Mikkel-prosjektet Februar 2000
INNHOLDSLISTE: 1 Innledning... side 4 1.1 Generelt... side 4 1.2 Rettighetshavere... side 5 1.3 Formålet med konsekvensutredningen... side 6 1.4 Lovverkets krav til konsekvensutredninger... side 6 1.5 Forholdet til Regional konsekvensutredning for Norskehavet/Haltenbanken... side 7 1.6 Forholdet til annet lovverk... side 7 1.7 Saksbehandling og tidsplan for KU... side 7 2 Planer for utbygging og drift... side 9 2.1 Tidsplan... side 9 2.2 Reserver... side 9 2.3 Bore- og anleggsfasen... side 10 2.3.1 Bore- og anleggsaktivitet... side 10 2.3.2 Tiltak i bore- og anleggsfasen... side 10 2.4 Utbyggingsalternativ Draugen... side 11 2.4.1 Prosjektbeskrivelse... side 11 2.4.2 Utslipp og utslippsreduserende tiltak... side 12 2.4.2.1 Utslipp til luft... side 12 2.4.2.2 Utslipp til sjø... side 13 2.4.2.3 Utslippsreduserende tiltak... side 13 2.5 Utbyggingsalternativ Åsgard... side 14 2.5.1 Prosjektbeskrivelse... side 14 2.5.2 Utslipp og utslippsreduserende tiltak... side 15 2.5.2.1 Utslipp til luft... side 15 2.5.2.2 Utslipp til sjø... side 16 2.5.2.3 Utslippsreduserende tiltak... side 16 2.6 Sikkerhet... side 16 2.7 Avvikling... side 16 3 Miljøkonsekvenser... side 17 3.1 Regional konsekvensutredning for Haltenbanken/Norskehavet... side 17 3.1.1 Bakgrunn... side 17 3.1.2 Område/omfang... side 17 3.1.3 Kort oversikt over innholdet i RKU... side 18 3.2 Naturressurser innen influensområdet... side 19 3.3 Antatte konsekvenser for miljøet... side 19 3.3.1 Utslipp til luft... side 19 3.3.2 Planlagte utslipp til sjø... side 21 3.3.3 Akutte utslipp... side 22 3.3.4 Rørledningen og arealbeslag... side 22 3.3.4.1 Koraller... side 22 3.3.4.2 Konsekvenser for fiskeri og akvakultur... side 23 4 Samfunnsmessige konsekvenser... side 23 side 24 5 Forslag til utredningsprogram... side 2
5.1 Utredningsaktiviteter... side 24 5.1.1 Beskrivelse av naturressurser og ressursutnyttelse i influensområdet... side 24 5.1.2 Tiltak for å unngå skade på kaldtvannskoraller... side 24 5.1.3 Utslipp til luft... side 24 5.1.4 Utslipp til sjø... side 25 5.1.5 Akutt forurensing.... side 25 5.1.6 Konsekvenser for fiskerier og akvakultur... side 26 5.1.7 Samfunnsmessige konsekvenser... side 26 5.1.8 Oppfølgende tiltak og undersøkelser... side 26 side 27 6 Referanser... side 3
1 Innledning 1.1 Generelt Mikkel er et lite gass/kondensatfelt med en tynn oljesone, lokalisert sør for Midgardfeltet, innenfor kjerneområdet Halten/Dønna. Feltet ble oppdaget i 1987, men aktiviteten har vært minimal i påvente av infrastruktur for prosessering og transport av gass. Denne infrastrukturen er nå på plass. En utbygging av Mikkel kan skape vesentlige verdier ved å ta i bruk ledige kapasiteter i eksisterende infrastruktur i hele verdikjeden. Studier har vist at utvikling av gassonen er lønnsomt, mens produksjon fra oljesonen er vurdert som ikke lønnsom. To letebrønner er tidligere boret hvorav den ene var tørr og en tredje brønn ble boret i siste kvartal 1999. Resultatene fra den siste brønnen er fortsatt under tolkning. Vanndybden ved Mikkel er 220 meter, ved Åsgard 240-300 meter og ved Draugen 251 meter. Planen omfatter en havbunnsutbygging med tilknytning til en av de eksisterende installasjonene i området. Det foreligger idag to alternativer for prosessering av hydrokarbonene, og valg av alternativ planlegges i april 2000. Hovedalternativene for oppstart av produksjon planlegges i år 2002 for Åsgard-alternativet og 2003 for Draugen-alternativet. Videre planlegging kan muligens endre tidsplanene for oppstart. Dette vil i så fall bli redegjort nærmere for i konsekvensutredningen. Alternativ Åsgard. Brønnstrømmen ledes fra Mikkel til Midgard (35 km) og videre i eksisterende ledning til Åsgard B (totalt ca 85 km) for separasjon av gass og kondensat. Kondensat planlegges lagret på Åsgard C og eksportert med skytteltankere. Gass vil bli eksportert gjennom Åsgard Transport til Kårstø for videre behandling. Alternativ Draugen. Brønnstrømmen ledes fra Mikkel til Draugen (39 km) for separasjon av gass og kondensat. Kondensat lagres på Draugen, og eksporteres med skytteltankere. Gassen eksporteres gjennom Åsgard Transport til Kårstø for videre prosessering, via ny tilknytningsledning Draugen - Åsgard Transport. Tilknytningsledningen er planlagt å komme i drift i løpet av høsten 2000. En nærmere beskrivelse av begge utbyggingsalternativene er gitt i kapittel 2. I henhold til Petroleumlovens krav skal det i utgangspunktet utarbeides en Plan for utbygging og drift (PUD) for Mikkel og en Plan for anlegg og drift (PAD) for transportledningen fra Mikkel til enten Åsgard eller Draugen. Ved større endringer i gjeldende PUD for Åsgard eller Draugen skal det utarbeides en revidert PUD for den aktuelle installasjon. side 4
Konsekvensutredningen for Mikkel vil dekke utredningsbehovet for alle nødvendige planer etter Petroleumsloven og vil omhandle boring, produksjon og transport av Mikkel-ressursene til de forlater prosessanlegget. Heidrun 2 1 7 Smørbukk Kristin Smørbukk Sør 5 Midgard Trestakk 2 4 3 35 km Lavrans 2 39 km Tyrihans Mikkel 3 2 4 Njord Tau Draugen 39 km Figur 1.1. Oversikt over feltene på Haltenbanken/Trænabanken 1.2 Rettighetshavere Mikkel-feltet strekker seg over like store deler i lisensene PL 092, blokk 6407/63 (tildelt 1984) og PL 121, blokk 6407/5 (tildelt 1986). Rettighetshavere for Mikkel-feltet er vist i tabell 1.1. side 5
Tabell 1.1. Rettighetshavere Mikkel: Lisens Blokk Statoil SDØE Mobil Norsk Hydro Mikkel- lisenser - eierandeler PL092 6407/6 20 % 30 % 40 % 10 % PL121 6407/5 30 % 40 % 20 % 10 % Det planlegges et arbeide med en unitisering med sikte på at alle selskapene skal ha samme eierandel i de to lisensene. Statoil er operatør for Mikkel-feltet. 1.3 Formålet med konsekvensutredningen Formålet med den feltspesifikke konsekvensutredningen er å legge et best mulig grunnlag for å vurdere hvordan utbyggingen vil påvirke miljø- og samfunnsinteresser, samt å beskrive de muligheter som finnes for å redusere eller unngå negative effekter. Programmet for konsekvensutredningen skal være et hjelpemiddel for å skape klarhet og samstemthet om hvilke forhold som er viktige å få belyst for beslutningstakerne, og som det bør legges vekt på i konsekvensutredningen. Programmet skal på bakgrunn av foreliggende utbyggingsplaner og antatte konsekvenser skissere de viktigste problemstillinger som reiser seg ved utbyggingen, og beskrive de utredninger som er nødvendige å gjennomføre for å belyse problemstillingene. Kapittel 5 inneholder et forslag til program som angir omfanget av konsekvensutredningen. Både programmet, studiene og selve konsekvensutredningen vil bli brukt i den interne plan- og beslutningsprosess for å få integrert viktige miljømessige- og samfunnsmessige forhold i utviklingen av prosjektet. 1.4 Lovverkets krav til konsekvensutredninger Konsekvensutredninger er hjemlet i Petroleumslovens 4-2. I Forskrift til Petroleumsloven 20 heter det: Plan for utbygging og drift av en eller flere petroleumsforekomster, jf. loven 4-2, skal inneholde en beskrivelse av utbyggingen og en konsekvensutredning. Denne bestemmelsen gjelder tilsvarende for PAD ( 29 i Forskrift til Petroleumsloven). Det vil derfor bli utarbeidet en felles konsekvensutredning som dekker både PUD og PAD. 22 i Forskrift til Petroleumsloven inneholder bestemmelser om utredningsprogram: side 6
"Rettighetshaver skal i god tid før fremleggelse av plan for utbygging og drift av en petroleumsforekomst sende departementet et 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 Olje- og energidepartementet (OED) sender forslaget til utredningsprogram på høring, og fastsetter etter høringen det endelige utredningsprogrammet. 1.5 Forholdet til Regional konsekvensutredning for Norskehavet/Haltenbanken Mikkel-feltet ligger innenfor det området som er omfattet av den regionale konsekvensutredningen (RKU) for Haltenbanken/Norskehavet (Statoil mfl. 1998). Den regionale utredningen legges derfor til grunn for konsekvensutredningen for Mikkel som vil ha hovedfokus på tekniske løsninger og utslippsreduserende tiltak. I kapittel 3 er RKU Haltenbanken/Norskehavet nærmere beskrevet og i kapittel 5 er det gjort nærmere rede for hvilke tema som anses dekket av den regionale konsekvensutredningen, og hvilke som krever ytterligere utredninger. 1.6 Forholdet til annet lovverk Nedenfor er det gitt en oversikt over de viktigste tillatelser som må innhentes fra myndighetene i løpet av planprosessen. Behovet for å innhente andre tillatelser enn de som er nevnt, vil bli avklart i den videre planprosessen og gjennom behandling av utredningsprogram og konsekvensutredning. Utslippstillatelse etter forurensningsloven. Myndighet er Statens forurensningstilsyn (SFT). Utredningsprogram og konsekvensutredning forutsettes også å dekke kravene til melding og konsekvensutredning etter forurensningslovens 13. Forhåndsmelding til Arbeidstilsynet iht. arbeidsmiljøloven. Myndighet er Arbeidstilsynet. Det må innhentes tillatelse fra OD før boring av brønner (samtykkesøknad etter petroleumsloven) 1.7 Saksbehandling og tidsplan for KU Utredningsprogrammet vil bli oversendt OED som sender dette på høring til relevante høringsinstanser. OED vil forelegge utbygger kommentarene til utredningsprogrammet og etter å ha mottatt utbyggers synspunkter på disse, fastsette det endelige utredningsprogrammet. OED sender videre selve konsekvensutredningen på høring etter å ha mottatt denne fra utbygger, og koordinerer den videre behandling av denne mot de øvrige myndigheter og høringsinstanser. side 7
Uttalelsene fra høringen av konsekvensutredningen legges fram for utbygger for kommentarer. Det samlede materiale legges til grunn for OED sin behandling av saken. Da investeringene ved Mikkel-utbyggingen er under 5 milliarder kr., er myndighet til å godkjenne denne delegert fra Stortinget til OED. OED utarbeider en kongelig resolusjon hvor bl.a. konklusjonene fra konsekvensutredningen og høringsuttalelsene gjennomgås. Følgende tidsplan legges til grunn for konsekvensutredningen for Mikkel. Tidsplanen er basert på Åsgard-alternativet med oppstartsår for Mikkel-produksjonen i år 2002. Denne stramme tidsplanen forutsetter PUD-godkjenning 01.09.00. Tidsplanen kan bli justert på et senere tidspunkt avhengig av valg av alternativ/oppstartsår. Høring av utredningsprogrammet februar-april 2000 Innsending KU 01.06.00 Innsending PUD/PAD 30.06.00 Godkjenning PUD/PAD/KU 01.09.00 En tidsplan for utbyggingsprosjektet er vist under kap. 2. side 8
2 Planer for utbygging og drift En rekke prosesseringsalternativer for gassen har vært vurdert: Åsgard B Tyrihans Kristin Njord Draugen Det arbeides videre med Åsgard B og Draugen. Disse alternativene beskrives i kapittel 2.4 og 2.5. 2.1 Tidsplan Tidsplan for utbyggingsprosjektet basert på oppstart av produksjonen i år 2002 (Åsgard-alternativet) er vist i figur 2.1. Som tidligere nevnt vil videre planlegging avklare endelig oppstartsår. Figur 2.1. Tidsplan for utbygging av Mikkel - Åsgard-alternativet. 2.2 Reserver Reservoaregenskapene til feltet er gode. Det er påvist en oljesone som er antatt å være 17 m tykk med en overliggende gasskappe. Reserveanslag er basert på resultater fra funnbrønn i den nordlige delen av feltet. Det er i gassonen anslått utvinnbare gassreserver på 23,6 milliarder Sm 3 og kondensatreserver på 4,7 millioner Sm 3. Volum olje i oljesonen er anslått til 1,5 millioner Sm 3. Produksjonsperioden for Mikkel er anslått til 15 år (2002/3-2016/17) med en maksimal brønnstrøm på ca 6,3 millioner Sm 3 gass/døgn og ca 2000 Sm 3 kondensat/døgn. side 9
2.3 Bore- og anleggsfasen 2.3.1 Bore- og anleggsaktivitet Det planlegges boret 3 brønner fra en mobil borerigg. En brønnramme installeres før boring. For Draugen-alternativet er det videre en mulighet å konvertere den siste letebrønnen til en produksjonsbrønn og å koble den på brønnrammen eller direkte på rørledningen. I forbindelse med boring av de øverste brønnseksjonene, der det planlegges brukt vannbasert borevæske, vil borekaks bli sluppet ut i sjøen. Basert på erfaringer fra boring av letebrønnene, er oljebasert eller syntetisk borevæske anbefalt for de 2 siste seksjonene av boreoperasjonen. I forbindelse med testing og opprensking av brønner på Mikkel vil en mindre gassmengde bli faklet med påfølgende utslipp til luft. 2.3.2 Tiltak i bore- og anleggsfasen Kaks fra eventuell boring med oljebasert eller syntetisk borevæske planlegges fraktet til land for videre behandling. Det vil bli utarbeidet miljørisikoanalyser i forkant av boring av brønnene. side 10
2.4 Utbyggingsalternativ Draugen 3 brønner komplettert i gass-sonen. Ingen produksjon fra oljesonen. Åsgard Transport 18 " brønnstrømsledning Mikkel - Draugen Draugen, prosessering og eksport Planlagt gasseksportledning Draugen - Åsgard Transport Kårstø NGL Salgsgass Figur 2.2. Utbyggingsalternativ Draugen 2.4.1 Prosjektbeskrivelse Alternativet er basert på undervannsutbygging med en 4-slissers brønnramme. Det er planlagt 3 produsenter.brønnstrømmen overføres til Draugen via en 39 km 18" rørledning. Draugenplattformen er en bunnfast betongplattform (monosokkel). Haltenpipe, som går mellom Heidrun og Tjeldbergodden, ligger i en avstand på 6-12 km fra den aktuelle traséen. Basert på erfaringer fra Haltenpipe-traseen antas at havbunnen er noe ujevn, og at det vil bli behov for noe steindumping/planering. Traséundersøkelser planlegges gjennomført i september i år 2000. Leggingen av rørledningen vil foregå over en periode på ca 50 dager i april/juni i år 2003 basert på oppstart i år 2003. Etter legging må ledningen klargjøres før oppstart, dvs. renskes/inspiseres, vannfylles/trykktestes og vanntømmes/dehydreres. Det foreligger ikke H 2 S i gassen og CO 2 -innholdet er lavt. Det forventes ikke voksproblemer. Foreliggende planer for valg av rørledningsmateriale innebærer bruk av karbonstål uten isolasjon. Kontinuerlig MEG-injeksjon (MEG - mono etylen-glykol) iblandet korrosjonsinhibitor planlegges ift nødvendig hydrathemming side 11
og korrosjonsbeskyttelse. Videre planlegging vil endelig avklare valg av opplegg for korrosjonsbeskyttelse. Brønnstrømmen fra Mikkel vil bli prosessert på Draugen plattformen i et nytt prosessanlegg installert på den eksisterende strukturen. Utstyret for gass-prosessering vil bestå av innløpsseparator, en to-trinns eksportgass-kompressor drevet av en 25-30 MW gasstrurbin, et TEG (Tri-Etylen Glykol) gasstørkeanlegg og et fiskalt målesystem. MEG (Mono-Etylen Glykol) vil bli tilsatt ved brønnrammen og gjenvunnet i det nye anlegget. Kondensat vil bli stabilisert i et tre-trinns separasjonsanlegg med elektrisk drevet rekompresjon av den assosierte gassen. Væskestrømmen vil bli målt før blanding med Draugen olje. Lagring skjer i lagerceller på Draugen GBS (Gravity Base Structure). Nødvendig nytt utstyr vil bli installert i to prefabrikerte moduler, med en anslått vekt på ca 2000 tonn. Eksisterende hjelpesystemer på Draugen vil bli brukt for å produsere prosessvarme, kjølevann, elektrisk kraft og instrumentluft. Alle disse systemene har nødvendig kapasitet til å dekke behovet knyttet til prosessering av brønnstrømmen fra Mikkel. Tilleggslasten på Draugens kraftgeneratorer vil bli ca 2 MW. Ekstralasten skyldes behov for elektrisk kraft til rekompresjon av eksosgass samt andre små kraftforbrukere. Gassen produsert på Mikkel vil bli eksportert gjennom Åsgard Transport via en grenledning fra Draugen. Denne ledningen vil bli installert sommeren 2000. Kondensat vil, sammen med Draugen olje, bli eksportert med skytteltankere. Gass fra Mikkel vil bli videre prosessert på Kårstø anlegget. Flytende våtgass (NGL, Natural Gas Liquids) vil der bli separert fra tørrgassen. NGL vil bli eksportert med tankbåter, mens tørrgass vil bli eksportert gjennom eksisterende rørledningsnett til Europa. 2.4.2 Utslipp og utslippsreduserende tiltak 2.4.2.1 Utslipp til luft Det forventes at det nye anlegget vil resultere i en økning av CO 2 -utslippene på totalt ca 130.000 tonn pr.år på platåproduksjonen. Dette utslippet vil i hovedsak skrive seg fra den gassturbindrevne eksportgass-kompressoren, og kun en mindre del vil tilskrives et økt behov for elektrisk kraft. Lasting av kondensat på skytteltankere vil resultere i økte utslipp av VOC på ca 5 %, eller ca 500 tonn VOC pr. år. Dette tallet vil avta etterhvert som produksjonen avtar. I tillegg forventes følgende utslipp til luft som vil bli kvantifisert i konsekvensutredningen: side 12
NOx-utslipp fra gassturbinen VOC-utslipp fra gasstørkeanlegget Damp-utslipp fra regenereringen av MEG, som følge av fordamping av kondensert vann fra rørledningen. Det forventes ingen fakling ved normal produksjon av Mikkel. 2.4.2.2 Utslipp til sjø Det forventes ingen vesentlige mengder regulære utslipp til sjø i forbindelse med prosesseringen av gass og kondensat. Kondensert vann vil bli fordampet i MEG-renereringsanlegget og ikke sluppet ut til sjø. Produsert formasjonsvann forventes ikke i første del av produksjonsperioden, men mindre vannmengder kan muligens bli produsert etter en periode. Foreliggende planer tar utgangspunkt i at brønnene da vil bli rekomplettert for å stanse vannproduksjonen. Mindre mengder formasjonsvann kan imidlertid over tid bli sluppet ut fra plattformen. Mindre mengder utslipp av hydraulikkolje kan forventes. Dreneringssystemet for de nye Mikkel-modulene vil bli koblet til Draugens eksisterende dreneringssystem. Dreneringsvannet vil bli sluppet til sjø, eller lagret og behandlet dersom det er forurenset. Klargjøring av rørledningen etter legging vil så langt som mulig bli forsøkt gjennomført uten bruk av kjemikalier med negative miljømessige virkninger. Ved et evt behov for legging av rørledningen i år 2002 og oppstart i år 2003 kan det imidlertid bli behov for bruk av biocid og korrosjonsinhibitor for å beskytte den vannfyllte ledningen mot begroing og korrosjon. Kjemikaliebruk vil bli minimalisert så langt som mulig i tråd med 0-utslippstankegangen. Konsekvensutredningen vil gi en nærmere oversikt over planlagt bruk. 2.4.2.3 Utslippsreduserende tiltak Følgende utslippsreduserende tiltak er under vurdering eller planlagt på Draugen: Utslipp av skadelige stoffer vil bli redusert så langt som mulig, basert på en total vurdering av miljømessige, økomomiske og sikkerhetsmessige aspekter. Ved valg/design av et tri-etylen-glykol(teg)-regenereringssystem i gasstørkingen vil det bli lagt vekt på å minimalisere VOC-utslipp fra tørkeanlegget. Lav-NO X teknologi (DLE, Dry Low Emission) vil bli valgt dersom det er utviklet for den aktuelle turbintype som velges. Alternativt vil det bli forberdet for framtidig installering av slik teknologi. Redusert fakling ved bruk av trykkavlastning (HIPPS - High Integrity Pressure Protection System) side 13
Redusere energibehovet ved bruk av integrert prosess-varme-system og bruk av eksisterende varmegjenvinningsenheter på turbinene. 2.5 Utbyggingsalternativ Åsgard 8 Mikkel, tilknytning til Åsgard B X-101 Åsgard B Kontrollkabel Lengde, km X-201 35,483 Y-201 9,795 Z-201 6,461 X-201 Y-102 Y-101 X 10" ROV ventiler Y-102 Y-201 Y-103 Midgard 7 Brønnstrømsledning Dim. (") Lengde, km X-101 3,5 35,7 Y-101 20 53,4 Y-102 20 44,7 Y-103 3,5 45,4 20" ROV ventil Y 10" ROV ventil Z-201 4 Y-101 2 Z Forklaring : 1 35 km 18" karbon-stål brønnstrømsrørledning 2 2 * undervanns pig-sender/mottaker 3 2 * 10" 13% Cr fleksible rørledninger 4 85 km 3,5" MEG injeksjonslinje 5 35 km kontrollkabel 6 Bunnramme (HOST) og 3 ventiltrær 7 85 km elekrisk kabel 8 Fleksibel stigerørledning 1 Mikkel 2 3 3 6 5 Figur 2.3. Utbyggingsalternativ Åsgard 2.5.1 Prosjektbeskrivelse På samme måte som ved tilknytning til Draugen, er Åsgard-alternativet basert på en undervannsutbygging med en 4-slissers brønnramme. Det er planlagt 3 produsenter. Brønnstrømmen overføres til havbunnsinstallasjonen Midgard Z via en 35 km 18" rørledning. Haltenpipe, som går mellom Heidrun og Tjeldbergodden, krysser det aktuelle traséområdet. Basert på erfaringer fra Haltenpipe-traseen antas at havbunnen er noe ujevn, og at det vil bli behov for noe steindumping/planering. Traséundersøkelser planlegges gjennomført i september i år ved oppstart i 2002. Leggingen av rørledningen vil foregå over en periode på ca 50 dager i april/juni i år 2003. Etter legging må ledningen klargjøres før oppstart, dvs. renskes/inspiseres, vannfylles/trykktestes og vanntømmes/dehydreres. Eksisterende kontrollkabel (hydraulikk, styringskabler) forlenges fra Midgard Z til Mikkel (35 km), og styringsanlegget på Åsgard B oppgraderes. I tillegg må det framføres en elkabel (85 km) og en MEG - linje (85 km) fra Åsgard B til Mikkel. side 14
Det må tilrettelegges fasiliteter på havbunnen for vedlikehold (pigging) av rørledningen mellom Mikkel og Midgard Z. Ved Midgard Z blandes brønnstrømmen fra Mikkel med brønnstrømmen fra Midgard, ledes videre til Åsgard B gjennom eksisterende 20 rørlednings-sløyfe, og prosesseres sammen med Midgard-produksjonen. Utbyggingen er basert på at det opprettholdes et minimums innløpstrykk på Åsgard B på omlag 70 bar. For å maksimere utvinningen vurderes det installert en undervanns flerfasekompressor 5-6 år etter oppstart av produksjonen for å kompensere for fallende trykk i Mikkel. Kompressoren planlegges i så fall installert på havbunnen nær brønnrammen og vil bli forsynt med strøm fra eksisterende turbiner på Åsgard B gjennom en elektrisk kabel. Effektbehovet vil være 10-20 MW. Eksisterende prosessanlegg på Åsgard B har ledig kapasitet som gjør det mulig å ta hånd om brønnstrømmen fra Mikkel. Det vil derfor ikke bli behov for vesentlige modifikasjoner av selve prosessanlegget. For valg av rørledningsmateriale og opplegg for hydrathemming og korrosjonsbeskyttelse, samt nødvendig klargjøring av rørledningen før bruk, vises det til beskrivelse under Draugen. Gassen transporteres videre i Åsgard Transport til Kårstø som for Draugen-alternativet. Kondensatet skipes ut fra Åsgard. 2.5.2 Utslipp og utslippsreduserende tiltak 2.5.2.1 Utslipp til luft Foreløpige beregninger viser at prosessering og transport av Mikkel-volumene vil bidra med et økt CO 2 -utslipp på omlag 70.000 tonn pr år på platåproduksjonen. Videre vil driften av flerfasekompressoren, når den evt kommer i drift, bidra med et økt årlig CO 2 -utslipp beregnet til mellom 33.000 og 66.000 tonn avhengig av effektbehov (10-20 MW). Tilsvarende økninger i NOx-utslippene er foreløpig estimert til henholdsvis 55 tonn og 25-50 tonn. I tillegg er det beregnet et årlig bidrag fra faklingen på 11.000 tonn CO 2 og 55 tonn NOx basert på 0,2% fakling av totalt produksjonsvolum. Videre vil det bli et utslipp av VOC fra lasting av kondensatet til tankbåter. side 15
2.5.2.2 Utslipp til sjø Disse forventes i hovedsak å bli som for Draugen-alternativet. 2.5.2.3 Utslippsreduserende tiltak Da prosessering av Mikkel-volumene kun utnytter ledig kapasitet på Åsgard B, vurderes det ikke særlige utslippsreduserende tiltak utover det kontinuerlige arbeidet som skjer i regi av Åsgard-lisensen. Utslippsminimering ved klargjøring av rørledningen vil bli som beskrevet for Draugen-alternativet. 2.6 Sikkerhet Det vil bli gjennomført en studie av hvordan modifikasjoner på Åsgard og Draugen vil påvirke FAR-verdier, og hvilke tiltak som er aktuelle å iverksette. Eksisterende miljørisikoanalyser for Åsgard eller Draugen vil bli oppdatert på grunnlag av de modifikasjoner som planlegges gjennomført. 2.7 Avvikling I tråd med gjeldende bestemmelser vil det i god tid før avslutning av produksjonen bli lagt fram en avslutningsplan med forslag til disponering av havbunnsinstallasjoner og rørledning. side 16
3 Miljøkonsekvenser 3.1 Regional konsekvensutredning for Haltenbanken/Norskehavet 3.1.1 Bakgrunn På bakgrunn av ønsker fra myndighetene ble det i 1996 startet et samarbeid mellom selskaper med operatørskap i området under ledelse av Statoil for å utarbeide en regional konsekvensutredning for Haltenbanken/Norskehavet (RKU). Bakgrunnen var todelt, dels et behov for å kunne foreta en samlet vurdering av konsekvensene av den totale petroleumsvirksomheten innenfor det aktuelle området, dels et ønske om en effektivisering av selve utredningsprosessen ved at RKU som et felles basisdokument skulle kunne gi grunnlag for forenklinger ved senere feltspesifikke konsekvensutredninger. Utredningen ble sendt ut på høring i juni 1998. En oppsummering av høringsuttalelser og selskapenes kommentarer til disse ble oversendt OED i 01.09.99 i et eget RKU-vedlegg, og utredningen ble godkjent av departementet 22.09.99. 3.1.2 Område/omfang Utredningen omfatter området fra 63 N til 68 N og inkluderer følgende aktivitet: Utbygde og planlagte felt: Heidrun, Draugen, Norne, Njord, Åsgard, Tyrihans, Kristin, Lavrans og Trestakk. All transportaktivitet med skip og helikopter Rørledninger på og mellom feltene samt Haltenpipe, Åsgard Transport og gasseksport fra Norne, Heidrun, Tyrihans og Kristin med tilhørende effekter for landanlegg (Kårstø) Selskapenes planlagte leteboringer på aktuelle letelisenser nord for 63. Fra år 2000 er det antatt samlet 10 letebrønner pr. år. 3 fiktive felt (FF) med utbyggingsløsninger som Norne for å belyse tilleggseffektene av en mulig 63økt aktivitet i fremtiden. Felt FF1 ligger på Vøring, FF2 på Nordland øst og FF3 på Møre. FF1 og FF3 er gitt en produksjon 2 x Norne, mens FF2 er gitt er produksjon på 1 x Norne. RKU Haltenbanken/Norskehavet legger til grunn utslippsprognoser innrapportert til OD/OED i forbindelse med revidert nasjonalbudsjett for 1997. OD s prognoser for alle utslipp som på det tidspunktet kunne relateres til felt er inkludert, dvs. ressursklasse 1-4. Mikkel var på det tidspunktet ikke inkludert i disse ressursklassene. Ikke-feltspesifikke ressurser, dvs ressurser som da inngikk i prospektporteføljen til OD, er representert av de fiktive feltene, se ovenfor. Utslippsøkningene som skyldes Mikkelutbyggingen vil ligge godt innenfor de rammene som er representert av disse fiktive feltene. side 17
Figur 3.1. Prognose for utslipp av NO X i Haltenbanken/Norskehavet for perioden 1994-2015. (Statoil m.fl. 1998) Mikkel representerer for eksempel maksimalt ca 160 tonn NO X pr år. De fiktive feltene i RKU er til sammenligning faset inn med 314 tonn NO X /år i 2002, økende til maksimalt ca 12000 tonn NO X /år i 2009 (se figur 3.1). Konsekvensanalyser for de enkelte konsekvenstemaene er gjort for basisåret 2000. For å teste hvordan en videre utbygging av regionen vil påvirke konklusjonene basert på basisåret, er det utført analyser for år 2009 som også inkluderer de tre fiktive feltene. RKU-dokumentet og RKU-vedlegget finnes på følgende internett-adresse: http://www.statoil.com/hms/norskehavet 3.1.3 Kort oversikt over innholdet i RKU Innholdet i RKU er i korte trekk: Innledning Merknader til utredningsprogrammet Oversikt over felt/rørledninger i området Oversikt over produksjon og utslipp Naturressurser i influensområdet Miljømessige konsekvenser fra utslipp til luft CO2 og klima Regionale problemstillinger (forsuring, overgjødsling, luftkvalitet/bakkenaert ozon) Utslippsreduserende tiltak (områderettede og feltspesifikke) Miljømessige konsekvenser av utslipp til sjø side 18
Produsert vann Ballastvann/drenasjevann/kjølevann Slam/kaks fra boring Akutt giftighet og langtidsvirkninger fra oljeinnhold, kjemikalier og andre komponenter Vurderes både utfra generell kunnskapsstatus og feltspesifikke og regionale modellberegninger Utslippsreduserende tiltak Akutte utslipp til sjø Uhellshendelser og sannsynligheter Vurdering av influensområder og virkninger av uhellsutslipp Oljevernberedskap Konsekvenser for fiskerinaeringen fisker iaktiviteten i berørte områder konsekvenser av arealbeslag, rørledninger og akutte utslipp Samfunnsmessige virkninger samfunnsøkonomisk lønnsomhet vare- og tjenesteleveranser nasjonale sysselsettingsvirkninger Miljøundersøkelser overvåking av bunn og vannsøyle nasjonale terrestriske overvåkingsprogram 3.2 Naturressurser innen influensområdet Disse er utførlig beskrevet i kap. 5 i RKU Haltenbanken/Norskehavet, se internettadresse under kap. 3.1.2. En beskrivelse av disse i utredningsprogrammet anses derfor som unødvendig. 3.3 Antatte konsekvenser for miljøet Virkninger for miljøet vil være knyttet til utslipp til luft og sjø fra bore-, anleggs- og driftsfasen, samt fra avslutning/nedstenging. Det er av operatørene for Åsgard-lisensen og Draugen-lisensen foretatt noen foreløpige estimeringer av utslipp.estimatene vil bli oppdatert og det vil bli etablert et miljøbudsjett for de to alternativene for å løpende kunne vurdere miljøaspektet ved valg av alternativ. Konsekvensutredningen vil redegjøre nærmere for dette. 3.3.1 Utslipp til luft Utbygging av Mikkel vil føre til økte utslipp til luft som følge av: Borevirksomhet og marine operasjoner (legging av rør mm) Prosessering av en økt mengde gass og kondensat Lasting og transport av en økt mengde kondensat, med følgende økt frekvens av skytteltankere Transport av en økt mengde gass gjennom Åsgard Transport side 19
Utslipp vil i første rekke være knyttet til økt energiforbruk (CO 2 og NO x ) og til prosessering og bøyelasting av kondensat (VOC). Brønnene skal bores ved hjelp av separat borerigg. I borefasen vil det bli utslipp til luft fra dieselmotorene på riggen. I tillegg representerer brønntesting et potensiale for utslipp til luft. Transport av kondensat med skytteltankere medfører utslipp av VOC i forbindelse med lasting, samt utslipp av bl.a. NO x, CO 2 og SO 2 fra dieselmotorer under transporten. De samlede utslipp til luft fra Haltenbanken/Norskehavet er i den regionale konsekvensutredningen beregnet for alle år i perioden 1994-2015. I tabell 3.1 er vist de prognoserte tallene for år 2004, sammenlignet med foreløpige tall for utslipp fra Mikkel-utbyggingen. Tabell 3.1 Prognoser for utslipp til luft fra petroleumsvirksomheten på Haltenbanken/Norskehavet år 2004 basert på RKU. Utslippskomponent år 2004 (totalt) Mikkel, foreløpige tall CO 2, 1000 tonn 3 743 ca 80-130 (max) NO x, tonn 20 300 150 (max basert på Åsgard-alternativet) De samlede norske utslippene av de samme komponentene, samt utslippene fra oljeog gassvirksomheten, var i 1998 slik som vist i tabellen nedenfor. Tabell 3.2. Samlede utslipp til luft år 1998. Utslippskomponent Totale norske utslipp, 1998 CO 2, 1000 tonn 42 000 NO x, 1000 tonn 230 Norsk sokkel, 1998 9 600 41,5 Effektene av CO 2 -utslippene er av global karakter i form av klimapåvirkning (drivhuseffekt). Den absolutt dominerende kilden til CO 2 -utslipp er turbiner som benyttes for kraftproduksjon. Dette vil også være tilfelle ved produksjon av Mikkel-feltet. Andre kilder av betydning er fakling, dieselmotorer, skytteltankere og forsyningsfartøy. Turbiner og fakling bidrar også i stor grad til utslipp av NO x, samtidig som skytteltankere, forsyningsfartøy og dieselmotorer bidrar med en større andel enn hva som er tilfelle for CO 2. For VOC kommer hovedtyngden av utslippene fra bøyelasting av olje (nær 90 %). Utslipp av NO x og VOC vil kunne ha regionale miljømessige konsekvenser i form av: forsuring av jordsmonn og ferskvann gjødslingseffekt på vegetasjon side 20
endret luftkvalitet gjennom dannelse av bakkenært ozon eller endringer i konsentrasjonsnivået av NO 2. Utslipp av CO, CH 4, N 2 O og SO 2 vil bidra til de samme miljøeffekter som nevnt ovenfor, men spiller mengdemessig en mindre rolle. Forholdet til den regionale konsekvensutredningen Utslipp til luft fra produksjonen av Mikkel ligger godt innenfor de rammene som de fiktive feltene i den regionale konsekvensutredningen representerer, se eksempel for NOx i figur 3.1. De prognosene som er lagt til grunn for konsekvensanalysene i RKU Haltenbanken/Norskehavet inkluderer således den utslippsøkningen som forårsakes av Mikkel-utbyggingen. Konsekvensene for klima, forsuring, overgjødsling og luftkvalitet ansees derfor som utredet og det vil ikke bli gjennomført separate utredninger av disse temaene i den feltspesifikke konsekvensutredningen. Derimot vil det i den feltspesifikke konsekvensutredningen for Mikkel bli lagt vekt på å beskrive de tiltak som kan være aktuelle for å redusere utslippene til luft, samt den utslippsreduserende effekten av disse tiltakene. 3.3.2 Planlagte utslipp til sjø Konsekvensutredningen vil gjøre rede for selskapenes strategi for å oppfylle målsettingene om å unngå skadelige utslipp til sjø. Utbygging av Mikkel vil i hovedsak føre til utslipp til sjø i forbindelse med: Boring Klargjøring av rørledning Drift av prosessanlegget Utslipp til sjø i forbindelse med boring vil bestå av borekaks og rester av vannbasert borevæske ved boring av de øverste delene av brønnene. For å minimalisere utslipp av kjemikalier vil den vannbaserte borevæsken bli søkt gjenbrukt så langt som mulig. Under 1000 meter-nivået planlegges bruk av oljebasert eller syntetisk borevæske. Borekaks planlegges transportert til land. Brønntesting planlegges gjort på en slik måte at det ikke skjer utslipp til vann av uforbrente hydrokarboner Miljøkonsekvensene knyttet til utslipp fra boring vil i hovedsak avgrense seg til den fysiske overdekningen av bunnsedimenter som følge av kaks som slippes ut. Konsekvensutredningen vil gjøre rede for hvor mye kaks som planlegges sluppet ut. Klargjøringen av rørledningen vil i størst mulig grad bli forsøkt uten bruk av kjemikalier med negative miljømessige virkninger, men kan medføre behov for utslippav rørledningsvann tilsatt biocid og korrosjonshemmer. side 21
Utbyggingen vil ikke medføre noen vesentlige økning av utslippene til sjø i driftsfasen. Det forventes et mindre utslipp av vannbasert hydraulikkolje i forbindelse med operering av ventiler på brønnhodet. Forholdet til den regionale konsekvensutredningen Utslippene til sjø fra Mikkel vurderes som små og de driftsmessige utslippene som marginale. Den regionale konsekvensutredningen for Haltenbanken/Norskehavet behandler konsekvensene av aktuelle typer utslipp til sjø, og det er gjort beregninger av risikoen for miljøskade. 3.3.3 Akutte utslipp Akutte utslipp av kan skje som uhell innen følgende kategorier: utblåsninger fra feltinstallasjoner drift og i forbindelse med boring lekkasjer fra rør lekkasjer fra undervannsanlegg prosesslekkasjer lekkasjer fra skytteltankere Generelt er mulige miljøkonsekvenser knyttet til akutte utslipp av olje, og tilsøling av sjøfugl er den mest sannsynlige virkningen. Kondensatutslipp vil ha vesentlig mindre influensområde enn oljeutslipp på grunn av raskere fordamping og raskere nedbryting av flak på overflaten. Mens oljeflak tar opp vann og danner vann-i-olje emulsjon som forsinker både fordamping og nedblanding, har forsøk med kondensatene fra Haltenbanken vist at de ikke danne stabile emulsjoner (RKU). Det vil i konsekvensutredningen bli gjort en vurdering av sannsynligheten for akuttutslipp knyttet til Mikkel-utbyggingen, og hvilke miljøkonsekvenser eventuelle utslipp kan medføre. I forkant av boreoperasjonene vil det bli gjennomført miljørisikoanalyser. 3.3.4 Rørledningen og arealbeslag 3.3.4.1 Koraller Mikkelutbyggingen vil medføre legging av rørledninger enten mellom Mikkel og Draugen, eller mellom Mikkel og Midgard Z. Fra kartlegging av rørledningstraséer noe lenger sør kjenner en til forekomster av kaldtvannskoraller, herunder vernede områder (Sularyggen). Det forventes imidlertid ikke konflikt med slike vernede områder. Planlagte traséundersøkelser vil gi nærmere opplysninger om hvorvidt slike forekomster finnes langs de aktuelle traséene, og konsekvensutredningen vil eventuelt vurdere hvordan en kan unngå skader på slike forekomster. side 22
3.3.4.2 Konsekvenser for fiskeri og akvakultur De aktuelle kystområdene er viktige for trålfiske- og banklineflåten og den mer stedbundne kystflåten. Nordland er et av landets største fiskerifylker med nær 6.000 registrerte fiskerimottak av totalt rundt 20.000 i landet. Ilandført kvantum fisk til Nordland i årene 1990-92 var 115-150.000 tonn/år, hvorav torsk utgjorde 60-70% av førstehåndsverdien. Haltenbanken har stor betydning som gyte- og oppvekstområde for viktige fiskeslag som sild, sei, torsk, hyse, uer, vassild, kveite, lange og brosme og har tradisjonelt hatt stor betydning som fangstområde. Sannsynligheten for at et evt. akutt utslipp av gass/kondensat fra Mikkel kan få betydelige negative virkninger for utøvelsen av fiskeriene vurderes som liten, men vil bli nærmere utredet i konsekvensutredningen. Eventuelle ulemper for utøvelse av fiske kan være knyttet til fiske med aktive bunnredskaper, herunder trål, omkring undervannsinstallasjoner og feltinterne rørledninger. Konsekvensutredningen vil klarlegge omfanget av dette, både for installasjons- og driftsfasen. Foreløpige vurderinger indikerer at havbunnsinstallasjoner og rørledninger plasseres i et fiskeriområde hvor det foregår tråling og det antas derfor for videre planlegging at installasjonene må være overtrålbare 4 Samfunnsmessige konsekvenser De totale investeringskostnadene er anslått til i størrelsesorden 2,5 milliarder norske kroner, noe avhengig av hvilken løsning som velges. Leveranseomfang, sysselsettingsmessige effekter og forventede offentlige inntekter vil bli utredet. side 23
5 Forslag til utredningsprogram Det legges opp til å gjennomføre en konsekvensutredning for Mikkel der en i størst mulig grad drar nytte av det utredningsarbeidet som er gjennomført i den regionale konsekvensutredningen for Haltenbanken/Norskehavet (RKU). Det betyr at det ikke vil bli gjennomført nye studier for tema som allerede er dekket, men i stedet benyttet henvisninger til RKU. Det blir i det følgende gjort rede for hvilke tema dette gjelder. Konsekvensutredningen vil inneholde en omtale av alternative utbyggingsløsninger som har vært vurdert, og en mer detaljert beskrivelse av den utbyggingsløsningen som er valgt. Det vil bli gjort rede for de vurderinger som er lagt til grunn mht. teknisk gjennomførbarhet, sikkerhet, økonomi og miljøvirkninger. 5.1 Utredningsaktiviteter 5.1.1 Beskrivelse av naturressurser og ressursutnyttelse i influensområdet Følgende punkt anses for dekket av den regionale konsekvensutredningen: Generell beskrivelse av naturressurser og utnyttelse av disse innenfor influensområdet. (kapittel 5 i RKU). Det vil bli innhentet tilleggsopplysninger om Spesielt miljøfølsomme områder (SMO) 5.1.2 Tiltak for å unngå skade på kaldtvannskoraller Kaldtvannskoraller representerer svært spesielle og sårbare naturtyper. For å unngå skader på slike i forbindelse med rørlegging og andre marine operasjoner, vil det bli søkt bistand fra kvalifiserte fagmiljøer/myndighetsorganer. Aktuelle områder for plassering av havbunnsinstallasjoner inkludert hele ankerbeltet ved bruk av konvensjonelle leggefartøy vil bli kartlagt med tanke på korallforekomster. 5.1.3 Utslipp til luft Utbyggingen av Mikkel vil kunne medføre utslipp til luft knyttet til Boring Marine operasjoner (legging av rørledninger mm) Brønntesting Drift/prosessering Transport av gass/kondensat (kompresjon, lasting av skytteltankere, transport med skytteltankere) side 24
KU vil kvantifisere økningen i energibehov og utslippene til luft mht parametrene CO 2, NO x, SO 2, CH 4 og nmvoc, fordelt på de ulike fasene nevnt ovenfor. Det vil bli gjort rede for behovet for modifikasjoner på mottaksinstallasjonen, og hvilke tiltak som i den forbindelse vil bli gjennomført for å redusere utslipp til luft, se kap. 2.4.2 og 2.5.2. KU vil synliggjøre selskapenes 0-utslippstankegang, og hvordan denne planlegges implementert i dette prosjektet. Både planlagte og vurderte tiltak vil bli beskrevet. Utslippene knyttet til Mikkel-utbyggingen sammenlignes med utslipp fra Mottaksinstallasjonen før tilknytning av Mikkel Haltenbanken/Norskehavet (hentes fra RKU) Samlede utslipp fra norsk sokkel (hentes fra RKU) Følgende punkt anses dekket av den regionale konsekvensutredningen: Miljømessige konsekvenser av utslipp til luft (kapittel 6.1, 6.2 og 6.3 i RKU) 5.1.4 Utslipp til sjø Utslipp og avbøtende tiltak (vurderte og planlagte) vil bli beskrevet. KU vil synliggjøre selskapenes 0-utslippstankegang, og hvordan denne planlegges implementert i dette prosjektet. I den forbindelse fokuseres det på: Bruk av borevæske/disponering av borekaks Brønntesting Kjemikaliebruken ved klargjøring og drift av rørledning og i prosessen. Utslipp av formasjonsvann Utslippene til sjø som følge av Mikkel-utbyggingen vil bli relatert til utslipp fra: Mottaksinstallasjonen før tilknytning av Mikkel Haltenbanken/Norskehavet (hentes fra RKU) Følgende punkt anses dekket av den regionale konsekvensutredningen: Miljømessige konsekvenser av regulære utslipp til sjø (kapittel 7 i RKU, vedlegg 2 i RKU-vedlegg) 5.1.5 Akutt forurensing. KU vil utrede sannsynligheten for akutte utslipp knyttet til borefasen og til driftsfasen for Mikkel (fra undervannsinstallasjon og rørledninger), samt hvordan utbyggingen av Mikkel påvirker risikoen for akutte utslipp fra mottaksinstallajsonen. Nødvendige oppdateringer av eksisterende miljørisikoanalyse for mottaksinstallasjonen vil bli foretatt og redegjort for i KU. side 25
Følgende punkt anses dekket av den regionale konsekvensutredningen: Konsekvenser av akutte utslipp av gass eller kondensat (kapittel 8 i RKU) Beskrivelse av eksisterende oljevernberedslkap i området (kapittel 8.8 i RKU, vedlegg 4 i RKU-vedlegg). 5.1.6 Konsekvenser for fiskerier og akvakultur Konsekvensutredningen vil beskrive: Eventuelle konsekvenser for fiskerier knyttet til marine operasjoner i bore- og anleggsfasen, og mulige tiltak for å redusere eventuelle skadevirkninger. Grad av overtrålbarhet av havbunnsinstallasjoner og rørledninger, og mulige begrensninger for fiskeriene. Eventuelt arealtap og konsekvenser for fangstmengde. Følgende punkt anses dekket av den regionale konsekvensutredningen: Beskrivelse av fiskeressursene i influensområdet (kapittel 5.1.3, 5.1.4, 5.1.10 i RKU) Beskrivelse av fiskeriaktivitet i området og generell omtale av konsekvenser av arealbeslag, rørledninger og akuttutslipp (kapittel 9 i RKU) 5.1.7 Samfunnsmessige konsekvenser Konsekvensutredningen vil inneholde beregninger og analyser av Forventede leveranser, med hovedvekt på utbyggingsfasen, fordelt på nasjonale og regionale leveransemuligheter. Arbeidskraftbehov og sysselsettingseffekter for utbyggings- og driftsfasen Samfunnsmessig lønnsomhet, herunder inntekter til stat som følge av skatter og avgifter 5.1.8 Oppfølgende tiltak og undersøkelser Før produksjonsboringen starter vil det bli gjennomført en grunnlagsundersøkelse av havbunnen på feltet for å kartlegge miljøtilstanden. Undersøkelsen planlegges gjennomført mai/juni i år 2000 dersom oppstart i år 2002. Miljøovervåkingen vil deretter fases inn i den regionale overvåkingen i området. Konsekvensutredningen vil inneholde en nærmere beskrivelse av den miljøovervåking som i dag foregår, samt i hvilken grad det er behov for spesifikke undersøkelser og overvåking som følge av utbyggingen. I konsekvensutredningen vil det bli gjengitt resultater fra regionale og lokale miljøundersøkelser som er gjennomført i området. side 26
6 Referanser Statoil m.fl. 1998: Regional konsekvensutredning for Haltenbanken/Norskehavet Statoil m.fl. 1999: Regional lonsekvensutredning Haltenbanken/Norskehavet. RKU-vedlegg. Oppsummering av høringsuttalelser med kommentarer fra selskapene. side 27