutredning for utbygging, anlegg og drift av Bream, og potensielt Herring og Mackerel hvis disse etter videre planlegging vurderes som drivverdige. Forslaget til program for konsekvensutredning gir en beskrivelse av utbyggingsplanene og presenterer de tema som planlegges og utredes i konsekvensutredningen. 1.1 Lovverkets krav til konsekvensutredning Krav i internasjonalt lovverk Kravet til konsekvensutredning er gjenspeilet i EUs regelverk som Norge har implementert. EUs Rådsdirektiv 97/11/EC (endringsdirektiv til Rådsdirektiv 85/337/EEC) krever konsekvensutredning for offentlige og private prosjekter som kan ha vesentlige miljøog/eller samfunnsøkonomiske konsekvenser. Mulige grenseoverskridende miljøkonsekvenser er regulert gjennom FNs Konvensjon om KU for grenseoverskridende miljøkonsekvenser (ESPOO konvensjonen, 1991). Krav i norsk lovverk Petroleumslovens 4-2 pålegger en rettighetshaver som vil starte en utbygging av en petroleumsforekomst å framlegge for OED en plan for utbygging og drift av forekomsten (PUD). Planen skal inneholde en beskrivelse av økonomiske, ressursmessige, tekniske, sikkerhetsmessige, næringsmessige og miljømessige forhold samt opplysninger om hvordan en innretning vil kunne disponeres ved avslutning av petroleumsvirksomheten. Planen skal også inneholde opplysninger om innretninger for transport eller utnyttelse av petroleum. Det kreves også at det utarbeides en konsekvensutredning som en del av PUD. Konsekvensutredningen skal beskrive utbyggingen og redegjøre for virkningen utbyggingen kan ha for nærings- og miljømessige forhold og hva som kan gjøres for å Premier Oil Norge AS Page 4 of 37

5 redusere og avbøte eventuelle skader og ulemper som utbyggingen kan medføre. Videre skal det klargjøres hvordan miljøkriterier og -konsekvenser har vært lagt til grunn for valg av tekniske løsninger. Konsekvensutredningen skal bidra til å belyse spørsmål som er relevante både for den interne og den eksterne beslutningsprosessen. Samtidig skal den sikre offentligheten informasjon om prosjektet samt gi omgivelsene anledning til å uttrykke sin mening og gi grunnlag for å påvirke utformingen av prosjektet. 22 i Forskrift til lov om petroleumsvirksomhet inneholder følgende bestemmelser om utredningsprogram: "Rettighetshaver skal i god tid før fremleggelse av plan for utbygging og drift av en petroleumsforekomst utarbeide forslag til utredningsprogram. Forslaget skal gi en kort beskrivelse av utbyggingen, av aktuelle utbyggingsløsninger og på bakgrunn av tilgjengelig kunnskap, av antatte virkninger for andre næringer og miljø, herunder eventuelle grenseoverskridende miljøvirkninger. Videre skal forslaget klargjøre behovet for dokumentasjon. Dersom det er utarbeidet en konsekvensutredning for det området hvor utbyggingen planlegges gjennomført, skal forslaget klargjøre behovet for ytterligere dokumentasjon eller oppdatering. Forslaget til utredningsprogram bør i nødvendig grad inneholde en beskrivelse av hvordan utredningsarbeidet vil bli gjennomført, særlig med sikte på informasjon og medvirkning i forhold til grupper som antas å bli særlig berørt. Forslaget til utredningsprogram skal baseres på rammene for dokumentasjon i 22a. Rettighetshaver sender forslaget til utredningsprogram til uttalelse til berørte myndigheter og interesseorganisasjoner. Det skal settes en rimelig frist for uttalelser. Fristen bør ikke være kortere enn seks uker. Departementet fastsetter utredningsprogrammet på bakgrunn av forslaget og uttalelsene til dette. Det skal redegjøres for innkomne uttalelser og hvordan disse er vurdert og ivaretatt i fastsatt program. Kopi av fastsatt program skal sendes til dem som har avgitt uttalelse i saken. Avgjørelser etter denne bestemmelsen er ikke enkeltvedtak etter forvaltningsloven. Departementet sender forslag til utredningsprogram på høring." Forurensingslovens 13 har bestemmelser om melding og konsekvensutredning ved planlegging av virksomhet som kan medføre forurensing. Foreliggende forslag til program for konsekvensutredning er utarbeidet med sikte på å dekke kravene i begge lovverk. 1.2 Konsekvensutredningsprosessen Konsekvensutredningsprosessen starter med at rettighetshaver oversender forslag til konsekvensutredningsprogram til berørte myndigheter og interesseorganisasjoner og innhenter uttalelser fra disse. OED fastsetter det endelige utredningsprogrammet for konsekvensutredningen på bakgrunn av forslaget sammen med en redegjørelse for innkomne uttalelser og hvordan disse er vurdert og ivaretatt. På grunnlag av det fastsatte utredningsprogrammet vil operatøren utarbeide konsekvensutredningen som den del av PUD (Plan for utbygging og drift) og/eller PAD (Plan for anlegg og drift). Premier Oil Norge AS Page 5 of 37

6 Figur 1.1. Myndighetenes behandling av PUD og PAD (Oljedirektoratet 2010) Rettighetshaver vil, på tilsvarende måte som for forslaget til utredningsprogram, sende konsekvensutredningen på høring til berørte myndigheter og interesseorganisasjoner og innhente uttalelser fra disse. Samtidig tinglyses det i Norsk Lysingsblad at konsekvensutredningen er sendt på offentlig høring. Konsekvensutredningen, og underlagsdokumentasjon i den grad det er mulig, legges i tillegg ut på internett. OED vil forestå den videre behandling av konsekvensutredningen og til slutt ta stilling til hvorvidt utredningsplikten er oppfylt. Prosjekter med en investeringsramme som overskrider 20 milliarder NOK skal godkjennes av Stortinget. Mindre prosjekter godkjennes av regjering i statsråd. Utbyggingen av Bream-området er den første utbyggingen som gjennomføres av Premier Oil på norsk sokkel. Det forventes derfor at utbyggingen blir lagt fram for Stortinget for godkjenning selv om investeringsrammen ligger innenfor den nevnte beløpsgrensen. 1.3 Forholdet til eksisterende utredninger for området Bream, Mackerel og Herring ligger innenfor det området som omfattes av den regionale konsekvensutredningen (RKU) for Nordsjøen. En oppdatert RKU Nordsjøen ble presentert i desember 2006 (OLF 2006). Bream ligger i det sørøstre hjørnet av havområdet som i RKU Nordsjøen defineres som Nordsjøen Midtre, mens Mackerel og Herring ligger helt vest og sentralt i området som ble definert som Nordsjøen Sørøst. Konsekvenser av utbygging og drift av Bream-området inngikk ikke i dette utredningsarbeidet. En helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak ble lagt frem våren 2013 jf. Meld. St. 37 ( ) Helhetlig forvaltning av det marine miljø i Nordsjøen og Skagerrak (forvaltningsplan). Grunnlagsrapporter fra arbeidet med forvaltningsplanen gir en oversikt over Premier Oil Norge AS Page 6 of 37

7 naturressursene i området og beskriver miljøkonsekvenser av planlagte utslipp til luft og sjø samt uhellsutslipp og konsekvenser som følge av fysiske inngrep og næringsvirksomhet i dette området. Yme er det eneste feltet som har vært bygget ut i nærområdet til Bream. Plan for ny utbygging og drift av Yme med tilhørende konsekvensutredning ble oversendt myndighetene høsten 2006 og godkjent i mai Det er fortsatt stor uklarhet om når feltet vil komme i produksjon igjen. BG Norge sendte et forslag til utredningsprogram for feltutbygging av Bream (PL407) på ekstern høring 10. februar På grunnlag av forslag til utredningsprogram og BG Norges forslag til oppfølging av kommentarene ble endelig utredningsprogram fastsatt av Olje- og energidepartementet. Konsekvensutredningen for Bream ble sendt på ekstern høring 4. juli 2012, og høringskommentarer til denne foreligger. For den samlede utbyggingen av Bream-området, Bream og eventuelt også Herring og Mackerel, vil det bli utarbeidet en spesifikk konsekvensutredning. Denne vil så langt mulig bygge på tidligere konsekvensutredninger og fagrapporter. I kapittel 5 er det vist nærmere hvilke tema som vil bli utredet særskilt. 1.4 Tidsplan for konsekvensutredningen Med bakgrunn i retningslinjer utarbeidet for saksbehandling av konsekvensutredninger er en foreløpig plan for konsekvensutredningsprosessen for Bream-området etablert, Tabell 1.1. Tabell 1.1. Foreløpig tidsplan for konsekvensutredingsprosessen for Bream-området. Beskrivelse Tidsplan Forslag til program for konsekvensutredning sendes ut Juni 2014 Høring av forslag til program for konsekvensutredning Juni september2014 OEDs fastsettelse av program for konsekvensutredning September 2014 Utarbeidelse av PUD/PAD Del 2 Konsekvensutredning Juni oktober 2014 Utsendelse av PUD/PAD Del 2 Konsekvensutredning Oktober 2014 Høring av konsekvensutredning Oktober 2014 desember 2014 Innsendelse av PUD/PAD Del 1 Januar 2015 Antatt beslutning i Stortinget Juni 2015 OED vil sette en rimelig frist for uttalelser fra berørte myndigheter og interesseorganisasjoner på utredningsprogrammet. Premier Oil Norge AS Page 7 of 37

8 2.0 PLAN FOR UTBYGGING OG DRIFT 2.1 Kort historikk Bream, Herring og Mackerel er lokalisert i Egersund-bassenget, som er en relativt liten petroleumsprovins. Oljefunnet Bream ble påvist av Phillips Petroleum Company Norway under boringen av letebrønn 17/12-1 i 1972 innenfor området omfattet av produksjonslisens (PL) 016. Funnet ble ikke bygget ut, og lisensen ble tilbakelevert i Arealet ble tildelt som PL 407 til BG med partnere i 2007 gjennom TFO 2006 lisensrunden, og en avgrensningsbrønn ble boret på Bream i På vegne av partnerne i lisensen utarbeidet BG Norge i 2012 en konsekvensutredning for utbygging av Bream. Partnerne i lisensen valgte imidlertid å ikke anbefale den foreslåtte utbyggingen før plan for utbygging og drift (PUD) ble oversendt myndighetene. Lokaliseringen av lisensene er vist i Figur 2.1. PL407 BREAM PL406 MACKEREL AND HERRING Figur 2.1. Lokalisering av PL406 og PL407 med referanse til Stavanger. Oljefunnet Mackerel ble påvist av Elf Petroleum Norge ved boring av brønn 18/10-1 innenfor området omfattet av PL008 i Feltet ble ikke vurdert som drivverdig grunnet lave ressurser og manglende infrastruktur. Det er ikke gjort noe videre boring og datainnsamling etter funnbrønnen i Lisensen ble tilbakelevert i 2002, og arealet ble tildelt som PL406 til Premier Oil Norge med partnere i 2007 gjennom TFO I 2006 ble det samlet inn ny seismikk i området av høy kvalitet som ga mye bedre definisjon av feltet. Avgrensningsbrønnen på Bream i 2009 ble avsluttet med kjernetaking, testing og sidesteg. Resultatet var en økt forståelse for reservoaregenskaper og reservoarbeskrivelse på Bream som har vært overførbart til Mackerel. Herring er et prospekt som lisensen vil vurdere å bore i tilknytning til produksjonsboringen på Bream. Et eventuelt funn vurderes knyttet opp til Bream sammen med Mackerel via havbunnsinstallasjoner og rørledninger, dersom en godkjent plan for utbygging og drift (PUD) foreligger for Bream. Premier Oil Norge AS Page 8 of 37

9 En eierutjevning av PL406 og PL407 ble godkjent av Olje- og energidepartementet i november Lisensgruppen er nå Premier Oil Norge (50%), Tullow Oil Norge (20%) og Kufpec Norway (30%). Premier Oil Norge er operatør for begge lisensene. 2.2 Lokalisering Bream ligger i nordlig del av blokk 17/12 i Nordsjøen, om lag 110 km fra land (Egersund) og om lag 50 km nordvest for Yme. Mackerel og Herring ligger i den sørlige halvdelen av blokk 18/10, ca. 100 km fra land, ca. 45 km nordvest for Yme og 16 km sørøst for Bream. Lokaliseringen av feltene er vist i Figur 2.2. BREAM MACKEREL HERRING (prospekt) Figur /12 Bream og 18/10 Mackerel top Bryne strukturkart. Herring ligger på høyden sørøst av Mackerel. 2.3 Ressursgrunnlaget Totale tekniske ressurser i Bream er estimert til 8,6 mill Sm 3 (P50). Prospektene Herring og Mackerel har en samlet forventning om 3,2 mill Sm 3 (P50) i tekniske reserver hvis det blir et funn på Herring. Utvinningsgraden er estimert til i underkant av 40% hjulpet av vanninjeksjon for trykkstøtte og økt fortrengningseffektivitet samt kunstig løft. Reservoarbergarten er av meget varierende kvalitet, og er preget av høy vertikal og horisontal heterogenitet. Porøsiteten varierer fra 10 til 32% med permeabilitet fra mD. Både 17/12-4 Bream og 18/10-1 Mackerel ble testet med rater på ca 300 Sm 3 olje per dag. Oljen i reservoaret inneholder kun små assosierte mengder gass, og den overflødige gassen etter forbruk av brenselgass vil bli injisert i Bryne- eller Sandnesformasjonen. Produksjonsprofiler for olje og produsert vann på Bream og Mackerel er vist i Figur 2.3 og Figur 2.4. Premier Oil Norge AS Page 9 of 37

10 Gjennomsnittlig rate Sm3/d Gjennomsnittlig rate Sm3/d Forslag til program for konsekvensutredning i Bream produksjonsprofil (P50) Oil Produced water År etter oppstart Figur 2.3 Estimert produksjonsprofil for Bream Produksjonsprofil for Herring og Mackerel (P50) Oil Produced water År etter oppstart Figur 2.4 Estimert produksjonsprofil for Herring og Mackerel. 2.4 Aktuell utbyggings- og transportløsning En rekke alternative utbyggingsløsninger for Bream har blitt vurdert, jf den tidligere framlagte konsekvensutredningen (BG Norge 2012). BG Norge inviterte flere leverandører til å komme med tilbud på de alternativer foreslåtte utbyggingsalternativer for Bream. Aktivitetsnivået i norsk petroleumsnæring var på den tiden høyt, og det ble konstatert at interessen for et såpass begrenset utbyggingsprosjekt var liten. I praksis ble det bare en seriøs tilbyder på flytende produksjons- og lagerskip (FPSO). Det mest aktuelle fartøyet på det tidspunkt var Petrojarl I, som fram til da ble benyttet på Glitne-feltet. Det var lagt til rette for fleksibilitet med tanke på innfasing av kjente funn og mulige prospekter i området omkring Bream, gitt begrensninger på Petrojarl I. I den videre planlegging av prosjektet kom det fram at kostnadene for oppgradering og bruk av Petrojarl I ble høyere enn først antatt. Som nevnt i kapittel 2.1 besluttet partnerne i Bream-lisensen da å ikke videreføre Premier Oil Norge AS Page 10 of 37

11 prosjektet i sin daværende form før plan for utbygging og drift av Bream ble oversendt myndighetene. Gjennom videre utbyggings studier ble ett nytt referansealternativ for utbyggingen av undervannsutbygging av Bream med en Sevan FPSO ( Floating Production, Storage and Offloading ) identifisert. Prosessert olje vil bli lagret i Bream FPSO før eksport via skytteltankere. Grunnet begrenset mengde gass planlegges ikke eksport av gass fra feltene. En illustrasjon av den planlagte utbyggingsløsningen er vist i Figur 2.5. Andre FPSO-alternativer er også under vurdering. Figur 2.5. Illustrasjon av planlagt utbygging av Bream Utbyggingen er planlagt med fire produksjonsbrønner og en vanninjeksjonsbrønn sentralt ved produksjonsinnretningen på Bream. Disse brønnene vil bli lokalisert innenfor sikkerhetssonen rundt FPSO en. Brønnene vil bli knyttet opp mot en havbunnsmanifold som er lokalisert ca. 50 meter fra brønnrammene. Videre er havbunnsmanifolden knyttet opp til FPSO en via fire fleksible dynamiske stigerør og to dynamiske kontrollkabler. En ytterligere vanninjeksjonsbrønn vil bli lokalisert som en vanninjeksjonssatellitt ca 3 km sør for feltsenteret kalt Bream Sør. Denne knyttes opp med en 10 rørledning og en kontrollkabel fra havbunnsmanifolden ved Bream-senteret. Innenfor PL406, ca 16 km mot sørøst, finnes Mackerel-funnet (brønn 18/10-1), og et nærliggende prospekt Herring. Dette prospektet planlegges foreløpig boret i forbindelse med produksjonsboringen på Bream. Dersom det gjøres et drivverdig funn, vurderes også en avgrensningsbrønn på Mackerel fra samme borelokalitet. Premier Oil Norge AS Page 11 of 37

12 Operatøren har utredet en samtidig utvikling av disse to felt med en bunnramme med fire brønner, en produksjons- og en vanninjeksjonsbrønn for hver felt. Både produksjons- og vanninjeksjonsbrønnene vil bli knyttet opp mot havbunnsmanifolden ved Bream-senteret ca 18 km mot nordvest. Lokalisering av feltsenter, havbunnsinnretninger og rørledninger ved en slik utvikling er vist i Figur 2.6. Figur 2.6. Illustrasjon av planlagt utbygging av Bream-området sammen med en eventuell videre utvikling av Herring og Mackerel. Alle rørledninger og kontrollkabler lokalisert utenfor sikkerhetssonen med radius 500 meter rundt FPSO vil bli nedgravd og beskyttet mot fiskeriaktiviteter. Strukturer og oppkoblingsrørsløyfer lokalisert utenfor sikkerhetssonen vil også bli designet for å motstå fiskeriaktiviteter. Stigerør, strukturer og oppkoblingssløyfer lokalisert innenfor FPSO ens sikkerhetssone vil kun bli beskyttet mot fallende gjenstander. Et system for lekkasjedeteksjon vil bli installert på alle produksjonsventiler ( juletrær ) og på produksjons manifold. Deteksjonssensorer vil bli plassert i taket av strukturene, slik at enhver oljelekkasje skal oppdages. Deteksjonssystemet er koblet til kontrollsystemene, og vil automatisk utløse en alarm i FPSO ens kontrollrom når hydrokarboner er påvist. Det foreslåtte systemet er godkjent av DNV og benyttes bl a på Skarv-feltet i Norskehavet. For påvisning av oljelekkasjer på havflaten vil det bli benyttet radarer, kameraer og satellitt. Tekniske, økonomiske og miljømessige vurderinger som er gjort i forbindelse med konseptvalget vil bli presentert i konsekvensutredningen. Premier Oil Norge AS Page 12 of 37

13 2.5 Kraftforsyning Kraftbehovet for Bream vil være i størrelsesorden MW. Vanninjeksjon og gass kompresjonssystem til gassløft og gassinjeksjon er hovedforbrukere av kraften. Vanninjeksjon er en betydelig bidragsyter til kraftbehovet og utgjør alene i størrelsesorden 30-40% av dette. I startfasen når det er lite produsert vann, står vanninjeksjon for mesteparten av varmebehovet. Dette på grunn av behov for rensing og oppvarming av sjøvann for injeksjon. Eventuell innfasing av Herring og Mackerel vil medføre et ytterligere kraftbehov på ca 4 MW. En multifase pumpe (MFP) er også under vurdering. Det er studert en rekke alternativer for kraftforsyning på Bream: kraft fra land import av gass tri-fuel turbiner eller motor (gass, diesel og råolje) dual-fuel turbiner (gass og diesel) Studier av muligheten for elektrifisering av Bream FPSO, alternativt felles elektrifisering av Bream, Mackerel og Yme ble utført av Unitech/Add Novatech og Unitech i 2013 (Unitech/Add Novatech 2013, Unitech 2013) Da det ikke foreligger utbyggingsplaner for andre felt i Egersundbassenget viser utredningene at slik kraftleveranse ikke vil være økonomisk lønnsomt for små felt med kort levetid. Det redegjøres mer for resultatene fra disse utredningene i konsekvensutredningen. Det vil ikke bli produsert tilstrekkelig gass til å dekke det fulle kraftbehovet gjennom feltets levetid. Det har derfor blitt vurdert å importere gass gjennom en 50 km lang 4" gassrørledning fra Statpipe. Denne løsningen ble vurdert å være for kostbar tatt hensyn til feltets levetid. Det er forutsatt at så lenge gass er tilgjengelig vil gass bli brukt til kraftgenerering. Overskuddsgass vil bli reinjisert for å redusere utslipp til luft. Det er kun de første årene i feltets levetid det vil være gass for reinjeksjon. Etter hvert vil all produsert gass bli brukt som brensel for kraftgenerering. Gjennom feltets levetid vil det være varierende mengder gass tilgjengelig for kraftgenerering. Gassdekningen vil variere med produksjonsprofilen, kraftbehovet for installasjonen og virkningsgrad av endelig valgt utstyr. Det er forventet at gass vil dekke det totale kraftbehovet i 3-4 år av feltets levetid for deretter å bli gradvis supplert av annet brensel i tråd med produksjonsprofilen. Da utbyggingen av Bream-området er en marginal feltutbygging er det avgjørende at driftskostnadene minimeres for å sikre lønnsomhet og lengst mulig levetid med sikt på høy utvinningsgrad. Den mest økonomiske og gunstige løsningen med hensyn til driftskostnader vil være bruk av en tri-fuel løsning (gass, diesel og råolje fra eget reservoar). Tri-fuel løsningen er imidlertid en kompliserende faktor med hensyn til oppfyllingen av prosjektets BAT-mål (Best Available Technology) og oppfylling av myndighetskrav. Den mest aktuelle løsningen vurderes i dag å være en dual-fuel løsning med lav-nox brennkammer som kan kombinere bruk av egenprodusert gass og import av diesel. Eksosvarme vil bli brukt for å øke effektiviteten i anlegget med tanke på varmegjenvinning. Premier Oil Norge AS Page 13 of 37

14 Endelig kraftgenereringspakke vil bli valgt etter BAT prinsippet, med de beste utslippsreduserende teknologier som er kvalifisert for offshore bruk, dette er tatt i hensyn til prosjektets størrelse og levetid. 2.6 Boring Produksjonsprofilen er basert på totalt fem produksjonsbrønner og tre vanninjeksjonsbrønner i Bream-området. En av injeksjonsbrønnene vil tilrettelegges for samtidig vann- og gassinjeksjon. Ved Herring er det forventet en produksjons- og en injeksjonsbrønn senere. Boringen vil starte tidligst sommeren Både flytende og oppjekkbare borerigger er aktuelle for produksjonsboringen siden havdypet er mellom meter. 2.7 Investeringer og driftskostnader Kostnadene ved en kombinert utbygging av Bream-området er foreløpig beregnet til å ligge i størrelsesorden 9-10 milliarder kroner på investering, eksklusiv FPSO produksjonsinnretning som er planlagt levert ved en leiekontrakt. Samlede driftskostnader er foreløpig beregnet til 10 milliarder NOK (antatt 7 år driftstid), inklusive leie av FPSO. Kostnadene er angitt i 2014-NOK. Det vil bli etablert en driftsorganisasjon for Bream-området tilknyttet Premier Oil Norge sitt hovedkontor i Stavanger. Den tekniske driften av Bream-området planlegges og settes til en driftskontraktør som vil besørge offshorebemanning. 2.8 Helse, miljø og sikkerhet Premier Oil sitt overordnede HMS-mål er null skade. Det er dermed et mål å konstruere og drive anlegg og installasjoner slik at en unngår at ulykker og alvorlige hendelser skjer og at det ikke oppstår mulige negative miljøpåvirkninger og utslipp utover myndighetsgodkjenninger som til enhver tid foreligger. Det blir utarbeidet et eget HMS-program for Bream-utbyggingen. Programmet blir fortløpende oppdatert for å dekke de ulike fasene i prosjektet, og skal inkludere både Mackerel og Herring dersom denne delen av prosjektet besluttes å bli videreført. 2.9 Prosjektplan Prosjektets tidsplan forutsetter endelig valg av utbyggingsløsning og innsendelse av PUD mot slutten av 2014 eller tidlig I tidsplanen er det tatt høyde for at Stortinget godkjenner utbyggingen i vårsesjonen Større kontrakter og leveranser vil tildeles så snart myndighetene har godkjent utbyggingsplanene. Tabell 2.1. Foreløpig tidsplan for utbygging av Bream. Aktivitet Tidsplan Godkjenning i Stortinget Våren 2015 Boring og komplettering (inkl Herring-prosjektet) Juli 2016 oktober 2017 Engineering / fabrikasjon April 2014 september 2017 Legging av rørledninger og kabler April juli 2017 Installering og tilkoplinger av FPSO Mai - juni 2018 Produksjonsstart Juli 2018 Premier Oil Norge AS Page 14 of 37

15 2.10 Avvikling av virksomheten I henhold til 22 i Forskrift til lov om petroleumsvirksomhet skal konsekvensutredningen blant annet vurdere hvordan innretningene vil kunne disponeres ved avslutning av petroleumsvirksomheten. Havbunnsinnretningene designes for en levetid på omlag 15 år, mens FPSO en vil ha en levetid langt utover dette. Det er dermed fleksibilitet for videre produksjon utover det en i dag har identifisert behov for. Varigheten av produksjonsperioden vil avhenge av produksjonsutviklingen og økonomien i feltene. På grunn av kort levetid på Bream-feltet, knyttes det forventninger til at levetiden kan forlenges gjennom driften av Mackerel og Herring. Detaljerte planer for avvikling vil derfor ikke bli utarbeidet før to år før feltavvikling. I henhold til gjeldende regelverk vil innretningene på feltet bli fjernet. For produksjons- og lagerskipet (FPSO) vil gjenbruk på andre felt bli vurdert, eventuelt etter nødvendig ombygging. Alle brønner vil bli plugget og etterlatt i henhold til gjeldende regler. I samsvar med dagens praksis vil rørledninger og kabler som ligger nedgravd i havbunnen bli etterlatt etter rengjøring. Endene vil bli forsvarlig sikret gjennom nedgraving eller steinfyllinger slik at de ikke kan forårsake ulemper for fiskeriene i området. Premier Oil Norge AS Page 15 of 37

16 3.0 OMRÅDEBESKRIVELSE Naturressurser og miljøforhold innenfor influensområdet for Bream-utbyggingen er utførlig beskrevet i forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak og grunnlagsdokumenter for denne, jf. Meld. St. 37 ( ) Helhetlig forvaltning av det marine miljø i Nordsjøen og Skagerrak (forvaltningsplan). I det følgende gis derfor kun en kort oversikt over miljøforholdene i området. 3.1 Oseanografi og meteorologi Forholdsvis varmt og salt Atlanterhavsvann strømmer inn i Nordsjøen fra Norskehavet i nord. Hovedinnstrømningen er langs den vestlige skråningen i Norskerennen. Innstrømmingen av atlanterhavsvann er topografisk styrt og følger i stor grad den vestlige delen av Norskerenna, mens Kyststrømmen dominerer strømbildet nærmere land. Kyststrømmen er i stor grad vindstyrt, særlig i overflaten. Den laveste saltholdigheten finner en i den norske kyststrømmen langs norskekysten (Ottersen et al. 2010). De viktigste trekkene ved sirkulasjonsmønstre og dybdeforhold i Nordsjøen og Skagerrak er vist i Figur 3.1. Figur 3.1. De viktigste trekkene ved sirkulasjonsmønster og dybdeforhold i Nordsjøen og Skagerrak. Røde piler: atlantisk vann. Grønne piler: kystvann. Kilde: Havforskningsinstituttet. Variasjoner i strømbildet har stor effekt på økosystemet i Nordsjøen. Om vinteren er vertikalblandingen stor i de fleste områdene, slik at det blir liten forskjell i vannmassenes egenskaper mellom øvre og nedre lag. Om sommeren gjør oppvarmingen i det øvre vannlaget at det blir et klart temperatursprang på 20 50m dyp (Ottersen et al. 2010). Dominerende vindretning i Bream-området er fra sørvest, med et sterkere innslag av vestlige og nordlige vinder om sommeren. På vinteren er der stor lavtrykksaktivitet over Nordsjøen og således et røft bølgeklima (Ottersen et al. 2010). Gjennomsnittlig vindhastighet i januar/februar ligger i området 10-10,5 m/s, og tilsvarende tall for juliaugust er 5,5-6 m/s (Børresen 1987). Årsgjennomsnittet i området ligger på 8,0-8,1 m/s. Premier Oil Norge AS Page 16 of 37

17 Det er en betydelig variasjon i overflatetemperatur gjennom et år. Middel overflatetemperatur i Nordsjøen er 9-11 C (Ottersen et al. 2010). 3.2 Dyp og bunnforhold Vanndypet i området som berøres av utbyggingen av Bream-området er mellom 94 og 124 meter. Sjøbunnen er relativt flatt og består av siltig sand. Det vil i konsekvensutredningen bli redegjort nærmere for bunnforholdene omkring den planlagte utbyggingen basert på grunnlagsundersøkelsen som ble gjennomført i området ved den planlagte utbyggingen av Bream i 2011 (DNV 2011) og, dersom resultatene foreligger i tide, fra de undersøkelsene som planlegges gjennomført på Mackerel og Herring og langs planlagt rørledningstrasé til Bream sommeren Koraller og andre verdifulle bunnressurser Der er rike forekomster av korallrev av kaldtvannskorallen Lophelia pertusa på kontinentalskråningen langs store deler av Norskekysten. Det er imidlertid ikke rapportert om forekomster av koraller på bankområdene i Nordsjøen. Det er heller ikke rapportert om andre verdifulle bunnressurser i området (Ottersen et al. 2010). Dette ble for øvrig bekreftet gjennom den grunnlagsundersøkelsen som ble gjennomført ved Bream i 2010 (DNV 2011). 3.4 Fiskeressurser Nordsjøen er et biologisk produktivt havområde, og et tradisjonelt viktig fiskeriområde. De viktigste artene i Nordsjøen er sei, makrell, sild, brisling, kolmule, øyepål, tobis, reker og torsk. Tobis, sild og brisling er viktige byttedyr for sjøpattedyr, fisk og sjøfugl mens øyepål er viktig føde for fisk (Meld. St. 37). En fiskebestand er i de fleste tilfeller mest sårbar i noen kritiske stadier knyttet til de første utviklingstrinn fra egg til fiskelarve. Når fiskeyngel har nådd en viss størrelse, antas det at den av egen kraft kan unngå en forurenset vannmasse. Mht fiskeressursene er det arter som er knyttet til spesielle avgrensede lokaliteter i hele eller deler av livssyklusen som er spesielt sårbare ift petroleumsvirksomhet. I Nordsjøen er det spesielt tobis, makrell og sild som utpeker seg på denne måten ved at de gyter i avgrensede områder av Nordsjøen. For nordsjøsild ligger gytefeltene spredt på østkysten av Storbritannia. I arbeidet med forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak ble gyteområdene for tobis og makrell definert som særlig verdifulle områder, jf kapittel 3.8. De mest konsentrerte gytefeltene for disse artene i Norsk sone i Nordsjøen er vist i Figur 3.4. Storparten av de viktige gyteområdene for tobis er lokalisert sør i Nordsjøen. Det nordøstligste tobisfeltet i dette området ( Nordjyden ) ligger innenfor blokkene 17/10 og 17/11. Tilsvarende dekker tobisfeltet Engelsk Klondyke de sørlige delene av blokkene 9/1 og 9/2. Tobis er meget stedbundet. Tobiseggene avsettes i sanden på havbunnen, mens de nyklekte eggene flyter fritt i vannet. Korteste avstand til nærmest tobisområde er om lag 20 kilometer, målt fra Bream. Avstanden fra Mackerel er større enn dette. Flere av de avgrensede gytefeltene for tobis ligger innenfor influensområdet for et uhellsutslipp av olje fra feltene, jf Figur 3.2. Premier Oil Norge AS Page 17 of 37

18 Figur 3.2. Lokaliseringen av Bream og Mackerel i forhold til viktige tobisområder i sørlig del av Nordsjøen. Avgrensningen av tobisområdene er hentet fra forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak, jf Meld. St. 37 ( ). Makrell gyter over hele Nordsjøen, og de mest konsentrerte gyteområdene har forflyttet seg over tid. Makrellen gyter eggene i overflaten. Eggene har god oppdrift, og i godt vær finnes de helt i overflatelaget. I Nordsjøen gyter makrellen fra midten av mai til ut juli, med topp gyting i midten av juni, jf Tabell 3.1 (Havforskningsinstituttet, 2014). Den planlagte utbyggingen er lokalisert langt øst for de konsentrerte gyteområdene for makrell. For øvrige arter er gytefeltene mer spredte. Gyteproduktene er også spredt i tid og rom slik at akutt oljeutslipp i liten grad har mulighet til å påvirke bestandsstørrelsen. Tabell 3.1. Sesonger med fiskeegg (E) og fiskelarver (L) for de kommersielt viktigste artene i Nordsjøen (Havforskningsinstituttet, 2014). Art Jan. Feb. Mar. Apr. Mai Jun. Jul. Aug. Sep. Okt. Nov. Des. Tobis E E/L L L E Sild E E E/L E/L Sei E/L E/L L Makrell E E/L E/L L Torsk E E/L E/L E/L Øyepål E E/L E/L E/L E/L Premier Oil Norge AS Page 18 of 37

19 3.5 Sjøfugl Nordsjøen og Skagerrak er viktig områder for mange sjøfuglbestander. Sammenlignet med Norskehavet og Barentshavet har Nordsjøen betydelig færre hekkende sjøfugler. Mindre enn 5% av alle norske sjøfugler hekker ved Nordsjøen (Barrett et al., 2006). Men selv om antall sjøfugler er mange ganger høyere lengre nord, er antall arter større i Nordsjøen. Tilstedeværelsen av mye sjøfugl i Nordsjøen er i stor grad et resultat av høy primær- og sekundærproduksjon av plante- og dyreplankton, samt store bestander av små, pelagiske fiskearter som sild, brisling og tobis. Næringsvalget spenner over et vidt spekter av arter, og variasjonen kan være stor både gjennom året, mellom år og mellom regioner. Ved kysten av Nordsjøen er det viktige sjøfuglområder fra Lista til Karmøy/Rørvær, samt viktige næringsområder for fugl som hekker på fuglefjellene Veststeinen og Einevarden utenfor Sogn og Fjordane. De viktigste områdene i Rogaland og Agder-fylkene er: Listaområdet og Jærkysten er viktige områder for kystbundne overflatebeitende og bentisk beitende arter. Karmøy er et generelt viktig hekkeområde for sjøfugl. Sjøfugl har relativt stor aksjonsradius også i hekketiden, spesielt de pelagisk beitende artene som dekker store havområder på sine næringssøk. Det tilgjengelige datagrunnlaget er noe dårlig med hensyn til utbredelsen til pelagiske sjøfuglbestander i Nordsjøen. Generelt er havområdene over kontinentalskråningen spesielt produktive og viktige for de mest pelagiske artene som havhest, krykkje og lunde, som alle har internasjonal verneverdi. Alkefuglene myter (bytter fjær) i åpent hav etter hekkesesongen, og vil i denne perioden (45-50 dager) være ekstra sårbare. Geografisk og sesongmessig fordeling av sjøfugl på havet i sommersesongen/hekkesesongen, 1.april - 1. juli, er vist i Figur 3.3 (Fauchald, 2011). Presentasjonen oppsummerer arbeidet knyttet til sjøfugl i åpent hav innenfor forskningsprogrammet i SEAPOP fra 2005 til Tilsvarende resultater foreligger for vinter- og høstsesongene. Studier fra norske farvann viser at sjøfugl er aggregert i flokker og store ansamlinger, men i norske havområder er imidlertid disse ansamlingene ofte flyktige, og varierer i plassering mellom år. Med unntak av områdene nært de store sjøfuglkoloniene, viser ikke gjennomførte undersøkelser noen velavgrensede og forutsigbare hot-spots for sjøfugl i norske havområder. Artene er fordelt i ulike områder, og ingen områder peker seg distinkt ut (Fauchald, 2011). Undersøkelsene viser også at antall sjøfugl som oppholder seg i et havområde varierer svært mye mellom år. Dette gjelder i Nordsjøen i alle de undersøkte sesonger og for alle arter. Sjøfugl regnes blant de biologiske ressursene som på bestandsnivå er mest sårbare for oljesøl. Sjøfugl, særlig dykkende arter, er svært sårbare for oljeforurensning, hovedsakelig fordi de tilbringer mesteparten av tiden svømmende på havoverflaten. Under fjærskiftet (mytingen) etter avsluttet hekking er ender og de fleste alkefugler noen uker ikke flygedyktige og da følgelig ekstra sårbare. Premier Oil Norge AS Page 19 of 37

20 Lunde (Fratercula arctica) (PD) Alke (Alca torda) (PD) Lomvi (Uria aalge) (PD) Havhest (Fulmarus glacialis) (PO) Krykkje (Rissa tridactyla) (PO) Havsule (Morus bassanus) (PO) Gråmåke (Larus argentatus) (KO) Svartbak (Larus marinus) (KO) Fiskemåke (Larus canus) (KO) Figur 3.3. Fordeling av viktige sjøfuglarter i sommersesongen/hekkesesongen (Fauchald, 2011). PD: pelagisk dykkende arter; PO: pelagisk overflatebeitende arter; KO: kystnære overflatebeitende arter. Premier Oil Norge AS Page 20 of 37

21 3.6 Sjøpattedyr Ettersom Nordsjøen (bortsett fra Norskerenna) er et grunt havområde er det et lite egnet oppholdssted for de store hvalene, og det er derfor mindre hvaler som nise, vågehval og kvitnos som kan påtreffes her. Nise og kvitnos er knyttet til regionen, mens vågehval oppholder seg i området i forbindelse med næringsvandring. Forekomstene av hval gjennomgående er større i den vestlige enn i den østlige delen av Nordsjøen, slik at norsk økonomisk sone har de laveste hvaltetthetene (Ottesen et al. 2010). Av sel forekommer steinkobbe og havert. Disse er framfor alt knyttet til kystområdene. Generelt er marine pattedyr mindre sårbare overfor oljeforurensning enn sjøfugl, men de er for eksempel utsatt for alvorlige plager ved eksponering for hydrokarboner og andre kjemikalier som kan fordampe fra overflaten av et oljesøl på havet de første dagene. Spesielt er unger og juvenile sårbare for olje som driver i land på kaste- og hårfellingsområdene. 3.7 Kulturminner Kulturminner er ikke-fornybare ressurser. I følge Norsk Sjøfartsmuseum finnes det ikke noen kjente funn av menneskeskapt materiale fra steinalder på norsk sokkel sør for 62 N. I følge kulturminneforvaltningens databaser er det registrert et begrenset antall sikre funn fra skipsvrak, jf kulturminnelovens 14, på sokkelen utenfor grunnlinjen i Nordsjøen. Det reelle tall for skipsvrak antas å være langt høyere enn antallet som er registrert. Det er per dato ingen kjente vrakposisjoner innenfor området som omfattes av utbyggingen (Norsk Sjøfartsmuseum 2006). En kjent posisjon sørøst i blokk 17/12, berøres ikke av planlagt utbygging. I forbindelse med planlegging av leteboringer eller utbygging på norsk sokkel pålegges utbygger å kartlegge eventuelle forekomster av kulturminner omkring aktuelle lokaliteter og rørtraséer. Det ble ikke gjort funn av kulturminner i forbindelse med den grunnlagsundersøkelsen som ble gjennomført i området ved den planlagte utbyggingen av Bream i 2011 (DNV 2011). Dersom det besluttes at Herring og Mackerel skal bygges ut, vil det bli utført grunnlagsundersøkelser langs planlagt rørledningstrasé til Bream før slik utbygging gjennomføres. 3.8 Særlig verdifulle og sårbare områder I arbeidet med den helhetlige forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak ble det identifisert 12 særlig verdifulle og sårbare områder (SVO) (Meld. St. 37 ( )). SVO ene omfatter områder som er definert som særlig verdifulle og/eller sårbare på grunn av spesielle oseanografiske eller topografiske forhold, eller fordi de utgjør viktige habitater i ulike organismers livssyklus. Figur 3.4 gir en oversikt over de 12 identifiserte SVO ene i Nordsjøen og Skagerrak. Den planlagte utbyggingen berører ikke SVO-områder. Utbyggingen foregår nordøst for SVO for tobisfeltene i sørlig del av Nordsjøen. Kystsonen er et meget viktig område for sjøfugl og sel, og miljøverdier i kystsonen er generelt sårbare for menneskelige påvirkninger. I tillegg til SVO ene er derfor kystsonen (25 km fra grunnlinjen) i sin helhet definert som sårbar. I beredskapsplanen for den planlagte utbyggingen vil det være fokus på tiltak for å unngå skade på sårbare naturressurser, verneområde og rekreasjonsområder i kystsonen. Premier Oil Norge AS Page 21 of 37

22 3.9 Fiskeri og akvakultur De viktigste fiskeområdene i sørlige Nordsjøen ligger langs Norskerenna og på bankområder sørvest for denne. Den planlagte feltutbyggingen er lokalisert på de grunne bankområdene vest for Norskerenna der det tradisjonelt har vært drevet bunntrålfiske, med sei som viktigste fiskeslag. Det har i senere år vært små norske fangster i området. I dag er det de pelagiske fiskeriene med ringnot og flytetrål som dominerer, med ringnotfiske etter sild og makrell som viktigst. Figur 3.4. Særlig verdifulle og sårbare områder i Nordsjøen og Skagerrak, jf Meld. St. 37 ( ). Figur 3.5 viser viktige områder for fiskeriene i Nordsjøen basert på resultater fra Fiskeridirektoratets sporing av større fiskefartøyer (> 15 meter), utarbeidet i tilknytning til arbeidet med forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak. Kartene viser at den planlagte feltutbyggingen vil foregå i randsonen av de viktige fiskefeltene langs vestskråningen av Norskerenna. Premier Oil Norge AS Page 22 of 37

23 Figur 3.5. Viktige områder for fiskeriene i Nordsjøen. Mørkere farger indikerer høyere tetthet av fartøy (Fiskeridirektoratet 2010). Det foregår omfattende oppdrettsvirksomhet langs kysten av Vestlandet. Den planlagte utbyggingen vil ikke medføre ulemper for oppdrettsnæringen ved regulær drift. Næringen vil først bli berørt dersom et uhellsutslipp av olje fra feltene skulle treffe land. Premier Oil Norge AS Page 23 of 37

24 3.10 Skipsfart I områder med både stor skipstrafikk og petroleumsvirksomhet er det i utgangspunktet et konfliktpotensial. Dette gjelder særlig i områder med overflateinnretninger med tilhørende trafikk, og hvor viktige skipsleder passerer. I driftsfasen vil det bare være overflateinnretning på Bream. Det ble i forbindelse med BG Norges tidligere planlegging av Breamutbyggingen gjennomført en egen studie av skipstrafikken omkring Bream (Safetec 2009). Hensikten var å etablere et overordnet bilde av den samlede skipstrafikken i området, og hvordan denne fordeler seg i forhold til eksisterende offshoreinstallasjoner og trafikken til og fra disse. Skipstrafikk i det berørte området i Nordsjøen vises i Figur 3.6. Figur 3.6. Skipsleder for handels- og offshorefartøy innenfor en radius på 10 nautiske mil fra Bream (Safetec 2009). Tallene som vises i figuren angir trafikkleder som omtales nærmere i den gjennomførte studien. Bream ligger omlag 120 kilometer vest-sørvest for Egersund og har en høy frekvens av passerende fiskefartøyer og skipstrafikk. Fartøyer med kurs mot den engelske kanal er dominerende i trafikkbildet (Rutene 3, 4, 12, 13 og 1 i figuren). Skipsleden Haugesund - Tees (UK), rute 2 i figuren, går på tvers av disse, passerer nærmest og har en frekvens på nær 60 seilinger i året. I utbyggingsfasen vil planlagte aktiviteter også berøre områder mot sørøst i sirkelen med radius 10 nautisk mil i Figur Andre forhold Den gamle telekabelen som ligger mellom Norge og Skottland krysser rett gjennom Bream-området. Denne kabelen er ikke i bruk lenger. Deler som kommer i konflikt med feltutbyggingen vil bli fjernet. Dette er avklart med kabelens eier. Premier Oil Norge AS Page 24 of 37

25 4.0 MILJØKONSEKVENSER OG AVBØTENDE TILTAK 4.1 Miljømål og rammebetingelser Myndighetenes overordnede miljømål og rammebetingelser for aktivitet på norsk sokkel vil være retningsgivende for utbyggingen. Premier Oil s overordnede mål er å redusere utslipp til ytre miljø så langt som mulig. For å møte dette målet vil en praktisere BAT-prinsippet (Best Available Technology) i planleggings- og designfasen. Produsert vann er planlagt injisert, og en vil unngå eller minimere bruken av miljøskadelige kjemikalier. I det pågående arbeidet med planlegging av utbyggingen av Bream-området er det bygget videre på resultater fra den forrige planleggingen av utbygging av Bream og kommentarer fra den offentlige høringen av konsekvensutredningen for dette utbyggingsforslaget. Det foreliggende forslaget til utbygging, basert på en nybygget FPSO som feltsenter, vil være et vesentlig bidrag i arbeidet med å utvikle beste tekniske løsninger som kan bidra til å redusere utslippene fra utbygging og drift av feltene. 4.2 Utslipp til luft Utbyggingen av Bream-området vil ha utslipp til luft knyttet til følgende aktiviteter: Boring og brønnoperasjoner, med tilknyttede marine operasjoner Drift og prosessering Oljeeksport Petroleumssektoren står for en betydelig andel av de norske utslippene til luft av karbondioksid (CO 2 ), nitrogenoksider (NO x ) og flyktige organiske forbindelsen utenom metan (nmvoc). I tillegg kommer mindre mengder av metan (CH 4 ) og marginale mengder av svoveldioksid (SO 2 ). Miljøkonsekvenser av utslipp til luft er av global og regional karakter. Utslipp av CO 2 bidrar til drivhuseffekten. Utslipp av NO x, nmvoc og SO 2 kan ha regionale effekter gjennom å bidra til forsuring av vann og jord og dannelse av bakkenært ozon. Gjennom internasjonale avtaler som Kyotoprotokollen og Göteborgprotokollen er Norge forpliktet å redusere utslippene av drivhusgasser (CO 2, metan) og forsurende utslipp (NO x og SO 2 ). I konsekvensutredningen vil det bli gitt en detaljert beskrivelse av utslippene til luft som følge av utbyggingen. Utslippene vil ses i sammenheng med de totale utslippene fra norsk sokkel og nasjonalt i forhold til internasjonale forpliktelser. Mht konsekvenser av disse utslippene legges resultater fra den siste regionale konsekvensutredningen for Nordsjøen og fra arbeidet med forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak til grunn. Bore- og anleggsfasen I forbindelse med boring av brønner vil det bli utslipp til luft fra kraftgenereringen på boreriggen. Rigger har dieselmotorer som gir utslipp av CO 2, NO x samt mindre mengder SO 2. Boring og komplettering vil enten bli utført med en egen oppjekkbar rigg eller med flyttbar borerigg. Boring og komplettering av brønnene er beregnet til måneder, avhengig av om Herring blir boret og komplettert, med tidligst oppstart juli Med en antatt bore- og kompletteringsperiode for Bream på 345 dager, er utslipp til luft foreløpig beregnet til tonn CO 2 og 750 tonn NOx. Tilsvarende er utslipp relaterte til Premier Oil Norge AS Page 25 of 37

26 Tonn kg Forslag til program for konsekvensutredning i en mulig utvikling av Herring og Mackerel foreløpig beregnet til tonn CO 2 og 520 tonn NOx. I anleggsfasen vil det i tillegg bli utslipp fra kraftgenerering på fartøy knyttet til marine operasjoner i forbindelse med installasjonsarbeid samt legging av rørledninger og kabler. Disse bruker også diesel. For å redusere utslipp til luft og sjø vil brønntesting/rensing til borerigg blir redusert til et minimum. Driftsfasen I driftsfasen vil utslippene til luft i hovedsak være knyttet til utslipp fra varme- og kraftproduksjon. Det er forutsatt at så lenge gass er tilgjengelig vil gass bli brukt til kraftgenerering. Overskuddsgass vil bli reinjisert for å reduser utslipp til luft. Det er kun de første årene i feltets levetid det vil være gass for injeksjon. Etter hvert vil all produsert gass bli bruk som brensel til kraftgenerering. Når det ikke lenger vil være tilstrekkelig gass til kraftgenereringen, vil gass gradvis bli erstattet av annet brensel. Fakkelsystemet vil bestå av et høytrykkssystem, et lavtrykkssystem og et atmosfærisk ventilasjonssystem. Både høytrykkssystemet og lavtrykksystemet vil bli lukkede systemer. Under normal drift vil fakkelgassen gjenvinnes og ledes tilbake til hovedprosessen for rekompresjon til brensel eller reinjeksjon. Fakkelen med brenning av gass vil bare brukes i nødstilfeller. Gass fra degassingsanlegget for produsert vann vil også bli gjenvunnet. Foreløpige anslag fra utstyrsprodusent på utslipp av CO 2 og NO x fra Bream kraftgenerering er vist i Figur 4.1. Anslagene er fortsatt under utvikling, og vil avhenge av endelig kraft- og varmebehov og utstyrspesifikke virknings- og utslippsfaktorer for det endelige konseptet. En eventuell senere utbygging av Mackerel og Herring vil øke de presenterte anslagene med i størrelsesorden 10%. CO 2 utslipp fra kraft og varmeproduksjon NO x utslipp fra kraft og varmeproduksjon Figur 4.1 Foreløpig anslag årlige utslipp av CO 2 (tonn/år) og NO x (kg/år) fra Bream dual fuel. Produsert olje vil bli lagret på FPSO en. Det vil bli mindre utslipp av nmvoc fra prosessutstyr og ventilasjonssystemene på lagertankene. Det vil bli installert VOC-anlegg for å redusere utslippene fra lagring og lasting av olje. Foreløpige resultater av en målekampanje som gjennomføres i regi av VOC Industrisamarbeidet tyder på at passive systemer for VOC-reduksjon ombord på skip som frakter råolje/kondensat har lavere virkningsgrad enn tidligere forutsatt. Det tas hensyn til disse resultatene i forbindelse med valg av konsept og tekniske løsninger for den planlagte utbyggingen. Premier Oil Norge AS Page 26 of 37