Plan for utbygging og drift av Linnorm-feltet

Transkript

1 Plan for utbygging og drift av Linnorm-feltet PL255 September 2012 Partnere:

2 Forord Rettighetshaverne i utvinningstillatelse PL255 har startet en planleggingsprosess for utvikling av Linnorm-feltet. Forslag til utredningsprogram ble sendt på høring Basert på dette forslaget og mottatte kommentarer fastsatte Olje- og energidepartementet utredningsprogrammet I henhold til fastsatt utredningsprogram, og på vegne av rettighetshaverne, har operatøren A/S Norske Shell utarbeidet foreliggende konsekvensutredning for prosjektet. Konsekvensutredningen er utarbeidet i henhold til siste veileder for PUD/PAD, utgitt av Oljeog energi-departementet i februar Konsekvensutredningsarbeidet bygger delvis på regional konsekvensutredning for Norskehavet (RKU Norskehavet, 2003), senere publisert materiale fra nasjonale direktorat/institutt samt myndighetenes Forvaltningsplan for Norskehavet (2009) med underliggende rapporter. Videre er feltspesifikke problemstillinger utredet og dokumentert i konsekvensutredningen for Linnorm-feltet. Eventuelle kommentarer eller innspill til konsekvensutredningen anmodes sendt til A/S Norske Shell med kopi til Olje- og energidepartementet. I forståelse med Olje- og energidepartementet er høringsperioden satt til 12 uker. Konsekvensutredningen ligger elektronisk på Tananger, 7. september

3 INNHOLDSFORTEGNELSE SAMMENDRAG... 6 FORKORTELSER INNLEDNING Bakgrunnen for konsekvensutredningen Lovverkets krav til konsekvensutredning Krav i internasjonalt lovverk Krav i norsk lovverk Konsekvensutredningsprosess Eksisterende utredninger for området Saksbehandling for konsekvensutredning Tilgrensende KU prosesser Tidsplan for konsekvensutredningsprosessen Nødvendige søknader og tillatelser PLANER FOR UTBYGGING, INSTALLASJON OG DRIFT Bakgrunn for utbyggingsplanene Rettighetshavere og eierforhold Feltbeskrivelse Andre funn og prospekt i området Reservoarbeskrivelse Ressurser, reserver og produksjonsplaner Alternative utbyggingsløsninger Anbefalt utbyggingsløsning Havbunnsinstallasjoner Rørledninger Eksport av gass og kondensat Modifikasjonsbehov på vertsplattformen Draugen som følge av Linnorm-tilknytning Boring og brønn Tidsplan Investering og kostnader Avvikling av virksomheten Tiltak for å redusere utslipp BAT-vurderinger Helse, miljø og sikkerhet METODIKK FOR VURDERING AV KONSEKVENSER OPPSUMMERING AV INNKOMNE HØRINGSUTTALELSER TIL FORSLAGET TIL UTREDNINGSPROGRAM STATUSBESKRIVELSE AV MILJØTILSTANDEN Meteorologi og oseanografi

4 5.2 Bunnforhold Bunnfauna Pockmarks Koraller Plankton Fisk Fisk med gyteområder ved Linnorm Fisk med utbredelsesområder ved Linnorm Kort presentasjon av fiskeartene Sjøfugl Marine pattedyr Spesielt verdifulle områder (SVO) Miljøovervåkning og status for forurensning Havbunnskartlegging Kulturminner MILJØMESSIGE KONSEKVENSER OG AVBØTENDE TILTAK Utslipp til luft Beskrivelse av utslipp til luft i bore- og anleggsfasen Beskrivelse av utslipp til luft i driftsfasen Utslipp til luft fra Linnorm i en regional sammenheng Utslipp til luft ved avvikling Konsekvenser av utslipp til luft Utslippsreduserende tiltak Utslipp til sjø Beskrivelse av og konsekvensvurdering av utslipp til sjø i bore- og installasjonsfasen Beskrivelse og konsekvenser av regulære utslipp til sjø i driftsfasen Konsekvenser av regulære utslipp til sjø ved avvikling Konsekvenser av utslipp til sjø Utslipps- og miljørisikoreduserende tiltak Akutte utslipp til sjø og beredskap Miljørisikoanalyse resultater fra Onyx Sør Forskjeller mellom Linnorm-feltet og Onyx Sør Miljørisiko for Linnorm-feltet Risiko for 3. part Tiltak for å redusere sannsynlighet for akutte utslipp Lekkasjedeteksjon Beredskap Fysiske inngrep Konsekvenser for bunnfauna Konsekvenser for kulturminner

5 6.4.3 Avbøtende tiltak for fysiske inngrep Avfallshåndtering Næringsavfall Farlig avfall SAMFUNNSMESSIGE KONSEKVENSER OG AVBØTENDE TILTAK Socio-økonomiske effekter og sysselsettingseffekter Problemstillinger belyst i samfunnsanalysen Bedriftsøkonomisk lønnsomhet ved utbygging og drift Samfunnsmessig lønnsomhet Virkninger på investeringsnivået i norsk petroleumsvirksomhet Vare og tjenesteleveranser til utbygging og drift Sysselsettingsvirkninger Konsekvenser for fiskeri Beskrivelse av fiskeriaktivitet Konsekvenser for fiskeri i bore- og installasjonssfase Konsekvenser for fiskeri i driftsfase Konsekvenser for fiskeri ved avvikling Konsekvenser av seismiske undersøkelser Avbøtende tiltak for fiskerinæringen Konsekvenser for fiskerinæringen Konsekvenser for skipstrafikk Avbøtende tiltak for skipstrafikk SAMMENSTILLING AV KONSEKVENSER OG FORSLAG TIL AVBØTENDE TILTAK Sammenstilling av konsekvenser for bore- og installasjonsfase Sammenstilling av konsekvenser for driftsfase Sammenstilling av konsekvenser for avviklingsfase Forslag til avbøtende tiltak Plan for oppfølging av problemstillinger og fremtidig miljøovervåking REFERANSER

6 SAMMENDRAG Linnorm-funnet, tidligere Onyx, er lokalisert i utvinningstillatelse PL255 i Norskehavet. Funnet ligger omtrent 50 kilometer nordvest for Draugen og 225 kilometer nord for Nyhamna. PL255 ble tildelt i Dagens eiere i lisensen er A/S Norske Shell (operatør), Petoro AS, Statoil Petroleum AS og Total E&P Norge AS. Linnorm-reservoaret har høyt trykk og høy temperatur (HTHP) og inneholder gass med 7 % CO 2 og små mengder H 2 S (20-35 ppm) og kvikksølv (ca. 50 µg/m 3 ) samt voksholdig kondensat. Kondensat/gass-forholdet forventes å være i området 1-90 m 3 /MSm 3. De totale utvinnbare gassreservene med dagens utviklingskonsept er estimert å være i størrelsesorden milliarder Sm 3. I tillegg vil mindre mengder kondensat bli produsert. Denne konsekvensutredningen omfatter utbygging av Linnorm-feltet med fem produksjonsbrønner. Onyx Sør er et nærliggende prospekt til Linnorm, med boring av en letebrønn planlagt tidlig Ved et eventuelt funn, vil Onyx Sør bli tilkoblet Linnorm som en separat utbygging, foreløpig planlagt med to brønner, hvor beslutning for investeringen vil bli tatt i En utbygging av Linnorm gass fra tette reservoarformasjoner er en fremtidig oppside til den konvensjonelle Linnorm utbyggingen. Utvinning av gass fra tette formasjoner vurderes i en mulighetsstudie. Beslutningen om investering vil tidligst bli tatt i Anbefalt utbyggingsløsning for Linnorm-feltet er en havbunnsutbygging med installasjon av to brønnrammer og tilknytning til Draugen-plattformen for prosessering og eksport. Brønnstrømmen fra Linnorm kobles opp mot Draugen-plattformen via en 16 rørledning på om lag 55 km. Eksportplanene for Linnorm-gassen er basert på at dagens gasseksportrørledning fra Draugen kobles på den fremtidige Norwegian Sea Gas Infrastructure rørledningen (NSGI) til Nyhamna. Linnorm-kondensatet blandes med Draugenolje og eksporteres med skytteltankskip. Produsert vann fra Linnorm-feltet injiseres til Draugen-reservoaret etter separasjon. Draugen-plattformen har per i dag ikke tilstrekkelige fasiliteter for gassprosessering av Linnorm gassen. Tilknytning av Linnorm vil medføre et betydelig modifikasjonsarbeid som følge av installasjon av et nytt tog for gassprosessering samt ny gasskompressor. For å dekke kraftbehovet til den nye gasskompressoren vil en ny 15 MW gassturbin bli installert på Draugen-plattformen. Prosessering av brønnstrømmen fra Linnorm på Draugen vil i tillegg medføre et kraftbehov på om lag 2,4 MW som vil dekkes av eksisterende kraftgenererende utstyr på plattformen. Foreløpig borekonsept innebærer boring av fem produksjonsbrønner fra en oppankret halvt nedsenkbar borerigg. Borekaks med vedheng av vannbasert borevæske fra de øverste seksjonene planlegges sluppet ut til sjø, mens oljebasert borekaks fra de nedre seksjonene vil tas til land for videre behandling og deponering. De totale investeringskostnadene for utbyggingen av Linnorm-feltet, inkludert modifikasjoner på Draugen, er foreløpig kostnadsberegnet til ca. 16,7 milliarder kroner. Produksjonsprofiler (gass, kondensat og vann) i konsekvensutredningen er basert på datagrunnlag fra sommeren Etterhvert som planleggingen fremskrider vil det være en kontinuerlig oppdatering av datagrunnlaget, og endelige produksjonsprofiler som ligger til grunn for investeringen kan dermed komme til å avvike noe i forhold til konsekvensutredningen. For eksempel er det en forventning til at mengden produsert vann vil bli lavere enn beskrevet, noe som vil være en fordel i forhold til Draugens kapasitet for vanninjeksjon. 6

7 Foreliggende konsekvensutredning har vurdert mulige positive og negative virkninger av utbygging og drift av Linnorm feltet på naturresurser, miljø, kulturminner, og samfunn/andre næringer. Det er i tillegg identifisert og diskutert mulige tiltak for å redusere eventuelle negative virkninger og fremme positive virkninger. Utslipp til luft i bore- og installasjonsfasen er estimert til totalt ca tonn CO 2, ca tonn NOx og ca. 120 tonn SO 2 over en periode på 3 år. Konsekvensene er vurdert å være ubetydelige. Gjennomsnittlig utslipp til luft fra produksjon og eksport fra Linnorm-feltet er foreløpig beregnet til om lag tonn for CO 2 per år og ca. 200 tonn for NO x per år. Dette utgjør ca. 1 % av de norske utslipp av CO 2 og ca. 1,6 % av de nasjonale utslipp av NO x. Utslipp til luft fra produksjon og eksport fra Linnorm-feltet er vurdert å medføre en liten negativ miljøkonsekvens. Ulike tiltak vurderes for å redusere utslippene. I bore- og installasjonsfasen vil det være utslipp til sjø av ca tonn kaks med vedheng av vannbasert borevæske. Konsekvensene av utslippene er vurdert å være ubetydelige, under forutsetning av at det gjennomføres nødvendige avbøtende tiltak. Det vil blant annet i det videre arbeidet bli foretatt kartlegging av korallforekomster. Dersom det avdekkes verneverdige arter vil det bli foretatt risikovurdering av konsekvenser knyttet til utslipp av borekaks. Produsert vann fra Linnorm vil injiseres i Draugen reservoaret, sammen med produsert vann fra Draugen. Vanninjeksjonssystemet forventes å ha en regularitet på 90 %. Det forventes dermed et utslipp av 10 % av den årlige vannmengden, tilsvarende ca m 3 /år fra Linnorm. I år 2022 vil det i tillegg være et utslipp av ca m 3 produsert vann, som følge av at vannproduksjonen overstiger injeksjonskapasiteten på Draugen. Konsekvensene for marine resurser som følge av utslipp av produsert vann fra Linnorm er vurdert å være ubetydelige, under forutsetning av at valgte avleirings-hemmere dokumenteres å ha akseptable toksisitetsdata. Akutte utslipp av gass er i hovedsak vurdert å representere en sikkerhetsrisiko og modellering av gassutslipp inngår derfor ikke i konsekvensutredningen. Miljøvurderingene i konsekvensutredningen av akutt utslipp til sjø er basert på et influensområde som er fastsatt ut fra modellering av en utblåsning med Linnorm-kondensat i bore- og driftsfasen. Konsekvensene, som er vurdert med tanke på sjøfugl, sjøpattedyr og strandhabitater, av en utblåsning på Linnorm er vurdert å være små både i bore-fasen og i driftsfasen. Innvirkningen på koraller som følge av fysiske inngrep på havbunnen i forbindelse med installasjon av brønnrammer og rørledninger forventes å være små, forutsatt at installasjonene plasseres med den anbefalte avstand til korallene. Det er ikke registrert kulturminner i utbyggingsområdet. Dersom kulturminner avdekkes i den kommende havbunnsundersøkelsen vil Riksantikvaren bli kontaktet. Boring av brønner med mineraloljebasert borevæske vil generere ca tonn oljeholdig kaks. Dette vil bli transportert til land for behandling på godkjent anlegg. Installasjon av kvikksølvfanger på Draugen for å fjerne kvikksølv i gass-strømmen introduserer en ny avfallstype. Årlig utskilles ca. 240 tonn kvikksølv. Regenerering av kvikksølvholdig absorpsjonsmiddel anbefales utført av leverandør av kvikksølvfanger. Mengder av annet avfall som genereres i forbindelse med utbygging og drift av Linnorm-feltet er ikke estimert, men dette vil bli håndtert i henhold til gjeldende regulativer, og som beskrevet i avfallsplan for borerigg og for Draugen-plattformen. Fiskeriaktivitetene i området omkring Linnorm og langs rørtraséen er lav, og det fiskes primært med line. De negative konsekvensene for fiskerivirksomhet i borefasen og ved 7

8 regulær drift på Linnorm-feltet vurdert som ubetydelige. Konsekvenser for fiskeri knyttet til seismiske undersøkelser er også vurdert som ubetydelige. Skipstrafikken i området omkring Linnorm er begrenset, og arealene som vil påvirkes av begrensninger for skipstrafikk som følge av Linnorm vil være små og begrenset i tid. De negative konsekvensene av Linnorm-utbyggingen for skipstrafikk vurderes som ubetydelige i utbyggingsfasen. I driftsfasen er det ikke identifisert negative konsekvenser for skipstrafikk. Den samlede sysselsettingsvirkningen av utbygging og drift av Linnorm utgjør årsverk. I gir OEDs prognoser for utbygging høye investeringstall. Linnorm-feltet vil derfor bygges ut i en periode da det kan forventes høy etterspørsel etter arbeidskraft innen olje- og gassnæringen og leverandørindustrien. De viktigste konsekvensene er oppsummert i figur 0.1 nedenunder. Figur 0.1. Oppsummering av de viktigeste konsekvensene ved utbygging av Linnorm-feltet. Datagrunnlaget for konsekvensutredningen er basert på nyeste tekniske og økonomiske data som var tilgjengelig tidlig sommer Kontinuerlig utvikling og detaljering av tekniske og økonomiske vurderinger har pågått parallelt med utarbeidelse av konsekvensutredningen (september 2012), og dette vil føre til noen mindre variasjoner med tanke på endelig Plan for utbygging og drift (PUD) innlevering i 1. kvartal

9 FORKORTELSER Førkortelse Beskrivelse AD Arbeidsdepartementet ALARP As Low As Reasonable Practible ATS Åsgard Transport System BAT Best Available Techniques (best tilgjengelige teknikker) CO 2 Karbondioksid CTS Cuttings Transport System (transportsystem for kaks) DEH Direct Electric Heating (direkte elektrisk oppvarming) DP Dynamisk Posisjonering DREAM Dose Related Risk Exposure and Assesment EIF Environmental Impact Factor GPS Global Positioning System H 2 S Hydrogen sulfid HIPPS High Integrity Pipeline/Pressure Protection System HMS Helse, miljø og sikkerhet HPHT High Pressure High Temperature (høyt trykk høy temperatur) IPPC Integrated Pollution Prevention and Control Klif Klima- og forurensningsdirektoratet KU Konsekvensutredning LNG Liquid Natural Gas (flytende naturgass) MEG Mono etylen glycol MRDB Marin Resurs DataBase NPD naftaleneer, fenantrener, og dibenzotiofener NSGI Norwegian Sea Gas Infrastructure NOx Nitrogenoksider NSGI Norwegian Sea Gas Infrastructure OD Oljedirektoratet OED Olje- og energidepartementet OLF Oljeindustriens landsforening OSPARkonvensjon Oslo and Paris Conventions for the protection of the marine environment of the North-East Atlantic/ Konvensjon om bevaring av det marine miljø i Nordøst-Atlanteren PAD Plan for anlegg og drift PAH Polysykliske aromatiske hydrokarboner ph Måleenhet for surhetsgrad i vannløsninger PL Produksjonslisens PLONOR Pose Little Or No Risk ppb Deler per milliard ppm Deler per million Ptil Petroleumstilsynet PUD Plan for utbygging og drift RKU Regional konsekvensutredning ROV Remotely operated vehicle (fjernstyrt mini-ubåt) Sm 3 Standard kubikkmeter SO 2 Svoveldioksid TEG Trietylenglykol THC Total mengde hydrokarboner TOM Totalt organisk materiale VOC Flyktige organiske forbindelser 9

10 1 INNLEDNING På vegne av rettighetshaverne for utvinningstillatelse (PL) 255 legger A/S Norske Shell (heretter referert til som Norske Shell) som operatør frem en konsekvensutredning relatert til planer for utbygging og drift av Linnorm-feltet. Feltet ligger på norsk sokkel i Norskehavet, i blokk 6406/ Bakgrunnen for konsekvensutredningen En konsekvensutredning (KU) har som formål å redegjøre for virkningene et større utbyggingsprosjekt har på miljø, naturressurser, kulturminner og samfunn. Arbeidet med konsekvensutredningen er en viktig del av planleggingsfasen til et utbyggingsprosjekt og sikrer at virkningene av prosjektet tas i betraktning i en tidlig fase. Konsekvensutredningsprosessen er åpen og virkningene av en utbygging skal gjøres synlige for myndigheter og interesseorganisasjoner. Myndighetene vil på denne måten ha et godt beslutningsgrunnlag når det skal avgjøres om, eller på hvilke vilkår, en godkjennelse av utbyggingen skal gis. Konsekvensutredningen er en del av en Plan for utbygging og drift (PUD) og/eller Plan for anlegg og drift (PAD). Utarbeidelsen av konsekvensutredningen er basert på et utredningsprogram som ble fastsatt av Olje- og energidepartementet (OED) etter en offentlig høring av rettighetshavernes forslag til utredningsprogram. 1.2 Lovverkets krav til konsekvensutredning Krav i internasjonalt lovverk EUs Rådsdirektiv 97/11/EC krever konsekvensutredninger for offentlige og private prosjekter som kan ha vesentlige miljø- og/eller samfunnsøkonomiske konsekvenser. FNs Konvensjon om konsekvensutredninger av tiltak som kan ha grenseoverskridende miljøvirkninger (Espoo-konvensjonen) forplikter parter om å varsle nabostat om planlegging av tiltak som kan få miljøvirkninger ut over landegrensene. Konvensjonen trådte i kraft i Basert på geografisk beliggenhet av Linnorm-feltet vurderes det ikke som relevant å vurdere grenseoverskridende miljøvirkninger ved utbygging og drift av feltet, inkludert ikkeplanlagte utslipp Krav i norsk lovverk I henhold til Lov om petroleumsvirksomhet (Petroleumsloven) 4-2 (sist endret ), stilles det krav til konsekvensutredning i forbindelse med utbygging og drift av en petroleumsforekomst. Kravet til konsekvensutredning gjelder petroleumsvirksomhet hvor utbyggingen og/eller driften antas å ha betydelige virkninger på samfunn og miljø. Innholdet i konsekvensutredningen er angitt i 22a i petroleumsforskriften (sist endret ) og i veilederen til plan for utbygging og drift av petroleumsforekomst (PUD) og plan for anlegg og drift av innretninger for transport og utnyttelse av petroleum (PAD) (Olje- og energidepartementet, 2010). Det er rettighetshaverne som har ansvar for å utarbeide konsekvensutredningen. 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 (Petroleumsforskriften 22). 10

11 1.3 Konsekvensutredningsprosess Eksisterende utredninger for området Jfr. veileder til PUD/PAD vil rettighetshaverne benytte eksisterende regional konsekvensutredning for Norskehavet (RKU Norskehavet, 2003) for å delvis dekke utredningsplikten for Linnorm-utbyggingen. For å beskrive naturressurser og generelle miljøforhold vil i tillegg senere publisert materiale fra nasjonale direktorat/institutt, myndighetenes Forvaltningsplan for Norskehavet (2009) med underliggende rapporter, rapporter fra oljeindustriens miljøovervåkning, samt feltspesifikke rapporter for Linnorm-feltet benyttes i konsekvensutredningen. Videre vil oppdatert informasjon om fiskeriaktiviteten i det aktuelle området innhentes fra Fiskeridirektoratet. Da prognosegrunnlaget i den regionale konsekvensutredningen er utdatert vil nye prognoser forespørres fra Oljedirektoratet for bruk i konsekvensutredningen for vurderinger knyttet til region/havområde Saksbehandling for konsekvensutredning Konsekvensutredningsprosessen starter med at rettighetshaverne utarbeider et utredningsprogram. Operatøren sender forslaget til utredningsprogram til høring til relevante høringsparter (myndigheter, organisasjoner og andre interessenter) som er anbefalt av Oljeog energidepartementet (OED). Samtidig kunngjøres det i Norsk Lysningsblad at forslaget til utredningsprogram er sendt på høring og forslaget til utredningsprogram gjøres tilgjengelig på internett. For Linnorm-utbyggingen ble høringsperioden i samråd med OED satt til 12 uker. Uttalelsene til forslaget til utredningsprogram ble sendt til Norske Shell (operatør) med kopi til OED. Norske Shell sammenfattet disse og ga sin vurdering i forhold til implementering av uttalelsene i utredningsprogrammet. Dette ble igjen lagt frem for OED som fastsatte utredningsprogrammet basert på uttalelsene og rettighetshavernes kommentarer til og/eller implementering av disse. Programmet ble formelt fastsatt av OED Rettighetshaverne gjennomfører konsekvensutredningsarbeidet i henhold til fastsatt utredningsprogram. Konsekvensutredningen sendes til høring til myndigheter og interesseorganisasjoner, samtidig som det kunngjøres i Norsk Lysningsblad at konsekvensutredningen er sendt på høring. Konsekvensutredningen, og så langt som mulig relevant bakgrunnsinformasjon, gjøres tilgjengelig på internett. Fristen for høring skal ikke være kortere enn seks uker, og vil for Linnorm tentativt være 12 uker. Uttalelser til konsekvensutredningen som kommer inn under høringsperioden sendes til rettighetshaver som videresender disse til OED. Departementet vil på bakgrunn av høringen ta stilling til om det er behov for tilleggsutredninger eller dokumentasjon om bestemte forhold. Eventuelle tilleggsutredninger skal forelegges berørte myndigheter og dem som har avgitt uttalelse til konsekvensutredningen før det fattes vedtak i saken. OED presenterer saksdokumentene for Regjering (p.t. > 10 mrd. NOK investeringer) eller Storting for beslutning. Myndighetsprosessen for behandling av PUD/PAD, inkludert konsekvensutredning, for Linnorm-utbyggingen er skissert i figur

12 Figur 1.1. Skjematisk fremstilling av utredningsprosess og saksbehandling for konsekvensutredninger. (OED: Olje- og energidepartementet, PUD: plan for utbygging og drift av en petroleumsforekomst, PAD: plan for anlegg og drift av innretninger for transport og for utnyttelse av petroleum, AD: arbeidsdepartementet) Tilgrensende KU prosesser Anbefalt utbyggingsløsning innebærer tilknytning av Linnorm til en ekstern eksisterende vertsplattform (Draugen) for prosessering og eksport. Endringene på Draugen i seg selv gir ikke grunnlag for en oppdatering av konsekvensutredningen for Draugen. Endringenes virkninger på energi (utslipp til luft) og utslipp til sjø fra Draugen er imidlertid adressert i foreliggende konsekvensutredning for Linnorm. Etter prosessering på Draugen planlegges Linnorm-gassen videre eksportert via tilkobling til en ny rørledning (Norwegian Sea Gas Infrastructure, NSGI) fra Aasta Hansteen-feltet til Nyhamna som er under planlegging. Utbyggingen av eksportrørledningen dekkes av en egen separat konsekvensutredningsprosess som styres av utbyggingsoperatør Statoil. Som følge av utbyggingen av Linnorm-feltet og planlagte modifikasjoner på Draugen vil det bli behov for å utvide kapasiteten på Nyhamna. En konsekvensutredning knyttet til kapasitetsutvidelse på Nyhamna vil være underlagt en egen konsekvensutredningsprosess. En egen konsekvensutredning for dette tiltaket sendes ut parallelt med foreliggende konsekvensutredning. 12

13 1.4 Tidsplan for konsekvensutredningsprosessen Antatt tidsplan for konsekvensutredningsprosessen for Linnorm-prosjektet er angitt i tabell 1.1. Tabell 1.1. Antatt tidsplan for konsekvensutredningsprosess. Aktivitet Tidsperiode Forslag til utredningsprogram 9. mars 2012 Offentlighøring Forslag til utredningsprogram 9. mars 1. juni 2012 (12 uker) Behandling av høringsuttalelser Juni 2012 Fastsettelse av utredningsprogram 4. juli 2012 Konsekvensutredning Juli - september Offentlig høring - Konsekvensutredning September november 2012 Innsending av Plan for Utbygging og Drift / Plan for Anlegg og Drift (PUD-PAD) 1.kvartal 2013 Godkjenning av PUD-PAD Vårsesjonen Nødvendige søknader og tillatelser For å gjennomføre prosjektet med å bygge ut Linnorm-feltet må det innhentes ulike tillatelser fra myndighetene i de ulike fasene av prosjektet. Forurensningsloven samt Ptils HMS regelverk gjelder ved utslipp til sjø og luft, bruk og utslipp av kjemikalier, avfallshåndtering og beredskap ved akutt olje forurensing, og vil gjelde ved boreoperasjoner og utbygging og drift. For drift vil tillatelse til produksjon (tillatelse til produksjon på Draugenfeltet, utslippstillatelse) være en integrert del av tillatelsen for Draugen. Denne tillatelse tar for seg utslipp til sjø inkludert krav til beredskap. I henhold til petroleumsforskriften 23, jf. petroleumsloven 4-4, skal rettighetshaver søke departementet om produksjonstillatelse, herunder også tillatelse til fakling og kaldventilering. Rammeforskriften innen helse, miljø og sikkerhet (HMS) i petroleumsvirksomheten (fra ) setter spesifikke krav til helse-, miljø- og sikkerhetsmessige forhold. Forskriftene er fastsatt av Petroleumstilsynet (Ptil), Helsedirektoratet, Mattilsynet og Klima- og forurensningsdirektoratet (Klif) og forskriftene er underlagt Petroleumstilsynets myndighetsområde. Jf. med kulturminnelovens 9, plikter rettighetshaverne å melde fra hvis petroleumsvirksomheten vil virke inn på fredede kulturminner. Radioaktivitet og utslipp til luft reguleres i tillatelse til radioaktiv forurensning og håndtering av radioaktivt avfall (Statens strålevern) og tillatelse til kvotepliktige utslipp (Klif). En oversikt over nødvendige søknader og tillatelser som må innhentes fra norske myndigheter er gitt i tabell

14 Tabell 1.2. Nødvendige søknader og tillatelser tilknyttet utbygging, anlegg og drift av Linnorm feltet. Søknad Gjeldende lovverk Ansvarlig myndighet Plan for utbygging og drift av en petroleumsforekomst, inkludert konsekvensutredning Petroleumsloven Olje- og energidepartementet/ Arbeidsdepartementet Tillatelse til produksjon (Tillatelse til produksjon på Draugenfeltet, utslippstillatelse) (kjemikalier, borekaks etc.) Forurensningsloven Klima- og forurensningsdirektoratet Samtykke installasjon og oppstart Søknad om produksjonstillatelse Petroleumsloven Petroleumstilsynet Olje- og energidepartementet (med kopi til Oljedirektoratet) Utslippstillatelse klargjøring av rørledninger Tillatelse til produksjon (Utslippstillatelse drift integrert med tillatelse for Draugen) Forurensningsloven Klima- og forurensningsdirektoratet Forurensningsloven Klima- og forurensningsdirektoratet/ Statens Strålevern (for radioaktive forbindelser i produsertvann) Tillatelse til radioaktiv forurensning og håndtering av radioaktivt avfall Forurensingsloven Statens Strålevern Tillatelse til kvotepliktige utslipp Forurensingsloven Klima- og forurensningsdirektoratet 14

15 2 PLANER FOR UTBYGGING, INSTALLASJON OG DRIFT 2.1 Bakgrunn for utbyggingsplanene Linnorm-funnet er lokalisert i utvinningstillatelse PL 255 i Norskehavet. Funnet ligger omtrent 50 kilometer nordvest for Draugen og 225 kilometer nord for Nyhamna. PL 255 ble tildelt i 2000 med Den norske stats oljeselskap a.s., A/S Norske Shell og Elf Petroleum Norge AS som rettighetshavere. I perioden ble det boret 3 letebrønner i utvinningstillatelsen, hvorav to av brønnene påviste hydrokarboner. I tillegg ble en avgrensningsbrønn boret i lisensen i I løpet av 2010 og 2011 ble det utført konsept studier for utvikling av Linnorm-feltet. Alternative utbyggingsløsninger som har vært vurdert er kort beskrevet i kapittel 2.7 sammen med en kort begrunnelse for hvorfor løsningene er lagt bort. Anbefalt utbyggingsløsning for Linnorm-feltet er videre beskrevet i kapittel Rettighetshavere og eierforhold Nåværende rettighetshavere og eierfordelingen i Linnorm-lisensen (PL 255) er vist i tabell 2.1. Norske Shell er operatør for Linnorm-lisensen. Tabell 2.1. Rettighetshaverne og eierfordelingen i PL 255. Selskap Andel (%) A/S Norske Shell (operatør) 30 Petoro AS 30 Statoil Petroleum AS 20 TOTAL E&P Norge AS Feltbeskrivelse Linnorm-funnet ligger i Norskehavet, på den sørlige delen av Haltenbanken. Funnet ligger i et område med 300 meters vanndybde, omlag 50 kilometer nordvest for Draugen og 225 kilometer nord for Nyhamna. Lokalisering av Linnorm-feltet og omkringliggende felt er vist i figur

16 Figur 2.1. Illustrasjon over lokalisering av Linnorm-feltet og omkringliggende felt (Shell). 2.4 Andre funn og prospekt i området Det arbeides med prospektmuligheter i og rundt PL 255 som kan være aktuelle for fremtidig tilknytning til den nye rørledningen mellom Linnorm og Draugen: Onyx Sør-prospektet (Shell) er lokalisert ca. 5 km øst for Linnorm. Rørledningen fra brønnrammene på Linnorm til Draugen vil legges via Onyx Sør-strukturen og tilrettelegges med tilknytningspunkt (tee) for en eventuell framtidig havbunnsramme på Onyx Sør. Noatun-funnet (Statoil) er lokalisert ca. 16 km nord for Njord-feltet og ca. 12 km øst for Linnorm og inneholder gass og kondensat. Rørledningen fra Linnorm til Draugen vil passere Noatun prospektet og tilrettelegges således for en eventuell framtidig tilknytning. Hasselmus-funnet (Shell) er lokalisert ca. 6 km nordvest for Draugen. Installasjon av et gassprosessanlegg på Draugen, som følge av Linnorm, muliggjør utbyggingsplanen fra Hasselmus som er å produsere gass til kraftgenerering på Draugenfeltet. Det finnes også øvrige letebrønner i området, som ved eventuell fremtidig utvikling av felt kan bli aktuelle for tilknytning til Linnorm-feltet 16

17 2.5 Reservoarbeskrivelse Linnorm-reservoaret har høyt trykk og høy temperatur (HTHP); 180 C og 800 bar, og inneholder gass med 7 % CO 2, små mengder H 2 S (20-35 ppm) og ca. 50 µg/sm 3 kvikksølv samt voksholdig kondensat. Kondensat/gass-forholdet forventes å være i området 1-90 m 3 /MSm 3. Reservoaret ligger dypt, omtrent 5000 meter under overflaten, og består av seks stablede reservoarer med stor variasjon i reservoarkvalitet men med lik gasskomposisjon. En illustrasjon av reservoaret og plassering av letebrønnene 6406/9-2 og 6406/9-1 er vist i figur 2.2 under. Figur 2.2. Illustrasjon av Linnorm reservoar og plassering av letebrønnene 6406/9-2 og 6406/9-1 (Shell). 2.6 Ressurser, reserver og produksjonsplaner Linnorm-feltet består av gass og mindre mengder kondensat. Ressurser (tilstedeværende volum) og reserver (utvinnbare volum) som inngår i grunnlaget for Linnorm befinner seg i en 180 m total kolonne av tørrgass i seks reservoarer på omtrent 5000 m dybde (figur 2.3). Totale tilstedeværende resurser i Linnorm er estimert til milliarder Sm 3 gass (i gjennomsnitt 89 milliarder Sm 3 ). For anbefalt utbyggingsløsning er totale utvinnbare ressurser estimert til milliarder Sm 3 gass (inkl. 7 % CO 2 ) fra konvensjonelle reservoarer med gode strømningsegenskaper (Lower Ile, Tofte og Lower Tilje). Rundt halvparten av gassen i feltet finnes imidlertid i de tette reservoarsonene Upper Ile, Upper and Middle Tilje som har dårlige strømningsegenskaper. En utbyggingsløsning for denne gassen blir betraktet som en oppside i prosjektet. Ytterligere modelleringer vil bli gjort for å finjustere produksjonsprognosene fra de konvensjonelle reservoarene og for å evaluere produksjonspotensialet fra de tette gass-sonene. Estimatet er basert på boring av 5 produksjonsbrønner. Levetid på feltet er i dagens estimat 15 år. 17

18 Figur 2.3. Illustrasjon av Linnorm reservoarsonene og plassering i forhold til vertsplattformen Draugen (Shell). Produksjonsprofiler (gass og kondensat) i konsekvensutredningen er basert på datagrunnlag fra sommeren Etterhvert som planleggingen fremskrider vil det være en kontinuerlig oppdatering av datagrunnlaget, og endelige produksjonsprofiler som ligger til grunn for investeringen kan dermed komme til å avvike noe i forhold til konsekvensutredningen. Foreløpige produksjonsprofiler for gass og kondensat for Linnorm-feltet er vist i figur 2.4. Figurene viser årlig gjennomsnittsrate og er basert på produksjonsstart i Gassproduksjonen vil ligge på rundt 13 millioner Sm 3 /d de første produksjonsårene før den halveres etter 6 års drift. Kondensatproduksjonen vil ligge på om lag 300 Sm 3 /d de første årene og deretter falle. I tillegg til Linnorm, inngår også Onyx Sør prospektet i PL255. Dette prospekt er vurdert å ha lignende karakteristika som Linnorm og har en høy sannsynlighet for vellykket prøveboring. Denne planlegges gjennomført Ved et eventuelt funn, vil Onyx Sør bli tilkoblet Linnorm som en separat utbygging. 18

19 Gass MSm3/d Kondensat Sm3/d Utbygging og drift av Linnorm-feltet Gass Mm3/d Kondensat m3/d 16,00 14,00 12,00 10,00 8,00 6,00 4,00 2,00 0,00 400,00 350,00 300,00 250,00 200,00 150,00 100,00 50,00 0,00 Figur 2.4. Forventet produksjonsprofil for gass og kondensat for Linnorm-feltet. 2.7 Alternative utbyggingsløsninger En rekke utbyggingsløsninger har blitt vurdert for utbyggingen av Linnorm feltet, herunder overflate eller havbunnsinnretninger med tilknytning til andre felt samt selvstendig utbygging. I tillegg er de miljøvurderinger som ble gjort for de alternative løsninger som ble vurdert i konseptfasen for prosjektet gjengitt. Oppsummert kan det sies at de ulike hovedkonseptene for utbyggingen av Linnorm samt alternative tilknytningsverter som har vært vurdert er som følger: - Havbunnsutbygging med tilknytning til Draugen-plattformen og videre eksport til Nyhamna - Havbunnsutbygging med tilknytning til Njord-plattformen og videre eksport til Nyhamna. - Havbunnsutbygging med tilknytning til Kristin-plattformen og videre eksport til Åsgard Transport System - Ny plattform installert på Linnorm-feltet. - Havbunnsutbygging med direkte tilknytning til Nyhamna. Utbyggingsløsningene med en havbunnsutbygging med tilknytning til Draugen-plattformen eller Njord-plattformen og videre eksport til Nyhamna gikk videre til konseptvalg og en vurdering av bærekraftig utvikling av de to utbyggingsløsningene ble utført. I vurderingen inngikk totalt 16 aspekter fordelt på økonomisk, miljømessig og samfunnsmessig virkning (DNV, 2011). Miljøaspekter som er lagt i grunn for vurdering av de to løsninger som gikk videre til konseptvalg-fasen inkluderte følgende: energiforbruk og energieffektivitet CO 2 utslipp NO x utslipp utslipp til sjø (produsert vann) biodiversitet og intervensjon av sjøbunn (inkluderer koraller) intensitet av ressurser og materiell under utbyggingsfasen avfallshåndtering påvirking av logistikk 19

20 Valget av Njord som vertsplattform var mest fordelaktig for ett av miljøaspekter, spesifikt ressurser og materialbruk under utbyggingsfasen. Kriteriet som viser muligheten for konseptet å unngå forstyrrelse av det marine miljø, spesielt marine organismer på sjøbunnen under installasjonsaktiviteter, anses være like for begge alternativene. Draugen viste seg å være mest fordelaktig i de øvrige seks av de åtte miljøaspekter. Basert på økonomisk prestasjon viste Draugen også å være mest fordelaktig mens de to alternativene ikke hadde noen signifikant forskjell angående samfunnsmessig virkning. Dermed blev alternativet med en havbunnsutbygging med tilknytning til Draugen-plattformen og videre eksport til Nyhamna den anbefalte utbyggingsløsningen. Hovedalternativene er listet opp i tabell 2.2, sammen med en oppsummering av forhold som ligger til grunn for at utbyggingsløsningene er forkastet/valgt av Norske Shell og partnerne i PL 255. Tabell 2.2. Beskrivelse av tidligere alternative utbyggingskonsept for Linnorm-feltet. Alternativ Kort begrunnelse Havbunnsutbygging med tilknytning til Draugenplattformen og videre eksport til Nyhamna (anbefalt utbyggingsløsning) Havbunnsutbygging med tilknytning til Njord-plattformen og videre eksport til Nyhamna. Havbunnsutbygging med tilknytning til Kristinplattformen og videre eksport til Åsgard Transport System Ny plattform installert på Linnorm-feltet. Havbunnsutbygging med direkte tilknytning til Nyhamna. Draugen ligger ca. 50 km fra Linnorm og er først og fremst en oljeproduksjonsplattform med begrenset kapasitet for gasshåndtering. Tilknytning av Linnorm til Draugen krever nytt gassbehandlingssystem bestående av separasjon, kjøling, dehydrering og kompresjon. Anbefalt utbyggingsløsning for Linnorm basert på teknisk, økonomisk og HMS-messig vurdering av alternative utbyggingsløsninger. Njord er lokalisert ca. 30 km fra Linnorm og består av et bore- og prosesseringsanlegg med boligkvarter, samt en FSU (Floating Storage Unit). Den nåværende gasskapasiteten ville ha vært tilgjengelig for en Linnorm tiein etter avslutning av produksjon på Njord-feltet (ca. 2019/2020). Alternativet ble utredet til konseptvalg, men ikke valgt på bakgrunn av en teknisk, økonomisk og HMS-messig vurdering sammenlignet med Draugen. Kristin er en gass- og kondensat-plattform som ligger ca. 65 km fra Linnorm. Installasjonen prosesserer gass fra Kristinfeltet og Tyrihans-feltet. Alternativet ble avvist ved fase 1 konseptvalg på grunn av umodne tekniske løsninger og lav innledende produksjonsrate. Alternativet ble avvist ved fase 1 konseptvalg på grunn av for høye investeringskostnader. Alternativet ble avvist ved fase 1 konseptvalg på grunn av for store tekniske utfordringer knyttet til hydratdannelse, vannhåndtering og regenerering av MEG. 20

21 2.8 Anbefalt utbyggingsløsning Anbefalt utbyggingsløsning for Linnorm-feltet er nærmere beskrevet i avsnittene under Havbunnsinstallasjoner Anbefalt utbyggingsløsning for Linnorm-feltet er en havbunnsutbygging med installasjon av to brønnrammer på Linnorm-feltet, hver med mulighet til fire brønner, ca. 3 km fra hverandre på en nord-sør retning (Linnorm Nord og Linnorm Sør respektive), samt en brønnramme med mulighet til fire brønner ved Onyx Sør som ligger ca. 5 km øst-sydøst for Linnorm og tilknytning av disse til Draugen-plattformen for prosessering og eksport (Figur 2.5 og 2.6). Brønnstrømmen fra Linnorm kobles opp mot Draugen-plattformen via en 16 rørledning på ca. 55 km. Rørledningen legges sammen med en kontroll/styringskabel for kjemikalieinjeksjon og overvåkning/styring av brønnrammen, og vil dekkes med grus/stein eller graves ned etter behov. Figur 2.5. Skisse av anbefalt utbyggingsløsning for Linnorm-feltet (Shell). 21

22 Figur 2.6. Skjematisk skisse av anbefalt utbyggingsløsning for Linnorm-feltet (Shell). For å hindre hydratdannelse og voks i produksjonsrøret vil dette ha direkte elektrisk oppvarming (DEH). På denne måten kan røret varmes opp og dermed hindre isdannelse (hydratdannelse) i røret når temperaturen i produksjonsstrømmen blir for lav, f.eks. ved nedstengning og lav produksjon. Fordi Linnorm-reservoaret har høy temperatur kan det være aktuelt å installere en kjøleenhet etter hver brønnramme slik at temperaturen på brønnstrømmen ved behov kan reduseres før brønnstrømmen ledes inn i rørledningen. Dette er mest aktuelt når vannproduksjonen er høy. Brønnramme med kjøleenhet er vist i figur 2.7. Nord for Linnorm Nord brønnramme vil rørledningen tilrettelegges for framtidige mulige tilknyttinger til Linnorm rørledning som transporterer hydrokarboner til Draugen plattformen. Beskyttelse av overtrykk i produksjonslinjen vil skje via installasjon av en HIPPS (High Integrity Pipeline / Pressure Protection System). Ordningen med beskyttelse for overtrykk, med en HIPPS på havbunnsinstallasjonene for beskyttelse av produksjonslinjen, samt en HIPPS på overflaten for beskyttelse av prosesseringsanlegget og eksportgassrørledningen, har vist seg å være bedre enn de akseptkriterier for prestasjon som kreves i det norske regelverket. Foreløpig plan for boring av brønner på Linnorm er basert på borestart i 2015/2016. Ved utbygging av Linnorm-feltet vil det tas hensyn til forekomster av koraller og det vil gjennomføres en egen risikovurdering knyttet til plassering av brønnrammer, boring og rørledninger til Draugen plattformen. 22

23 Figur 2.7. Skisse av brønnramme/samlerør, kjøleenhet og tilknytningspunkt til rørledning med DEH (Shell) Rørledninger Valg av rørledningstrase gjøres på grunnlag av omfattende havbunnskartlegging og ved ivaretagelse av leggetekniske, miljømessige og økonomiske hensyn. Anleggsaktiviteten planlegges å finne sted Rørledningen vil bestå av 16ʺ stålrør belagt med en innvendig legering for å hindre korrosjon og isolert utvendig for å hindre rask nedkjøling av produksjonsstrømmen. Legging av rørledninger til havs skjer med spesialbygde fartøy og med kontinuerlig leveranse av rør med førsyningsfartøy til leggefartøyet. Leggingen av Linnorm rørledningen er vurdert til en hastighet på 0,8-1 km/døgn. Posisjonering av leggefartøy vil skje med dynamisk posisjonering. Dynamisk posisjonering (DP) innebær at posisjon og kurs holdes gjennom fartøyets eget propellmaskineri og GPS teknikk. Ved legging vil de gjeldende forskrifter fra sjøfartsmyndigheter bli fulgt. Herunder vil det sikres at sjøfartsmyndigheter holdes orientert om aktuelle aktiviteter og fremdriften. Den øvrige skipsfart orienteres gjennom «Etterretninger for sjøfarende». Rørledningstraséen skal unnvike mest mulig alle identifiserte rød-listede koraller og korallrev. Akseptkriterier for dette finnes i Shell sin veiledning som er i tråd med OLF veileder (under utvikling). Sammenkobling mellom hovedledning og eventuelle grenledninger består av to hovedelementer, et T-stykke som sveises inn i hovedledningen og en såkalt PLEM (PipeLine End Module) som settes in mellom T-stykket og grenledningen. Modulene inneholder en avstengingsventil som gjør det mulig med seksjonering av gassrørledningen. T-stykkene som vil brukes i dette prosjektet er av to typer, hot tap tees eller in-line tees. Disse installasjonene er prefabrikkert og senkes ferdigbygd ned og plasseres på havbunnen. Hele installasjonen er dekket med en beskyttelse mot ytre påvirkning og er utformet slik at den er overtrålbar. Sammenkoblingen av brønnrammene til rørledningen vil skje via in-line tees mens det planlegges en T kobling (hot tap tee) på rørledningen mellom Onyx Sør og 23

24 Draugen, som vil kunne benyttes for eventuell framtidig tilkobling av en rørledning til øvrige funn i området. Etter legging vil rørledningene bli fylt med ferskvann som tilsettes fargestoff (for lekkasjedeteksjon). Etter tilknytning, trykk- og lekkasje-tømmes rørledningene for vann og klargjøres for oppstart. Det er estimert et behov for ca m 3 grus/stein i forbindelse med legging av rørledning. Rørledningene på havbunnen må kunne tåle belastninger fra både bølger og strøm overalt hvor de installeres. I tillegg kan innholdet med høy temperatur førårsaka at rørledningen utvider seg og kan bøye seg lateralt på havbunnen. Rørledningstraséen Linnorm til Draugen vil jevnes ut ved steindumping i områder med komplisert topografi og ujevn bunn der isfjell grøfter er tilstedeværende. Det er også viktig for overtrålbarhet at det er færrest mulige frie spenn på rørledningen. Rørledningen legges direkte på havbunnen og rørledningen forankres (såkalte anchor rock berms) ved hver 500 meter ved hjelp av grus/stein-hauger og normalt gir dette tilstrekkelig stabilitet (Figur 2.8). Ved behov kan rørledningen ved utsatte steder graves ned og/eller dekkes med grus. Kontroll/styringskabel (umbilical) legges parallell ca. 50 meter fra gassrørledningen og denne skal graves ned/steindekkes hele strekningen for stabilisering og beskyttelse av ledningen. Produksjonsrørledningen vil ha en elektrisk kabel koblet til seg (DEH-direct electrical heating, figur 2.8). Denne er tilkoblet røret i hver ende og gjør det mulig å sende strøm gjennom stålet i røret. På denne måten kan røret varmes opp og dermed hindre isdannelse (hydratdannelse) i røret når temperaturen synker under ca. 30 C. Løsningen er valgt for å unngå å bruke kjemikalier til å hindre isdannelse i røret. Alle rørledninger vil være overtrålbare. Figur 2.8. til venstre ses en illustrasjon av vektbelegg som legges på rørledningen for å stabilisere rørledningen og til høyre vises konstruksjonen av varmekabelen (DEH, direct electrical heating) rundt produksjonsrøret (Shell). 24

25 2.8.3 Eksport av gass og kondensat Linnorm-gassen vil prosesseres på Draugen-plattformen i et nytt anlegg for gassprosessering før videre eksport. Linnorm gassen inneholder kvikksølv i konsentrasjoner på omkring 50 μg per Sm³ gass. For å oppfylle kravene for kvikksølvinnhold på maks 0,01 µg per Sm 3 gass for eksport av gassen skal en kvikksølvfanger installeres på Draugen. Dagens rørledning for eksport av gass fra Draugen går til Kårstø via Åsgard Transport System (ATS)-rørledningen. Framtidige planer innebærer at rørledningen for gasseksport fra Draugen kan kobles fra ATS-rørledningen og kobles på den nye Norwegian Sea Gas Infrastructure (NSGI)-rørledningen til Nyhamna, jf. figur 2.9. Ormen Lange landanlegg på Nyhamna vil utvides og modifiseres for å kunne ta i mot mer gass fra Ormen Lange så vel som gass fra blant annet Linnorm via NSGI-rørledningen i Linnorm-gassen vil således bli levert til Nyhamna, og komprimert for eksport via Langeled-rørledningen. På Nyhamna vil det også bli investert i ekstra kapasitet slik at rørledningen Langeled kan utnyttes maksimalt og denne kapasiteten vil kunne være tilgjengelig når nye felt i Norskehavet inklusiv Linnormfeltet kommer i produksjon. Linnorm-kondensatet vil blandes med Draugen-olje og lagres i lagercellene på Draugen før videre eksport med skytteltankskip. En del av lette kondensat-komponenter vil dog kunne følge med gass-strømmen. Linnorm-kondensatet er undersøkt for kompatibilitet med Draugen-olje og er bekreftet overensstemmende Prosjektet Norwegian Sea Gas Infrastructure (NSGI) ble etablert på grunnlag av mulighetsstudier Gassco har gjennomført i samarbeid med feltoperatørene Statoil og Shell. Prosjektet omfatter en 500 km rørledning fra feltet Aasta Hansteen til Nyhamna med oppkobling for feltene Linnorm og mulig Zidane og andre felt. I tillegg omfatter NSGI kapasitetsutvidelser og tekniske løsninger ved prosessanlegget på Nyhamna. Elleve olje- og gasselskaper finansierer prosjektet som tok konseptvalg i oktober Endelig investeringsbeslutning er planlagt i siste kvartal 2012, og planlagt oppstart er satt til En egen konsekvensutredning for NSGI (teknisk operatør Statoil) utreder utbyggingen av rørledningen samt mulighetene for oppkobling av de ulike feltene, mens en egen konsekvensutredning for Nyhamna (operatør Shell) beskriver i detalj utvidelsen av gassprosessanlegget. 25

26 Figur 2.9. Skisse over planlagt NSGI rørledning fra Aasta Hansteen til Nyhamna med oppkobling for Linnorm feltet (Shell) Modifikasjonsbehov på vertsplattformen Draugen som følge av Linnormtilknytning Draugen er primært en oljeplattform og har vært i produksjon siden Dagens kapasitet for gassbehandling er <2 millioner Sm 3 /d. Mesteparten av gassen benyttes til gassløft mens det gjenværende eksporteres via Åsgård Transport System (ATS) til Kårstø. Draugen-oljen stabiliseres på plattformen, lagres i lagercellene i betongunderstellet og lastes over til skytteltankere for eksport. Per i dag blir det produserte vannet på Draugen behandlet og sluppet til sjø etter rensing. Et anlegg for reinjeksjon av produsert vann er imidlertid installert på Draugen og vil tas i bruk i løpet av Produsert vann fra Linnorm-feltet vil således bli injisert i Draugen-reservoaret etter separasjon. Draugen-plattformen har ikke tilstrekkelige fasiliteter for gassprosessering av Linnormgassen. Tilknytning av Linnorm vil medføre et betydelig modifikasjonsarbeid, herunder installasjon av et nytt tog for gassprosessering samt en ny gasskompressor for gasseksporten. Per i dag blir kraft på Draugen levert av tre 16.2 MW generatorer som opereres i en 2 av 3 konfigurasjon. For å dekke kraftbehovet til en ny gasskompressor vil en ny 15 MW gassturbin bli installert på plattformen. Tilknytning av Linnorm til Draugen vil i tillegg medføre et kraftbehov på ca. 2,4 MW som vil dekkes av eksisterende kraftgenererende utstyr på Draugen. Totalt vil tilknytning av Linnorm medføre et behov for installasjon av over 3000 tonn med nytt utstyr på Draugen. Nye moduler på Draugen som skyldes tilknytning av Linnorm er vist i figur 2.10 og

27 Figur Illustrasjon som viser nye moduler på Draugen som skyldes tilknytning av Linnorm (markert med gult/rødt/rosa) (Shell). Det nye utstyret vil plasseres i fire moduler som vil bli fabrikkert på land før det sendes til Draugen og løftes på plass. For å imøtekomme krav til personell om bord på Draugen, vil sengekapasiteten økes i forkant av den viktigste offshore byggeperioden. Dette vil gjøres ved å installere et ekstra boligkvarter som vil være en ny permanent modul med to eller tre etasjer og opptil 50 enkeltmanns lugarer. Mens boligkvarteret skal installeres vil et flotell ligge ved Draugen for å dekke behovet for innkvartering av ekstra personell. I tillegg vil livbåtstasjoner oppgraderes i forbindelse med levetidsforlengelse av plattformen. Modifikasjonsarbeidet inkluderer også omkobling av nye rør, instrumenter og elektrisitet samt andre tekniske løsninger mellom de nye modulene og den eksisterende plattformen, samt installering av en ny fakkelrørledning til flammetårnet (Figur 2.12). Den eksisterende infrastrukturen på Draugen er i god stand og i motsetning til de fleste andre plattformer i denne alderen er det fortsatt mye ledig kapasitet i utstyrsrommene. Derfor vil det ikke installeres noen nye utstyrsrom i de nye modulene. 27

28 Figur Illustrasjon av en ny modul på Draugen som skyldes tilknytning av Linnorm (Shell) Prosessering og kjemikaliebehov Brønnstrømmen fra Linnorm vil bli prosessert i et nytt gassbehandlingsanlegg på Draugenplattformen som skiller gass, kondensat og vann. Gassen eksporteres via NSGI-rørledningen til gassprosessanlegget på Nyhamna, kondensatet blandes med olje fra Draugen og produsert vann blandes med produsert vann fra Draugen og reinjiseres i Draugen reservoaret. Basert på eksisterende kjennskap til sammensetningen av Linnorm-kondensatet og Draugen-oljen forventes det ikke å være noen problemer med å blande disse. Et særpreg ved Linnorm, er at brønnstrømmen har stor variasjon i blandingsforholdet kondensat/gass. Kondensatet har potensiale for å danne voksavleiringer, og når mengden av kondensat er høy øker denne risikoen. Det kan under gitte omstendigheter være nødvendig å benytte voks hemmer, men som utgangspunkt forventes det ikke å være behov for det. Gass og kondensat fra Linnorm-feltet inneholder hydrogensulfid (H 2 S) og bariumsulfat (BaSO 4 ). Kjemikalier må tilsettes for å redusere korrosjonsvirkningen av H 2 S og hindre dannelsen av sulfat- (BaSO 4 ) avleiringer ved blanding av produsert vann fra de to felt. Produsert vann fra Linnorm vil ha et betydelig potensiale for å danne karbonat-avleiringer. Dette kan kontrolleres med bruk av avleiringshemmer. Ved injeksjon av blandet produsert vann fra Linnorm og Draugen kan det fra tid til annen være nødvendig med stimulering av injeksjonsbrønnen, som følge av avleiringer av bariumsulfat. Alternativt kan økt injeksjonstrykk, som resulterer i økt oppsprekking, kompensere for dette. Kjemikaliebehov for Linnorm er vist i tabell

29 Tabell 2.3. Prosesskjemikalier for Linnorm og nye prosess kjemikalier for Draugen som følge av Linnorm Produsert vann strøm Kjemikalie Kommentar Konsentrasjon i respektive PW-strøm (ppm v/v) Aktuell eller mulig miljømessig klassifisering Linnorm Avleiringshemmer Grønn/gul Kontinuerlig tilførsel ved brønnhode og/eller i brønnen. Linnorm Avleiringsoppløser m 3 oppløser per gang Grønn/gul Kombinasjon av kjemikalier som inkluderer saltløsninger, MEG og avleirings oppløser. Det er antatt at en behandling per brønn per år vil være nødvendig. Linnorm Gul/red Maks verdier på flere tusen ppm kan forekomme umiddelbart etter brønnoverhaling (to ganger årlig pr. brønn). Det antas at kjemikalie i gul kategori kan benyttes, men rød kategori kan ikke utelukkes. Linnorm H 2 S fjerner /1.300/650 Gul Indikert produktet HR2510. Forbruk anslått til 179 liter/time, men er avtagende over tid Linnorm Emulsjonsbryter 2-5 Skal vurderes Linnorm Deoiler 10 Skal vurderes Linnorm Metanol 1-50 vol % PLONOR Ved brønnoppstart og idriftsetting av rørledning. Linnorm + Draugen Avleiringshemmer Avleiringshemmer Gul Avleirings-hemmer for å forhindre barium sulfat-avleiring ved blanding av Linnorm og Draugen produsert vann. Kjemikalier i kontrollkabel Kjemikalier som benyttes i kontrollkabelen er metanol, hydraulikkvæske og avleiringshemmer. Dette er kjemikalier som går i et lukket system, og det vil ikke være utslipp til sjø av disse kjemikaliene. Kvikksølv (Hg) i produsert gass Gass fra Linnorm inneholder ca. 50 µg Hg/m 3. Gasskvalitetskravet i NSGI rørledningen er 0,1 µg Hg/m 3, og det skal derfor installeres kvikksølvfanger på Draugen for å fjerne kvikksølv fra gassen. Figur 2.12 gir en oversikt over massebalansen for kvikksølv fra Linnorm. Det vil årlig bli utskilt ca. 240 kg kvikksølv i kvikksølvfangeren. Absorbsjonsmiddel kontaminert med kvikksølv deklareres som farlig avfall, og sendes til behandling/regenerering på land hos godkjent mottaker. 29

30 LINNORM 50 µg Hg/m3 gass 13MSm3 gass/dag 500 m3/dag kondensert vann DRAUGEN 0,002 µg Hg/m3 vann 500 m3/dag kondensert vann NSGI rørledning 0,01 µg Hg/m3 gass Hg avfall til land Hg/gass separasjon 49,9 µg Hg/m3 gass NYHAMNA Vannbehandlingsanlegg Utslipp av produsertvann 20m dyp 0-100% Reinjisert vann som trykkstøtte i reservoar 0-100% Gass eksport via Langeled 0,01 µg Hg/m3 gass Figur Oversikt over massebalansen for kvikksølv fra Linnorm Injeksjon og utslipp av produsert vann Utviklingen i mengden av produsert vann fra Draugen og Linnorm er vist i figur 2.13, sammen med kapasitet for injeksjon. To alternative løsninger er vurdert for injeksjon av produsert vann: Benytte eksisterende ledig injeksjonskapasitet på Draugen tilsvarende m 3 /dag. Installere ny pumpe for vanninjeksjon på Draugen, for å øke tilgjengelig kapasitet for injeksjon av produsert vann fra Linnorm til m 3 /dag. Som figur 2.14 viser vil det være tilstrekkelig kapasitet på Draugen til å injisere produsert vann fra Linnorm uten installasjon av ekstra injeksjonspumpe, over hele feltets levetid, med unntak av året Vannproduksjonen fra Linnorm vil i 2022 nå et maksimumsnivå på ca m 3 /dag, dvs. 600 m 3 /dag mer enn kapasiteten på injeksjon. Det medfører at det i 2022 vil være planlagt utslipp av produsert vann til sjø på 600 m 3 /dag. Vannet vil være en blanding av produsert vann fra Draugen og Linnorm. Ved endring i drift av brønnene kan dette utslippet unngås. Det er besluttet ikke å installere ekstra injeksjonskapasitet når mengden av produsert vann som slippes ut er så liten. Det er en forventning til at mengden produsert vann vil bli lavere enn beskrevet, noe som vil være en fordel i forhold til Draugens kapasitet for vanninjeksjon. Anlegget for reinjeksjon forventes å ha en regularitet på 90 %. Når anlegget på Draugen er ute av drift vil produsert vann bli renset og deretter sluppet til sjø på samme måte som fra