Del 2 Konsekvensutredning

Transkript

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

2

3 , Del 2 - Konsekvensutredning Document last updated :12 CET

4

5 , 1 Forord 1 2 Sammendrag 2 3 Innledning Bakgrunn for utbyggingsplanene Rettighetshavere og eierforhold Feltbeskrivelse Kort om området Fysiske og oseanografiske forhold Aktiviteter i området Annen petroleumsaktivitet Fiskeri Skipstrafikk Annen aktivitet Forenklet tidsplan Konsekvensutredningsprosessen og regelverket Formål med konsekvensutredning Lovverkets krav til konsekvensutredning Konsekvensutredningsprosessen Nødvendige søknader og tillatelser Tidsplan for konsekvensutredningsarbeidet Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet 12 4 Alternative utbyggingsløsninger Mulige utbyggingsløsninger Tilknytning til Heidrun Tilknytning til Kristin Tilknytning til Åsgard Produksjonsskip for Maria Produksjonsskip for Maria og Trestakk Vurdering av kraft fra land Valg av utbyggingsløsning Miljø Konklusjon 21 5 Anbefalt utbyggingsløsning Utbyggingsløsning Bruk av Kristin for prosessering, eksport og kontroll Bruk av Åsgard B og Tyrihans for levering og transport av løftegass Bruk av Heidrun for levering av injeksjonsvann Gasseksport og prosessering Oljelagring, lossing og transport Energibehov og energiløsning Rørledninger og undervannsanlegg Sjøbunnsundersøkelser Brønner og boring 28 6 Sammenfatning av konsekvensutredningsprogram Forslag til utredningsprogram Sammenfatning av innkomne høringsuttalelser til forslaget til utredningsprogram 30

6 6.2.1 Generelle miljøhensyn Anlegg, installasjon og teknologi Fiskerier Utslipp og avfall Andre tema Fastsetting av utredningsprogram 38 7 Miljøkonsekvenser av planlagte aktiviteter og avbøtende tiltak Miljøforhold og naturressurser Meteorologi og oseanografi Miljøundersøkelse i Region VI Plankton Vernede og særlig verdifulle områder (SVO) Fisk Fiskebestander Gyteområder Pelagisk drift av egg og larver Sjøfugl Sjøpattedyr Bunnfauna og naturtyper Koraller Svamper Kulturminner Utslipp til luft Bore- og anleggsfasen Driftsfasen Utslipp fra Maria i regionalt og nasjonalt perspektiv Utslippsreduserende tiltak og BAT Utslipp til sjø Bore- og anleggsfasen Driftsfasen Planlagte utslipp fra havbunnsrammene Planlagte utslipp fra vertsplattformene Konsekvenser, miljørisikoreduserende tiltak og BAT Fysiske inngrep Bunndyr Kulturminner Avfall 81 8 Risiko for akutte utslipp, mulige konsekvenser og beredskapstiltak Potensial for akuttutslipp fra utbygging og drift av Maria Spredning og forvitring av olje fra et større oljeutslipp Potensial for miljøkonsekvenser Miljørisiko Beredskap mot akutt forurensning Andre risikoreduserende tiltak 89 9 Konsekvenser for fiskeriene og avbøtende tiltak Fiskeriaktivitet i Norskehavet Fiskeriaktivitet i området rundt Maria Landet kvantum, art og fiskeredskap Aktivitet av fiskefartøyer Aktivitet av trålere og anvendt utstyr Konsekvenser for fiskeriene Arealbeslag 95

7 9.2.2 Operasjonelle ulemper Samfunnsmessige konsekvenser og avbøtende tiltak Sosioøkonomiske effekter og sysselsettingseffekter Problemstillinger og metode Samfunnsmessig lønnsomhet ved utbygging og drift Virkninger på investeringsnivået i norsk petroleumsvirksomhet Vare- og tjenesteleveranser til utbygging og drift Sysselsettingsvirkninger Sysselsettingseffekter ved nedstenging Skipstrafikk Feltavvikling Rammebetingelser og regelverk Avviklingsløsninger Antatte konsekvenser ved avvikling Sammenstilling av konsekvenser, anbefalinger om avbøtende tiltak Konsekvenser i anleggsfase Konsekvenser i driftsfase Konsekvenser i avslutningsfasen Videre planer for oppfølging av miljørelaterte forhold Plandokumenter og -prosesser Oppfølging av resultater fra konsekvensutredningen Miljøovervåking Definisjoner og forkortelser Referanser Vedlegg A - Wintershall strategi og avbøtende tiltak for kaldtvannskoraller og svamper 128

8 1 Forord Denne konsekvensutredningen omhandler utbygging, anlegg og drift av olje- og gassfeltet Maria i Norskehavet. Utbyggingsløsningen består av havbunnsrammer som blir knyttet til Kristin-plattformen hvor brønnstrømmen blir prosessert. Oljen og gassen transporteres til Åsgard hvor oljen blir lagret og gassen transportert gjennom Åsgard transportsystem. Løftegassen kommer fra Åsgard via Tyrihans, mens vann med trykkstøtte kommer fra Heidrun. Alle de nevnte installasjonene er operert av Statoil ASA. Konsekvensutredningen inngår som en del av Plan for utbygging og drift (PUD), og den er utarbeidet i henhold til petroleumslovens bestemmelser. Kostnaden for utbyggingen er under grensen på 20 milliarder kroner, og dermed vil PUD bli behandlet av Regjeringen i statsråd. Maria ble oppdaget i Funnet ligger i den sørlige delen av Norskehavet og er anslått til å inneholde cirka 188 millioner fat oljeekvivalenter. Forslaget til utredningsprogram og påfølgende høring ble gjennomført i 2012 og fastsatt av Olje- og energidepartementet (OED) den 14. august Eventuelle kommentarer og merknader sendes til operatøren Wintershall Norge AS (Wintershall), med kopi til OED. Konsekvensutredningen kan også lastes ned fra følgende internettside: Stavanger, den 19. desember 2014 Page 1 of 132

9 2 Sammendrag Maria ble funnet i 2010 i utvinningstillatelsene 475BS, tildelt i 2009 med Wintershall Norge AS som operatør. Partnere i dag er Petoro AS og Centrica Resources (Norge) AS. Feltet ligger i Norskehavet, 200 km fra land og 20 kilometer fra feltene Kristin og Åsgard og ble avgrenset ved boring i Avgrensningsboringen ble utført i utvinningstillatelse 475CS, tildelt i 2011, med de samme rettighetshaverne som i utvinningstillatelse 475BS. Rettighetshaverne har vurdert flere alternative løsninger for utbygging og drift. Konsekvensutredningsprosessen ble igangsatt tidlig i 2012, med høring av forslag til program samme vår. Olje- og energidepartementet fastsatte programmet for konsekvensutredningen i august Konsekvensutredning er gjennomført i henhold til fastsatt program. Maria består av olje og assosiert gass, hvor det totale reserveanslaget er anslått til 188 millioner fat oljeekvivalenter, fordel på 156 millioner fat utvinnbar olje, 12 millioner fat oljeekvivalenter med gass og 20 millioner fat oljeekvivalenter med NGL. Ulike løsninger for utbygging og drift av feltet er vurdert, både som selvstendig utbygging og ved tilknytning til eksisterende felt. Det blir i Plan for utbygging og drift anbefalt en utbygging basert på følgende: Maria blir bygd ut som et undervannsanlegg med to havbunnsrammer. Brønnstrømmen blir transportert i rør til Kristin for prosessering, hvor oljen og gassen transporteres videre gjennom eksisterende rør til Åsgard for eksport - skytteltankere for olje og Åsgard transportsystem for gass. Løftegassen til brønnene kommer fra Åsgard via Tyrihans sitt undervannsanlegg. Vann for trykkstøtte kommer fra Heidrun. Det vil bli boret to oljeprodusenter og én vanninjeksjonsbrønn i hver av de to havbunnsrammene. Løftegassen blir injisert direkte i produksjonsbrønnene. Borestart er planlagt i andre kvartal 2017 og vil foregå med en halvt nedsenkbar borerigg i omlag 580 dager. Installasjonsarbeidet vil foregå i perioden 2016 til 2018, med produksjonsstart i Totale investeringskostnader er estimert til 17,5 milliarder kroner, mens årlige driftskostnader er estimert til litt i overkant av 1 milliard kroner. De direkte driftskostnadene vil medføre virkninger nasjonalt og regionalt, årlig anslått til nærmere 1 milliard kroner. Sysselsettingsvirkningene av dette er anslått til rundt 900 årsverk og akkumulert årsverk gjennom driftsperioden. Wintershall sin driftsorganisasjon for Maria er foreslått lagt til Stavanger og vil bli driftet av en felles organisasjon med Vega. Det er forventet at driften av Maria vil bidra til å forlenge levetiden på eksisterende infrastruktur. På denne måten vil Maria gi et betydelig bidrag for å opprettholde et høyt aktivitetsnivå på midtnorsk sokkel i mange år framover. Det er også sannsynlig at aktiviteten vil påvirke etterspørselen etter arbeidskraft og sysselsetting i Midt-Norge. De samlede inntektene fra Maria er estimert til 84,5 milliarder 2015-kroner. Summen av netto kontantstrøm er 3,7 milliarder 2015-kroner ved en diskonteringsrate på 6 prosent, og prosjektet er samfunnsøkonomisk lønnsomt også ved høyere diskonteringsrate. Av dette vil omtrent 76 prosent gå til Staten gjennom inntekter, avgifter og skatter. Page 2 of 132

10 Undersøkelser av havbunnen i området har avdekket korallforekomster langs rørtraséene, men ikke innenfor 500-metersonen fra havbunnsrammene. For å unngå skade på verdifulle koraller i alle faser av prosjektet er det derfor utviklet miljøkriterier som sikrer at rørtraséer blir lagt utenom disse, og at ankere og ankerkjettinger i størst mulig grad ikke fysisk vil ødelegge koraller. Ved boring skal borekaks ikke slamme ned koraller over normverdier. Bevaringsverdige korallforekomster som blir påvirket av Maria-aktiviteten planlegges fulgt opp i videre miljøovervåking. Det er vurdert at prosjektet ikke vil medføre negative konsekvenser på verdifulle korallforekomster i området. Utbyggingsløsningen medfører at de fleste utslipp til luft og sjø fra Maria, utenom boring og installasjon i anleggsfasen, vil skje fra de ulike vertsplattformerne; Kristin, Åsgard B og Heidrun. I anleggsfasen er det estimert at aktiviteten kan medføre utslipp av til tonn CO 2 og til tonn NO X. I driftsfasen vil årlige utslipp av CO 2 og NO X være henholdsvis i størrelsesorden til tonn og 50 til 100 tonn. Andelsmessig vil 57 prosent av CO 2 -utslippene komme fra Kristin, mens 25 prosent kommer fra Åsgard og 18 prosent fra Heidrun. 57 prosent av NO x -utslippene vil komme fra Heidrun, og 32 prosent fra Kristin og 11 prosent fra Åsgard. Heidrun har ikke lav-no x -turbiner. De største utslippene fra Kristin kommer fra gassturbiner for generering av kraft samt noe sikkerhetsfakling. Samtlige utslipp vil skje langt til havs og det er ikke forventet målbare negative konsekvenser på havmiljø eller på land. De vil likevel bidra sammen med utslipp fra andre kilder. Sammenlignet med regionen vil Maria bidra med 4,5 og 1,0 prosent for henholdsvis CO 2 og NO x, mens det sammenlignet med nasjonale anslag for petroleumsvirksomheten er 0,4 og 0,2 prosent. I hovedsak vil eksisterende systemer på vertsplattformene bli benyttet av Maria, herunder løsninger for energiforsyning. Det er derfor i liten grad anledning til omfattende og kostbare omlegginger av eksisterende anlegg og løsninger. Statoil har som operatør av vertsplattformene utført eller gjør BAT-vurderinger, og har på plass system for energistyring og energieffektivisering. Herunder inngår optimalisert bruk av gassturbiner og i størst mulig grad å benytte lav-no x -turbiner. Muligheten for kraft fra land til vertsplattformene er tidligere analysert, men ikke funnet regningssvarende. I anleggsfasen vil de største utslippene til sjø være av borekaks fra boring med vannbaserte borevæsker. Kaks fra boring med oljebaserte borevæsker vil bli fraktet til land for behandling og deponering. Kjemikalier som blir benyttet vil være gjenstand for miljøvurderinger, hvor kjemikalier med de beste miljøegenskapene vil bli tilstrebet benyttet. Miljøkonsekvensene fra utslipp av borekaks er forventet avgrenset til nedslamming av bunnfauna helt lokalt ved brønnene. Produsert vann fra Maria blir behandlet på Kristin hvor vannet blir renset og sluppet ut til sjø. Rensegraden har de senere årene vært betydelig bedre enn myndighetskravet, og er på under 15 milligram olje per liter vann. Vannmengden fra Maria vil være lav de første årene, men vil være økende etter fjerde driftsåret. De siste driftsårene vil vannmengden utgjøre litt over en halv million kubikkmeter, noe som kan utgjøre omlag ti prosent av de regionale utslippene. Basert på dagens kunnskap er det ikke forventet målbare negative miljøkonsekvenser som følge av utslippet, men dette vil bli fulgt opp videre gjennom industriens miljøovervåking og gjennom forskning på langtidsvirkninger. Det vil være utslipp til sjø fra Heidrun fra prosessen med å produsere sulfatredusert vann til injeksjon. Det er gjort miljøvurderinger av aktuelle kjemikalier og miljørisikoen er vurdert som lav. Page 3 of 132

11 Tiltak for videre reduksjon av operasjonell miljørisiko vil bli fokusert på gjennom selskapets nullutslippsarbeid, inkludert substitusjonsplaner for kjemikalier. For å optimalisere separasjonen av vann og olje er det gjennomført laboratorietesting, som viser gode separasjonsegenskaper. Gjennom driften vil dette bli fulgt opp ved dosering av kjemikalier knyttet til endringer i sammensetning og trykk. I driftsfasen vil havbunnsrammene og rørledningene være overtrålbare. Innretninger og drift av feltet er ikke forventet å medføre ulemper for fiskerivirksomhet eller sjøtransport. Miljørisikoen for akutt forurensning ved produksjonsboring og drift er analysert og vurdert i forhold til Wintershall sine akseptkriterier, og funnet å være godt innenfor disse. Det er vurdert at spesielt sjøfugl vil være utsatt ved et større oljeutslipp, men omfanget vil variere betydelig med årstid og spredningsforhold. Drivtid til de mest sårbare hekkeområdene langs kysten er beregnet til mellom 31 og 87 døgn, med begrensede mengder og svært forvitret olje. Spredningsberegninger som er gjennomført angir at et havbunnsutslipp av olje kan gi stranding, med strandet oljemengde på i størrelsesorden 50 til 200 tonn for de ulike årstidene. Drivtid til land er beregnet fra minimum åtte til 29 døgn for de ulike årstidene. Beredskapsplaner tilpasset aktivitetene og risikonivået vil bli etablert og vil motvirke miljøkonsekvenser i tilfelle av et akutt oljeutslipp. Beredskapsplanene vil inneholde ulike strategier for å stanse en ukontrollert brønnhendelse. I siste instans vil det bli boret en avlastningsbrønn for å drepe brønnstrømmen. Boring av en avlastningsbrønn er beregnet å ta cirka 75 dager. Wintershall har inngått avtale om bruk av brønnkapslingsutstyr som trolig vil kunne redusere utslipp mens avlastningsbrønn blir boret og dermed redusere omfanget av miljøkonsekvensene. Havgående beredskap kan redusere mengden olje på havoverflaten med henholdsvis 59 prosent i desember og 84 prosent i juli. Ved dårlig vær er det forventet høy nedblanding av olje i havet og lite olje vil være tilgjengelig for mekanisk oljevern. Mariaoljen er dispergerbar, og kjemisk beredskapsstrategi vil bli vurdert i tillegg til mekanisk. Gjennom konsekvensutredningsprosessen er det avdekket forhold som vil bli fulgt opp gjennom videre planlegging, bygging, anleggsfase og drift av Maria. Relevante forhold vil bli hensiktsmessig fulgt opp og ivaretatt gjennom HMS-program og HMS aktivitetsplan, og gode miljøløsninger vil bli vurdert. Feltet vil inngå i den regionale regulære miljøovervåkingen for Region VI samt at Wintershall planlegger spesiell overvåking av verdifull bunnfauna og habitater lokalt ved Maria. Page 4 of 132

12 3 Innledning 3.1 Bakgrunn for utbyggingsplanene Mariafunnet ble gjort i utvinningstillatelsene 475BS og 475CS i henholdsvis 2010 og Funnet ligger i Norskehavet, 15 kilometer sørøst for Åsgard og 40 kilometer sør for Heidrun. Nærmeste avstand til fastlandet er 200 kilometer. Hydrokarbonfunnet ble anslått til 188 millioner fat oljeekvivalenter, fordel på 156 millioner fat utvinnbar olje, 12 millioner fat oljeekvivalenter med gass og 20 millioner fat oljeekvivalenter med NGL. Letebrønn 6406/3-8T2 ble boret sør i feltet i utvinningstillatelse 475BS fra mai til august i Boringen av avgrensningsbrønn 6407/1-5S i utvinningstillatelse 475CS startet i januar 2012 og ble avsluttet i mai Formålet med avgrensningsbrønnen var å påvise hydrokarboner nord i Maria. Brønnen bekreftet hydrokarboner og en produksjonstest ga cirka 100 standard kubikkmeter (Sm 3 ) per dag over et 20 meters perforeringsintervall. Begge brønnene har påvist hydrokarboner i Garn-formasjonen, mens Ile- og Tiljeformasjonene er vannfylte. 3.2 Rettighetshavere og eierforhold Nåværende rettighetshavere er Wintershall Norge AS, Petoro AS og Centrica Resources (Norge) AS og eierfordelingen er angitt i tabell 3.1. Wintershall Norge AS er operatør. Utvinningstillatelse 475BS ble tildelt i januar 2009 og utvinningstillatelse 475CS i februar Tabell 3.1: Rettighetshaverne og eierfordelingen i Maria. Lisens Blokk Selskap Tildelt Andel (%) 475BS 6406/3 6407/1 475CS 6406/3 6507/10 Wintershall Norge AS Petoro AS Centrica Resources (Norge) AS Wintershall Norge AS Petoro AS Centrica Resources (Norge) AS Feltbeskrivelse Maria ligger i blokkene 6406/3, 6407/1 og 6507/10 i den sørlige delen av Norskehavet (fig. 3.1). Havdypet i området er omlag 300 meter. Maria ligger 20 kilometer sørøst for Kristin, som er hovedvert i anbefalt utbyggingløsning, og 40 kilometer sør for Heidrun. Feltet ligger omlag 160 kilometer fra Frøya og 200 kilometer fra Tjeldbergodden. Reservoarbeskrivelse Det er foreløpig ikke lagt noen konkrete planer om å utføre seismiske undersøkelser i driftsfasen av Maria. Page 5 of 132

13 ! 7 0'0"E 6507/7-15 S6507/7-14 S 6507/7-13! Sandnessjøen HEIDRUN 6506/9-2 S Trondheim 6506/9-3 MORVIN ÅSGARD 6507/11-9 YTTERGRYTA Reservoaret til Maria ligger i en langstrakt nordøst-sørvest forhøyning i en forlengelse til den nordlige delen av Trestakk. Den nordlige hydrokarbonakkumulasjonen er i kontakt med den sørlige via et sadelområde. Det antas å være meget god kommunikasjon i vannsonen gjennom hele reservoaret fra sør til nord. 6506/11-2 LANGE 6506/12-3 LYSING 6406/1-2 KRISTIN 6406/ /3-8 Maria 5km 6406/1-1 ERLEND N. 6406/2-1 LAVRANS 6406/3-2 TRESTAKK 6406/2-7 ERLEND TYRIHANS 6406/2-6 RAGNFRID 6507/11-6 SIGRID 6407/1-6 S 10km 15km 20km 30km 6407/2-5 S 6407/2-6 S MIKKEL 65 0'0"N Garn-formasjonen deles inn i øvre og nedre, hvor øvre Garn viser middels strømningspotensial og er oljefylt. Nedre Garn har meget gode strømningsegenskaper, men er vannfylt. Avsetningsmiljøet for øvre Garn antas å være strandsoner som har stor utbredelse lateralt. Egenskapene antas å være best i den sørlig delen og er forringet nordover på grunn av avsetningsretningen mot havet. km's /5-1 # Surface facility # Subsurface facility Maria discovery PL475, BS & CS ProductionLicences Oil Oil/Gas Gas Gas/Condensate 6406/9-1 LINNORM 6407/ /5-2 S Fig. 3.1 Lokalisering av Maria og omkringliggende felt. Det er nødvendig å bruke både vanninjeksjon og gassløft for å produsere fra reservoaret. 3.4 Kort om området Nedenfor blir det gitt en kort beskrivelse av fysiske og oseanografiske forhold, samt andre aktiviteter i området. En mer fyldig statusbeskrivelse er gitt i kapittel 7 Miljøkonsekvenser av planlagte aktiviteter og avbøtende tiltak (miljøforhold) og kapittel 9 Konsekvenser for fiskeriene og avbøtende tiltak (fiskeri) Fysiske og oseanografiske forhold Varmt og salt vann fra Atlanterhavet strømmer inn i Norskehavet, hovedsakelig mellom Færøyene og Shetland samt mellom Færøyene og Island (fig. 3.2). Det varme vannet sprer seg utover Norskehavet og strømmer videre nordover inn i Barentshavet og Polhavet. I det sørlige Norskehavet strømmer det kaldt og ferskere vann fra Islandshavet. Området er preget av frontsystemer og lokale virvler som danner gunstige forhold for biologisk produksjon. Økosystemet i Norskehavet har relativt lav biodiversitet, mens biomassen er stor. Norskehavet er preget av store årlige og sesongmessige variasjoner i klima [ref. 1]. Dette vekslende været dannes på grunn av store temperaturforskjeller mellom varm luft i sør og kald luft over polområdene. I Maria-området er en sørøstlig vind dominerende i vintermånedene, i mars er sørlig vind fremherskende, mens det i april fordeler seg mellom sørlig og nordlig vind (fig. 7.3). Nordlig vind er dominerende i sommermånedene. Page 6 of 132

14 Fig. 3.2 Havstrømmer i Norskehavet. Helhetlig forvaltningsplan, Aktiviteter i området Annen petroleumsaktivitet Petroleumsvirksomheten på Haltenbanken er stor med, betydelig produksjon fra felt som Åsgard, Heidrun, Kristin og Tyrihans. Innenfor en radius på omlag 50 kilometer fra Maria er det cirka 240 produksjonsbrønner, 50 havbunnsrammer og syv overflateinnretninger. I området er det flere transportrørledninger for olje og gass, som Haltenpipe og Åsgard transportsystem. Det foreligger også planer for utbygging av Polarled. I tillegg til Maria er det andre utviklingsprosjekter i området som Zidane og Fogelberg, samt funn som potensielt kan bli utviklet i framtiden, som for eksempel Trestakk Fiskeri Norskehavet, fra 62 til 70 grader nord, er Norges viktigste fiskeriområde. I kystnære områder utenfor Nordland, Trøndelag og Møre drives det fiske hele året. Fra kysten av Møre og nordover foregår det meste av torskefisket om vinteren. I perioder bidrar Norskehavet med omlag 80 prosent av de samlede norske landingene av torsk og nær hele den norske sildefangsten. Det er likevel store forskjeller i fiskeriaktivitene i området, både mellom områder, sesonger og år. Mulige konsekvenser for fiskeriene som følge av Maria er utredet gjennom en separat studie som er oppsummert i kapittel 9 Konsekvenser for fiskeriene og avbøtende tiltak. Page 7 of 132

15 Skipstrafikk Petroleumsaktivitet og skipstrafikk i Norskehavet kan ha kryssende interesser. I områdene hvor det er plattformer med tilhørende trafikk av fartøyer, er det også viktige skipsleder for større skip med blant annet råolje og malm. Maria ligger i et område som er lokalisert mellom to skipsleder, noe som medfører et relativt lite konfliktpotensial. Det meste av trafikken i Norskehavet følger seilingsledene langs kysten, der avstand fra land påvirkes av faktorer som fartøystørrelse, seilingsdistanse og værforhold. Offshoretrafikken krysser hovedskipsleden som går langs kysten (fig. 3.3). Fig. 3.3 Oversikt over trafikktetthet i Norskehavet i (Statens Kartverk, 2011). De lyse blå indikere økende intensitet av skipstraffikk Annen aktivitet Maria ligger 200 kilometer fra kysten, og det er derfor lite sannsynlig at det i området vil bli bygd ut fornybar energi som vind og bølgekraft. Dagens havvindmøller er installert på havdyp rundt 100 meter, mens all petroleumsvirksomhet i området skjer på langt større havdyp. Det er dermed ingen arealkonflikt [ref. 1]. Det er ikke identifisert planer for bølgekraft i området. Området ligger også for langt til havs til å ha noen betydning i forhold til normale fritidsaktiviteter. Opplysninger om militære aktiviteter i området er normalt ikke offentlig tilgjengelig. 3.5 Forenklet tidsplan Tidsplanen for hovedaktiviteter for utbyggingen av Maria er angitt i tabell 3.2. Tabell 3.2: Forenklet tidsplan for utbygging og drift av Maria Aktivitet Installasjons- og anleggsfase Boring Testing og ferdigstillelse 2017 og 2018 Produksjonsstart 2018 Tidsplan Page 8 of 132

16 3.6 Konsekvensutredningsprosessen og regelverket Formål med konsekvensutredning Konsekvensutredning er et lovmessig krav og er en del av Plan for utbygging og drift av et petroleumsfelt ( 4-2. Petroleumsloven; 22 Forskrift til lov om petroleumsvirksomhet). Utredningen 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 blir vurdert i en tidlig fase. Prosessen med konsekvensutredning er åpen og virkningene av en utbygging skal være synlige for myndigheter og interesseorganisasjoner. Konsekvensutredningen utgjør en integrert del av en Plan for utbygging og drift og/eller Plan for anlegg og drift. Beslutningstakerne har dermed et godt grunnlag når de skal godkjenne eventuell utbygging. Konsekvensutredningen for Maria er utarbeidet i henhold til krav i 22a Forskrift til lov om petroleumsvirksomhet, fastsatt utredningsprogram og Olje- og energidepartementets (OED) Veiledning til Plan for utbygging og drift av en petroleumsforekomst og Plan for anlegg og drift av innretninger for transport og for utnyttelse av petroleum, [ref. 2] Lovverkets krav til konsekvensutredning I henhold til Lov om petroleumsvirksomhet (Petroleumsloven) 4-2, datert 1. juli 1997 (sist endret 1. juli 2003), samt Forskrift til lov om petroleumsvirksomhet 22, er utbyggingen av Maria konsekvensutredningspliktig. Utredningen skal i henhold til disse bestemmelsene baseres på et program som er fastsatt av myndighetene etter en offentlig høringsrunde. Petroleumsforskriften 22a regulerer hva utredningsprogrammet skal inneholde. Forslag til program for Maria ble sendt på offentlig høring 30. mars Mottatte kommentarer ble vurdert av Wintershall og basert på dette fastsatte Olje- og energidepartementet utredningsprogrammet 14. august Mottatte kommentarer, og hvordan disse er ivaretatt i konsekvensutredningen, er presentert i kapittel 6.2 Sammenfatning av innkomne høringsuttalelser til forslaget til utredningsprogram. Petroleumsloven gir rettighetshaverne anledning til å benytte eksisterende Regional konsekvensutredning for Petroleumsvirksomhet i Norskehavet [ref. 3] for delvis å dekke utredningsplikten. Da den regionale konsekvensutredningen er noen år gammel (2003), er den for Maria kun benyttet som grunnlag innen tema hvor det ikke har vært vesentlige endringer de senere år. For å beskrive naturressurser og generelle miljøforhold er det i tillegg benyttet senere publisert materiale fra nasjonale direktorat og institutt, Forvaltningsplan for Norskehavet, 2009 [ref. 1] med underliggende rapporter og rapporter fra oljeindustriens miljøovervåkning. For noen tema er feltspesifikke rapporter for Maria lagt til grunn, for eksempel korallforekomster og fiskeriaktivitet. Prognosegrunnlaget i den regionale konsekvensutredningen er utdatert og nye prognoser er basert på informasjon tilgjengelig i myndighetenes arbeid med forvaltningsplanen, og er i konsekvensutredningen benyttet for vurderinger knyttet til region og havområde. Plikten for konsekvensutredning i petroleumsloven ivaretar eventuelle forpliktelse gitt i annet regelverk. Page 9 of 132

17 I internasjonal sammenheng krever EUs Rådsdirektiv 97/11/EC konsekvensutredninger for offentlige og private prosjekter som kan ha vesentlige miljø- og/eller samfunnsøkonomiske konsekvenser. Disse kravene er ivaretatt i utredningen. FNs "Konvensjon om konsekvensutredninger av tiltak som kan ha grenseoverskridende miljøvirkninger" forplikter varsling av nabostat om planlagte tiltak som kan få miljøpåvirkning ut over landegrensene. Konvensjonen trådte i kraft i Den geografiske beliggenheten til Maria gjør at det ikke er relevant å vurdere grenseoverskridende miljøpåvirkninger ved utbygging og drift av feltet, inkludert uplanlagte utslipp Konsekvensutredningsprosessen Prosessen med konsekvensutredning startet med at rettighetshaverne utarbeidet et utredningsprogram som operatøren sendte til relevante høringsparter, som myndigheter, organisasjoner og andre interessenter som ble anbefalt av Olje- og energidepartementet (OED) [ref. 2]. Samtidig ble forslaget til utredningsprogram gjort tilgjengelig på internett ( For Maria var høringsperioden satt til 12 uker. Uttalelsene til forslaget til utredningsprogram ble sendt til Wintershall Norge AS (operatør) med kopi til OED. Wintershall sammenfattet disse og ga sin vurdering i forhold til implementering i utredningsprogrammet. Dette ble igjen lagt fram for OED som fastsatte utredningsprogrammet basert på uttalelsene og rettighetshavernes kommentarer. Rettighetshaver har nå gjennomført konsekvensutredningsarbeidet i henhold til fastsatt utredningsprogram. Konsekvensutredningen blir sendt på høring til myndigheter og interesseorganisasjoner, samtidig som det blir kunngjort i Norsk Lysingsblad at konsekvensutredningen er sendt på høring. Konsekvensutredningen, og mulig relevant bakgrunnsinformasjon, er tilgjengelig på internett - Fristen for høring skal være minimum seks uker, og er for Maria satt til 12 uker. Uttalelser som kommer inn under høringsperioden skal sendes til Wintershall som behandler og videresender disse til OED. Departementet vil, på bakgrunn av høringen, ta stilling til om det er behov for tilleggsutredninger eller ytterligere dokumentasjon om gitte forhold. Eventuelle tilleggsutredninger skal forelegges berørte myndigheter og de som har avgitt uttalelse før det fattes vedtak i saken. OED presenterer saksdokumentene for Regjeringen i statsråd dersom investeringene er under 20 milliarder kroner, eller for beslutning i Stortinget dersom investeringene er høyere. Myndighetsprosessen for konsekvensutredning til Maria er skissert i fig. 3.4 Page 10 of 132

18 Fig. 3.4 Konsekvensutredningsprosessen Nødvendige søknader og tillatelser For å gjennomføre utbygging og drift av Maria vil det måtte innhentes ulike tillatelser fra myndighetene i de ulike fasene av prosjektet. I tillegg kan eksisterende tillatelser for vertsplattformene bli endret som følge av oppkobling av Maria. En oversikt over spesifikke søknader og tillatelser for Maria er angitt i tabell 3.3. Tabell 3.3: Oversikt over spesifikke søknader og tillatelser for Maria Tillatelse Gjeldene lovverk Ansvarlig myndighet Plan for utbygging og drift (PUD) Petroleumsloven Olje- og energidepartementet Tillatelse til virksomhet etter Forurensningsloven for boring Forurensningsloven Miljødirektoratet Samtykkesøknad - boring Petroleumsloven Petroleumstilsynet Tillatelse til virksomhet etter Forurensningsloven - klargjøring av rørledninger (Kjemikalierutslipp, grøfting, gruslegging osv.) Forurensningsloven Miljødirektoratet Samtykke for å ta i bruk rørledninger Petroleumsloven Petroleumstilsynet Samtykke for å ta i bruk innretning (havbunnsinstallasjoner) Søknad om kvotepliktige CO 2 -utslipp, for produksjonsboring og intervensjoner Tillatelse til virksomhet etter Forurensningsloven for drift (Utslippstillatelse for drift) Petroleumsloven Forurensningsloven Forurensningsloven Petroleumstilsynet Miljødirektoratet Miljødirektoratet Søknad om produksjonstillatelse Petroleumsloven Petroleumstilsynet Utslippstillatelse for radioaktive komponenter Forurensningsloven Statens strålevern Samtykke om endringer på vertsplattform, som relevant Petroleumsloven Petroleumstilsynet Søknad om kvotepliktige CO 2 -utslipp, som relevant Forurensningsloven Miljødirektoratet Avviklingsplan, inkludert konsekvensutredning (2-5 år før produksjonsstans) Petroleumsloven Olje- og energidepartementet) Page 11 of 132

19 3.6.5 Tidsplan for konsekvensutredningsarbeidet Historikk og tidsplan for program til konsekvensutredning, selve konsekvensutredningen og Plan for utbygging og drift (PUD), er angitt i tabell 3.4. Tabell 3.4: Antatt tidsplan for konsekvensutredningen av Maria Beskrivelse Høring av forslag til program for konsekvensutredning Behandling av høringsuttalelser Uført Juni 2012 Tidsplan Uført April til juni 2012 (12 uker) Fastsettelse av utredningsprogram Utført August 2012 Konsekvensutredning med eksterne studier Utført mellom Høring av konsekvensutredning 19 desember 2014 til 13 mars 2015 (13 uker) Innsending av Plan for utbygging og drift (PUD), inkludert konsekvensutredning PUD-behandling 22 april ukers behandlingstid 3.7 Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet (HMSK) er en integrert del av alle aktiviteter i Wintershall Norge. Hensynet til HMSK har stått sentralt i alle fasene av planleggingen av de tekniske løsningene for prosjekteringen av Maria. Wintershall sin HMSK-policy sier at selskapet skal tilstrebe null skader på mennesker, miljø og materiell, samt ha godt implementerte kvalitetssystemer og -prosesser. For å oppnå visjonene til prosjektet og HMSK-policy, vil Wintershall: Sette HMSK og risikoredusering som hovedprioritet på alle nivåer i organisasjonen. Identifisere, vurdere og håndtere risiko i alle aktiviteter og operasjoner for å minimalisere eller eliminere skader på mennesker, miljø og materiell. Operere i samsvar med lovverk og retningslinjer. Kontinuerlig søke forbedringer i HMSK-resultater gjennom monitorering, rapportering og tilsyn. Skape et positivt arbeidsmiljø hvor ansatte tar eierskap i forretningsaktiviteter. Inkludere HMSK-mål i selskapets utviklingsmål. Maria har etablert et HMS-program som beskriver prosjektets HMS-målsetninger, fokusområder og utfordringer, samt akseptkriteriene for risiko. Page 12 of 132

20 4 Alternative utbyggingsløsninger 4.1 Mulige utbyggingsløsninger En rekke ulike utbyggingsløsninger er vurdert for Maria. Det er tatt utgangpunkt i de innretningene som er i området og de ulike typene innretninger som kan gi en god løsning for Maria. Området for Maria, inkludert eksisterende infrastruktur, er vist i fig MORVIN KRISTIN ERLEND N. ERLEND RAGNFRID Infield Pipeline Content Gas Condensate Oil Gas export pipeline #* #* #* #* Planned Polarled pipeline #* #* #* ÅSGARD! #* #* LAVRANS #* #* #*!!! #* #* LANGE Facility! Surface #* Subsurface #* #* #* #* #* #* #* #* TRESTAKK Discoveries #* ÅSGARD Gas #* #* #* #* LYSING MARIA #* #* #*#* #* Gas/Condensate Oil Oil/Gas TYRIHANS Fields Gas SKARV #*!!! #*#*#* #* #* #* #* #*#* SIGRID HEIDRUN #* #* #* YTTERGRYTA #* #* MIKKEL #* #* ÅSGARD MIKKEL SØR Production Licence Wintershall partner licence Gas/Condensate Wintershall operator licence Oil 0 15 Oil/Gas km's Coordinate System: ED1950 UTM Zone 32N Data source: NPD & IHS April 2013 Fig. 4.1 Eksisterende innretninger og infrastruktur i området rundt Maria. Åsgard Transport 5km 10km Skarv 15km Basert på en analyse av mulighetene for bruk av eksisterende innretninger i området, kjente innretningskonsepter kombinert med havdyp og andre forhold, er det vurdert ulike utbyggingsløsninger for Maria. Disse utbyggingsløsningene har både vært rettet mot å utnytte de ressursene som er funnet i Maria, men også sett i sammenheng med andre ikke utbygde funn i nærområdet. Et annet viktig parameter har vært å se på muligheten for å lage en felles løsning med andre funn i området som ikke er utviklet. Et nærliggende funn er olje- og gassfeltet Trestakk, 8 kilometer sørvest for Maria. Andre identifiserte funn er Zidane og Fogelberg. Solberg/Roderiguez ble ble funnet mens prosjektet var i konseptvurderingsfasen. Ved inngangen til konseptvalgfasen ble fem aktuelle løsninger vurdert i forhold til hvilke mulige alternative utbyggingsløsninger som forelå. Resultatet av denne vurderingen er vist i tabell Norne Heidrun 20km 30km Norne Gas Transport 50km Haltenpipe #*#* #* #* #* #*!! #* #*#* RVS ST #* Page 13 of 132

21 4.1, og det ble konkludert med at det var nødvendig å gjennomføre studier for fem ulike utbyggingsløsninger og med noen sensitiviteter. For alternativene som gjelder tilknytning til eksisterende infrastruktur er muligheten og konsekvensene for kraft fra land utredet på et overordnet nivå. For alternativene som medfører en ny innretning, er kraft fra land utredet ytterligere. Tabell 4.1: Tabell over utbyggingsløsninger som ble vurdert i konseptvalgfasen Konsept Produksjon Løftegass Vanninjeksjon Oljelager og -eksport Rikgasseksport Sensitiviteter Kommentar Tilknytning til Heidrun Tilknytning til Kristin Tilknytning til Åsgard Maria FPSO Maria og Trestakk FPSO Heidrun Heidrun Heidrun Heidrun FSU Kristin Åsgard B via Tyrihans Åsgard A Åsgard B / Tyrihans Maria FPSO Maria og Trestakk FPSO Maria FPSO Maria og Trestakk FPSO Heidrun Heidrun Maria FPSO Maria og Trestakk FPSO Åsgard C/A og senere ny lagerenhet Åsgard C/A og senere ny lagerenhet Maria FPSO Maria og Trestakk FPSO Åsgard transportsystem og/eller Haltenpipe Åsgard transportsystem og/eller Polarled Åsgard transportsystem Åsgard transportsystem Åsgard transportsystem Sensitivitet: Maria og Zidane (og Fogelberg) og gasseksport mot Polarled. Sensitivitet: Løftegass fra Heidrun alene eller sammen med Zidane (og Fogelberg). Aktuell alene eller i kombinasjon med Zidane og Fogelberg på Heidrun. Flere aktuelle tilknytninger for gasseksport til ÅTS og Polarled er vurdert. Leid og eid skipsformet FPSO er vurdert. Flere aktuelle tilknytninger for gasseksport til ÅTS og Polarled er vurdert. Leid og eid skipsformet FPSO er vurdert. Videreført som aktuell løsning basert på studier gjennomført av eierne av innretningen. Videreført som aktuell løsning basert på studier gjennomført av eierne av innretningen. Ikke videreført som følge av dreieskiveog levetidsbegrensninger for Åsgard A. Sirkulær FPSO ikke videreført som følge av modenhet for konseptet i dette området. Sirkulær FPSO ikke viderført som følge av modenhet for konseptet i dette området. Page 14 of 132

22 De forskjellige konseptene er videre beskrevet i påfølgende seksjoner. Alle konseptene tar utgangspunkt i en undervannsutbygging på Maria med to brønnrammer, hver med to produksjonsbrønner og én brønn for vanninjeksjon. 4.2 Tilknytning til Heidrun Informasjon om Heidrun Statoil er operatør for Heidrun. Plattformen er en fullintegrert innretning med innkvartering, boring, produksjon og eksport av stabilisert olje og rikgass. Heidrun har framtidig vektkapasitet på omlag tonn. Et eget område på plattformen er tilrettelagt for installasjon av en ny, større modul (M40), samtidig som det også er muligheter for å installere mindre utstyrsenheter integrert på innretningen. Løsning for produksjon på Heidrun Fra brønnrammene på Maria ville brønnstrømmen blitt transportert til Heidrun i en 45 kilometer lang flerfaserørledning. Kraft, overvåkning og nedstenging av undervannsutstyret og brønnene på Maria ville skjedd fra Heidrun. Gassløft kan leveres fra Heidrun ved installasjon av ytterligere kompresjonsutstyr på innretningen. En fordel med bruk av Heidrun ville vært at alle nødvendige funksjoner fikk støtte fra én plattform, med den forenkling dette kunne hatt for prosjektgjennomføringen og i driftsfasen. Vurdering av løsning Løsningen for produksjon av Maria på Heidrun ville krevd en meget lang rørledning som gjennom studier viste å kunne gi svært ustabil produksjon med store driftsmessige utfordringer. For å løse utfordringene ville det vært nødvendig å installere vesentlig mer utstyr på Heidrun enn det som var forutsett tidligere i utredningen. Siden en tilknytning av Zidane, og eventuelt Fogelberg, var aktuelt, ble det konkludert med at denne løsningen ikke var tilfredsstillende for Maria. I tillegg ble utfordringen for flerfasetransporten ansett å være grensesprengende og gi både prosjektgjennomføringsmessige og operasjonelle uakseptable utfordringer. Løsningen er derfor vurdert til ikke å være teknisk gjennomførbar. 4.3 Tilknytning til Kristin Informasjon om Kristin Kristin opereres av Haltenbanken West Unit (HWU), og med Statoil som operatør. I tillegg til brønnstrømmen fra HWU, prosesserer Kristin også olje og gass fra Tyrihans. Vanndypet er omlag 320 meter. Maria er lokalisert 20 kilometer øst for Kristin. Siden plattformen ikke har installert utstyr for løftegass til brønner, vil dette måtte skaffes til veie fra andre innretninger. Olje- og gassproduksjonen på Kristin er fallende, og enkelte brønner og stigerør som er i drift i dag kan bli tatt ut av produksjon før oppstart av Maria. Kristin har heller ikke installert utstyr for injeksjon av vann og har heller ikke tilstrekkelig med vektkapasitet for å kunne ta om bord slikt utstyr. Kristin har ikke eget oljelager, og den stabiliserte oljen blir eksportert, lagret og lastet på Åsgard-feltet. Løsning for produksjon på Kristin En rørledning på 26 kilometer vil bli benyttet for å transportere brønnstrømmen fra Maria til Kristin. Ved ankomst vil brønnstrømmen bli ledet opp på plattformen ved bruk av et stigerør som enten gjenbrukes for Maria eller skiftes ut før Maria settes i drift. Ankomstanlegget på plattformen har ledig kapasitet og kun mindre tillegg og tilpasninger av målesystemer er Page 15 of 132

23 påkrevet for å ta i mot produksjonen fra Maria. Eksisterende separasjons- og gassanlegg har ledig kapasitet, men som følge av den økte gassmengden vil en tilknytning av Maria påvirke produksjonstrykket. Undervannsutstyret på Maria vil bli styrt fra Kristin og nødvendige kjemikalier, kraft og signaler blir overført fra Kristin gjennom en ny navlestreng. Oljen og gassen fra Maria blir blandet med eksisterende produksjon på Kristin etter måling, og sendt til eksisterende oljelager på Åsgard C FSU og gassen eksportert gjennom Åsgard transportsystem. Anbefalt løsning for løftegass til brønnene er å hente dette fra Åsgard B og levere det til Maria gjennom en eksisterende gassrørledning som går fra Åsgard B til Tyrihans. En ny gassløftlinje fra Tyrihans til Maria på 20 kilometer vil bli installert. Vanninjeksjonen som Maria trenger er tilgjengelig fra Heidrun gjennom en 46 kilometer rørledning. Heidrun har i dag en betydelig kapasitet for sulfatredusert vann, men denne må utvides for å dekke Maria sitt behov. Dette kan gjøres ved å installere en ny modul for behandling av sjøvann samt pumpeutstyr. En prinsippskisse for tilknytning til Kristin, basert på at løftegass for brønnene leveres fra Åsgard B via Tyrihans, og at injeksjonsvann mottas fra Heidrun, er vist i fig Fig. 4.2 Konsept for Maria-tilknytning til Kristin. Vurdering av løsning Tilknytning av Maria for produksjon på Kristin, er en god løsning. Kristin har ledig produksjonskapasitet og det krever små modifikasjoner og tilpasninger på produksjonsanlegget for å ta i mot brønnstrømmen fra Maria og drive feltet. For å operere Maria vil det være behov for å plassere noe hjelpe- og støtteutstyr på Kristin. Plattformen har tilstrekkelig vektmarginer og egnede plasser for installasjon av dette utstyret. Siden Kristin ikke kan levere vanninjeksjon eller gassløft til brønnene, vil løsningen kreve tilknytninger mot flere innretninger med andre eierstrukturer. Dette er en kompleks løsning med behov for mange avtaler samt god koordinering i utbyggings- og driftsfasen. Kristin er den nyeste innretningen i området, men har likevel en forventet levetid som er kortere enn det som vil kreves for produksjonsperioden fra Maria. Konsekvensene av å øke levetiden for Kristin med 5 til 10 år er vurdert, og det er ikke funnet tekniske hindringer for en slik levetidsforlengelse. De andre innretningene har en forventet gjenværende levetid som samsvarer med behovet for Maria. Ett unntak er oljelager- og lasteløsningen der det fra omtrent 2030 er påkrevd med en ny løsning for hele området. 4.4 Tilknytning til Åsgard Informasjon om Åsgard Åsgard opereres av Statoil og produserer blant annet fra feltene Midgard, Smørbukk og Smørbukk Sør. Feltet er utbygd med produksjonsskipet (FPSO) Åsgard A, den flytende produksjonsplattformen Åsgard B, samt oljelager- og eksportskipet Åsgard C. Innretningene er plassert 20 kilometer nordvest for Maria. Page 16 of 132

24 Løsning for produksjon på Åsgard Fra havbunnsrammene til Maria ville brønnstrømmen blitt transportert i en flerfaserørledning til Åsgard A. Skipet har en dreieskive der alle stigerørene er koblet opp til produksjonsanlegget. Anlegget er fullt utnyttet på Åsgard A og dreieskiven har liten kapasitet for nye tilkoblinger. Åsgard B har liten kapasitet for oljeproduksjon. Åsgard C brukes kun som oljelager og for overføring av olje til skytteltankere. Vurdering av løsning Løsningen for produksjon av Maria på Åsgard er ikke mulig på grunn av begrensninger i tilgjengelig produksjonskapasitet. Videreføring av dette alternativet ble derfor skrinlagt relativt tidlig i konseptvalgsfasen. 4.5 Produksjonsskip for Maria Beskrivelse av løsning Bruk av et produksjonsskip (FPSO) var en mulig løsning for produksjon av Maria. Konseptet ville bestått av to havbunnsrammer med produksjonsbrønner og brønner for vanninjeksjon. Undervannsanlegget ville blitt koblet til innretningen med rørledninger og stigerør. Produksjonsskipet ville betjent Maria med alle nødvendige funksjoner, som løftegass, vanninjeksjon, kraft, kjemikalier og kontrollsystemer. Brønnstrømmen ville blitt prosessert om bord og stabilisert olje ville blitt lagret i skipets lagertanker før overføring og eksport til skytteltankere. Rikgassen ville blitt komprimert og levert til eksisterende gasstransportsystemer. Det produserte vannet fra Maria kunne blitt injisert for trykkstøtte sammen med ytterligere sulfatredusert vann. Innretningen ville hatt behov for egen kraftproduksjon, men det ble også utredet mulighet for tilførsel av kraft fra land. Skipet ville vært utstyrt med eget boligkvarter. Vurdering av løsning Produksjon av Maria med en FPSO ville krevd høye investeringer, men kunne blitt teknisk tilpasset slik at ressursene ble optimalt utnyttet. Kort avstand fra brønnene til produksjonsinnretningen ville vært fordelaktig. Rørledningsnettet ville blitt forenklet og arealbeslaget redusert sammenliknet med tilknytning til eksisterende vertsplattformer. Maria FPSO kunne blitt forberedt for nye funn i området og med kapasitet for senere utvidelser. Løsningen kunne blitt tilpasset de spesifikke behovene Maria har og utstyrt med nødvendig teknologi for prosessering, vannrensing og kraftproduksjon. De høye initielle investeringene i selve produksjonsskipet og en mulig senere oppstart av produksjonen fra Maria, er hovedgrunnene til at konseptet ikke ble valgt. Økonomien i et slikt konsept er krevende og reservene i Maria forsvarer ikke en investering med tilstrekkelig margin. 4.6 Produksjonsskip for Maria og Trestakk Beskrivelse av løsning Trestakk er et funn med Statoil som operatør og som ligger 8 kilometer sørvest for Maria. En mulig samordnet utbygging av Trestakk og Maria med et produksjonsskip er vurdert. Et produksjonsskip (FPSO) kunne blitt plassert mellom Maria og Trestakk. Utbyggingen av begge feltene ville blitt med havbunnsrammer. Produksjonsskipet kunne betjent både Maria og Trestakk med alle nødvendige funksjoner, som gassløft, gassinjeksjon, vanninjeksjon, Page 17 of 132

25 kraft, kjemikalier og kontrollsystemer. Produksjonsskipet ville hatt fullprosessering av olje og rikgass samt systemer for lager og eksport av olje til skytteltanker. Trestakk ble i vurderingen forutsatt å ha behov for gassinjeksjon til å begynne med, og det ble vurdert å injisere gass fra Maria i Trestakk. På et senere tidspunkt ville mesteparten av injisert gass blitt produsert. Rikgassen ville blitt levert til eksisterende gasstransportsystemer. Det produserte vannet fra Maria og Trestakk ville blitt injisert i Maria for trykkstøtte sammen med ytterligere sulfatredusert vann. Innretningen ville hatt behov for egen kraftproduksjon, men det ble også utredet mulighet for tilførsel av kraft fra land. Det ville vært eget boligkvarter på skipet. Vurdering av løsning Løsningen for produksjon av Maria og Trestakk ved bruk av en FPSO ble funnet teknisk mulig, men ville krevd høye investeringer. Innretningen måtte tilpasses både Marias behov for vanninjeksjon og Trestakks behov for reinjeksjon av gass slik at ressursene kunne blitt maksimalt utnyttet i begge feltene. Det ble identifisert at Maria og Trestakk har noen ulike behov, og dermed ble synergieffektene begrenset. Den korte avstanden fra brønnene til produksjonsinnretningen ville vært fordelaktig med tanke på rørledninger og arealbeslag, sammenliknet med bruk av eksisterende vertsplattformer i området. Innretningen kunne blitt forberedt for nye funn i området og med kapasitet for senere utvidelse. Løsningen ville kunne blitt tilpasset spesifikke behov for feltene og utstyrt med ny teknologi for prosessering, gassinjeksjon, vannrensing og kraftproduksjon. De høye investeringene i produksjonsskipet og en mulig senere oppstart av produksjonen fra Maria, er hovedgrunnene til at dette konseptet ikke ble videreført inn i det endelige konseptvalget. Økonomien til et slikt konsept et krevende og ressursene i Maria og Trestakk forsvarer ikke en slik investering. Denne konklusjonen deles også av Trestakk-lisensen. 4.7 Vurdering av kraft fra land I møtene med Olje- og energidepartementet, der programmet for konsekvensutredningen ble fastsatt, ble det klarlagt at for en utbyggingsløsning som innebærer kun en undervannsutbygging tilknyttet én eller flere vertsplattformer, må Maria benytte valgt og tilgjengelig strømforsyning fra vertsplattform(ene). Det var derfor tilstrekkelig å gjøre en vurdering av kraft fra land på høyt nivå, basert på tidligere analyser for Haltenbanken. For en selvstendig utbygging forventet departementet at kraft fra land ville bli omfattende utredet, [ref. 4, 2]. I konseptutredningsfasen er kraft fra land vurdert for alle de aktuelle utbyggingsløsningene som ble identifisert for Maria og som er omtalt i delkapittel 4.1 Mulige utbyggingsløsninger. Det er mulig å få tilstrekkelig kraft fra flere steder i Midt-Norge for de vurderte alternativene. Som basis for evalueringene er Kollsvika i Bindal kommune lagt til grunn som det beste tilknytningsstedet. Dette fordi hovednettet på land er nær sjøen. Kollsika ligger 230 kilometer fra Maria. En forsterking av hovednettet i området vil ikke vært nødvendig. Sjøkabel fra Bindal er lagt til grunn i andre tidligere vurderinger av kraft fra land til de eksisterende installasjonene på Haltenbanken. Rapportene Kraft fra land til norsk sokkel 2008, [ref. 5], og Klimakur 2020, [ref. 6] viser at tiltakskostnaden ved å elektrifisere eksisterende innretninger på Haltenbanken ligger fra omlag kroner per tonn CO 2 og oppover. Både studier utført av Statoil i forbindelse med Åsgard havbunnskompersjon, Endret plan for utbygging og drift, Del 2, Konsekvensutredning, Page 18 of 132