Heidrun Morvin Smørbukk Kristin Lavrans Erlend Trestakk Tyrihans Ragnfrid Midgard Mikkel Njård Draugen PL 134B Morvin Forslag til program for konsekvensutredning August 2007
Innhold 1 Sammendrag... 2 2 Innledning... 3 2.1 Felt og utbyggingsløsning... 3 2.2 Rettighetshavere og eierforhold... 3 2.3 Formål med utredningsprogram og konsekvensutredning... 3 2.4 Lovverkets krav til konsekvensutredning... 4 2.5 Konsekvensutredningsprosessen... 5 2.6 Nødvendige søknader og tillatelser... 5 3 Prosjektbeskrivelse... 7 3.1 Bakgrunn for utbyggingsplanene... 7 3.2 Beskrivelse av reservoar og reserver... 7 3.3 Valgt utbyggingsløsning... 8 3.4 Utbyggingsløsninger som har vært vurdert tidligere... 11 3.5 Investeringer... 12 3.6 Tidsplan for prosjektet... 12 3.7 Utslipp og utslippsreduserende tiltak... 12 3.8 Helse, miljø og sikkerhet... 12 3.9 Avslutning... 12 4 Konsekvenser for miljø og samfunn... 13 4.1 Regional konsekvensutredning for Norskehavet... 13 4.2 Utslipp til luft... 14 4.3 Utslipp til sjø... 16 4.4 Arealbeslag og fysiske inngrep... 17 4.5 Samfunnsmessige konsekvenser... 19 5 Planlagte utredningsaktiviteter... 20 5.1 Utredningsaktiviteter... 20 6 Litteratur... 22 Side 1
1 Sammendrag Statoil arbeider med planer for utbygging og drift av utvinningstillatelse PL 134B. Morvin er hovedsakelig et oljefelt, men inneholder også noe gass. Feltet ligger i Norskehavet om lag 21 km nord for Kristin og 15 km nordvest for Åsgard A. Dette forslaget til program for konsekvensutredning omhandler utbygging og drift av Morvin; feltinstallasjoner og rørledning. Morvin bygges ut med to brønnrammer som knyttes opp mot Åsgard B gjennom en om lag 20 km lang rørledning. Investeringene er anslått til i underkant av 8 milliarder norske 2007 kroner. Morvin har tidligere søkt om (2005), og fått godkjent fra Olje- og energidepartementet, at utredningsplikten er oppfylt gjennom den regionale konsekvensutredningen for Norskehavet (RKU Norskehavet 2003) og den feltspesifikke konsekvensutredningen for Kristin (Kristin KU 2001). På grunn av endringer i prosjektet samt større kunnskap om forekomstene av koraller i området har OED besluttet at det må gjennomføres en konsekvensutredning for prosjektet. Statoil er av den oppfatning at de fleste av utredningstemaene fortsatt er dekket opp av RKU Norskehavet og Kristin KU. Disse dokumentene vil derfor danne grunnlaget for konsekvensutredningen. For temaene produsert vann og koraller og sårbare habitater vil det bli gjennomført nye utredninger i forbindelse med utarbeidelsen av denne konsekvensutredningen. De andre utredningstemaene anses som tilstrekkelig utredet i forbindelse med RKU Norskehavet og Kristin KU. Side 2
2 Innledning Statoil viser til sin søknad om godkjenning av oppfylt utredningsplikt for Morvin av 3. oktober 2005 og Olje- og energidepartementets (OED) godkjenning av oppfylt utredningsplikt for Morvin av 1. november 2005. På bakgrunn av store endringer i prosjektet siden 2005 samt økt kunnskap om de miljømessige forholdene rundt Morvin, har OED bedt Statoil om å utarbeide et forslag til program for konsekvensutredning for utbyggingen av feltet. For de fleste utredningstemaene vil RKU Norskehavet og Kristin KU dekke behovet for konsekvensutredninger (se kapittel 4). 2.1 Felt og utbyggingsløsning Morvin er et olje- og gassfelt som ligger innenfor utvinningstillatelse PL134B, blokk 6506/11, i Norskehavet. Feltet ligger 21 km nord for Kristinplattformen og 15 km nordvest for Åsgard A- plattformen, se Figur 2-1. Vanndypet i området er om lag 360 m. Feltet planlegges bygget ut med to havbunnsrammer. Disse knyttes opp mot plattformen på Åsgard B hvor oljen fra feltet prosesseres og føres videre til Åsgard C for eksport. Gassen fra feltet prosesseres på Åsgard B. 2.2 Rettighetshavere og eierforhold Rettighetshaverne som omfattes av planene for utbygging av produksjonstillatelse PL 134B Morvin fremgår av Tabell 2-1 sammen med de respektive eierandelene i tillatelsen. Tabell 2-1 Rettighetshavere i produksjonstillatelse PL 134B. Selskap Prosentandel Total E&P Norge AS 6 Norsk Hydro Produksjon AS 14 ENI Norge AS 30 Statoil ASA 50 6 20' 6 40' 7 00' Statoil er operatør for produksjonstillatelse PL 134B. 65 15' 3 PL134B 7 Morvin 1 2.3 Formål med utredningsprogram og konsekvensutredning 65 00' 64 45' PL257 1 Erlend 6A 7 6 Ragnfrid 3 6 Kristin 5A 5 PL199 6506/11 1 2 Lavrans 2 4 Smørbukk Trestakk Smørbukk S 6 20' 6 40' 7 00' Tyrihans Figur 2-1 Beliggenhet av Morvin i forhold til Kristin og Åsgard. Morvin ble påvist i 2001 ved boring av letebrønnen 6506/11-7. I 2006 ble ytterligere en letebrønn, 6506/11-8, boret. Morvin består av flere adskilte reservoarsoner, hvorav to er påvist (Garn og Ile). I Norge er konsekvensutredningen en integrert del av planleggingen av større utbyggingsprosjekter. Konsekvensutredningen skal sikre at forhold knyttet til naturressurser, miljø og samfunn blir inkludert i planarbeidet på lik linje med tekniske, økonomiske og sikkerhetsmessige forhold. Konsekvensutredningen skal bidra til å belyse spørsmål som er relevante både for den interne og den eksterne beslutningsprosessen. Samtidig skal den sikre offentligheten informasjon om prosjektet samt gi omgivelsene anledning til å komme med innspill og dermed være med på å påvirke utformingen av prosjektet. Formålet med utredningsprogrammet er å gi myndighetene og andre høringsinstanser informasjon og varsel om hva som er planlagt utbygd, hvor og hvordan. Gjennom uttalelser til programmet har både myndigheter og hørings- Side 3
instanser mulighet til å kunne påvirke hva som blir krevd utredet i konsekvensutredningen, og dermed også hva som skal ligge til grunn for de beslutninger som skal tas. 2.4 Lovverkets krav til konsekvensutredning 2.4.1 Krav i internasjonalt lovverk Kravet til konsekvensutredning er gjenspeilet i EUs regelverk som Norge har implementert. EUs Rådsdirektiv 97/11/EC (endringsdirektiv til Rådsdirektiv 85/337/EEC) krever konsekvensutredninger for offentlige og private prosjekter som kan ha vesentlige miljø- og/eller samfunnsøkonomiske konsekvenser. Mulige grenseoverskridende miljøkonsekvenser er regulert gjennom FNs Konvensjon om KU for grenseoverskridende miljøkonsekvenser (ESPOO (EIA) konvensjonen, 1991). 2.4.2 Krav i norsk lovverk Det planlagte prosjektet er konsekvensutredningspliktig i henhold til bestemmelsene i Petroleumsloven, 4.2 og 4.3 samt forskrift til lov om Petroleumsvirksomhet, 22. En konsekvensutredning skal i henhold til disse bestemmelsene baseres på et utredningsprogram. Utredningsprogrammet blir fastsatt av ansvarlig myndighet etter en forutgående offentlig høring. 22 i Forskrift til Petroleumsloven inneholder følgende bestemmelser om utredningsprogram: "Rettighetshaver skal i god tid før fremleggelse av plan for utbygging og drift av en petroleumsforekomst utarbeide forslag til utredningsprogram. Forslaget skal gi en kort beskrivelse av utbyggingen, av aktuelle utbyggingsløsninger og på bakgrunn av tilgjengelig kunnskap, av antatte virkninger for andre næringer og miljø, herunder eventuelle grenseoverskridende miljøvirkninger. Videre skal forslaget klargjøre behovet for dokumentasjon. Dersom det er utarbeidet en konsekvensutredning for det området hvor utbyggingen planlegges gjennomført, skal forslaget klargjøre behovet for ytterligere dokumentasjon eller oppdatering. Forslaget til utredningsprogram bør i nødvendig grad inneholde en beskrivelse av hvordan utredningsarbeidet vil bli gjennomført, særlig med sikte på informasjon og medvirkning i forhold til grupper som antas å bli særlig berørt. Forslaget til utredningsprogram skal baseres på rammene for dokumentasjon i 22a. Rettighetshaver sender forslaget til utredningsprogram til uttalelse til berørte myndigheter og interesseorganisasjoner. Det skal settes en rimelig frist for uttalelser. Fristen bør ikke være kortere enn seks uker. Departementet fastsetter utredningsprogrammet på bakgrunn av forslaget og uttalelsene til dette. Det skal redegjøres for innkomne uttalelser og hvordan disse er vurdert og ivaretatt i fastsatt program. Kopi av fastsatt program skal sendes til dem som har avgitt uttalelse i saken. Avgjørelser etter denne bestemmelsen er ikke enkeltvedtak etter forvaltningsloven. Departementet kan i særlige tilfeller bestemme at departementet sender forslag til utredningsprogram på høring. Forurensingslovens 13 har bestemmelser om melding og konsekvensutredning ved planlegging av virksomhet som kan medføre forurensing. Foreliggende forslag til program for konsekvensutredning er utarbeidet med sikte på å dekke kravene i begge lovverk. 2.4.3 Forholdet til regional konsekvensutredning for Norskehavet Regional konsekvensutredning for petroleumsvirksomheten i Norskehavet (RKU Norskehavet) behandler de samlede konsekvensene av petroleumsvirksomheten på norsk sokkel mellom 62 og 69 N. RKU Norskehavet ble godkjent av norske myndigheter i 2003. I henhold til retningslinjer gitt av OED, kan konsekvensutredningsplikten ved nye utbyggingsprosjekter oppfylles enten ved en feltspesifikk konsekvensutredning, ved en kombinasjon av en feltspesifikk utredning og en regional utredning eller i enkelte tilfeller gjennom en regional konsekvensutredning alene. RKU Norskehavet legger til grunn utslippsprognoser innrapportert til Oljedirektoratet (OD)/OED i forbindelse med revidert nasjonalbudsjett for 2002. De ulike feltene som er inkludert i RKU Side 4
Norskehavet er delt inn i ressursklasser etter ODs inndeling, se Tabell 2-2. Tabell 2-2 Oljedirektoratets ressurskategorisering Beskrivelse Ressursklasse Reserver i produksjon 1 Reserver med godkjent PUD 2 Reserver som rettighetshaverne har besluttet å utvinne 3 Reserver i planleggingsfasen 4 Ressurser der utvinning er sannsynlig, men uavklart 5 Ressurser der utvinning er lite sannsynlig 6 Ressurser som ikke er blitt evaluert 7 Ressurser i prospekter 8 Ressurser i prosjektmuligheter og ikke-kartlagte ressurser 9 Morvin var inkludert i prognosegrunnlaget for RKU Norskehavet i ressursklasse 5. For Morvin var det lagt til grunn en havbunnsutbygging med tilknytning til Kristin-installasjonen. Det ble utarbeidet en søknad om godkjenning av oppfylt utredningsplikt på bakgrunn av omtalen av Morvin og de omkringliggende områdene i RKU Norskehavet og den feltspesifikke konsekvensutredningen for Kristin. OED godkjente søknaden. Siden 2005 har det vært store endringer i konseptvalg, produksjonsprofiler og investeringsnivå, slik at det har oppstått et behov for en feltspesifikk konsekvensutredning for Morvin. RKU Norskehavet fra 2003 og den feltspesifikke konsekvensutredningen for Kristin vil bli benyttet som referansedokument. I kapittel 5 er det vist nærmere hvilke tema som vil bli utredet i konsekvensutredningen. 2.5 Konsekvensutredningsprosessen 2.5.1 Prosess mot myndighetene Prosessen starter med at rettighetshaver oversender forslag til konsekvensutredningsprogram til berørte myndigheter og interesseorganisasjoner, og innhenter uttalelser fra disse. OED fastsetter det endelige utredningsprogrammet for konsekvensutredningen på bakgrunn av forslaget sammen med en redegjørelse for innkomne uttalelser og hvordan disse er vurdert og ivaretatt. På grunnlag av det fastsatte utredningsprogrammet vil operatøren utarbeide konsekvensutredningen som en del av PUD (Plan for utbygging og drift) og/eller PAD (Plan for anlegg og drift). Rettighetshaver vil, på tilsvarende måte som for forslaget til utredningsprogram, distribuere konsekvensutredningen på høring til berørte myndigheter og interesseorganisasjoner og innhente uttalelser fra disse. Samtidig tinglyses det i Norsk Lysingsblad at konsekvensutredningen er sendt på offentlig høring. Konsekvensutredning, og underlagsdokumentasjon i den grad det er mulig, legges i tillegg ut på internett. OED vil forestå den videre behandling av konsekvensutredningen og til slutt ta stilling til hvorvidt utredningsplikten er oppfylt. Prosjekter med en investeringsramme som overskrider 10 milliarder NOK skal godkjennes av Stortinget. Mindre prosjekter godkjennes av regjeringen i statsråd. 2.5.2 Tidsplan for konsekvensutredning Med bakgrunn i retningslinjer utarbeidet for saksbehandling av konsekvensutredninger er en foreløpig plan for konsekvensutredningsprosessen for Morvin etablert, se Tabell 2-3. Planen er basert på prosjektets hovedplaner, erfaringer fra tidligere utbygginger og samtaler med myndighetene. 2.6 Nødvendige søknader og tillatelser En detaljert liste over tillatelser som må innhentes i henholdsvis planfase og utbyggingsfase vil bli avklart i den videre planprosessen og gjennom behandling av konsekvensutredningen for Morvin. En forenklet beskrivelse av den norske konsekvensutredningsprosessen er gitt i det følgende. Side 5
Tabell 2-3 Tidsplan for utredningsprosess mot norske myndigheter. Beskrivelse Tidsplan Forslag til program for konsekvensutredning oversendes til relevante 1. september 2007 myndigheter og høringsinteressenter Offentlig høring av forslag til 1.9 15.10 program for konsekvensutredning, 2007 6 uker Behandling og sammenstilling av høringsuttalelser 15.10 20.10 2007 Departementets godkjenning av 20. oktober program for konsekvensutredning 2006 PUD/PAD Del 2 Konsekvensutredning oversendes til relevante 15. november 2007 myndigheter og høringsinteressenter Kunngjøring i Norsk Lysingsblad 15.11 2007 Offentlig høring KU, 8 uker 15.11-15.1 2008 Behandling og sammenstilling av høringsuttalelser 15.1 1.2 2008 Innsending av PUD/PAD Del 1 Teknisk og økonomisk plan 1. februar 2008 Antatt beslutning i Stortinget eller Regjering Vårsesjon 2008 Side 6
3 Prosjektbeskrivelse 3.1 Bakgrunn for utbyggingsplanene Gjennom planleggingsperioden for utbyggingen av Morvin har det vært lansert flere ulike utbyggingsløsninger. I dette kapittelet gis det en beskrivelse av den valgte utbyggingsløsningen sammen med mulige oppsideløsninger, se kapittel 3.3. De alternative løsninger som har vært vurdert tidligere er kort beskrevet i kapittel 3.4 sammen med en kort begrunnelse for hvorfor løsningene er lagt bort. Investeringer og tidsplan knyttet til utbyggingen av feltet er beskrevet i henholdsvis kapittel 3.5 og 3.6. Utslippsreduserende tiltak, HMS og avslutning av feltet er nærmere beskrevet i henholdsvis kapittel 3.7-3.9. 3.2 Beskrivelse av reservoar og reserver Morvin er delt inn i flere reservoarer av jura alder. Det er påvist utvinnbare funn i strukturene Garn og Ile, mens det er uavklart hvor utvinnbare ressursene i Tofte og Tilje er. I utgangspunktet er det ressursene i Garn og Ile som er tenkt utvunnet. Figur 3-1 gir en oversikt over de ulike strukturene på Morvin. Morvin er et felt med høyt trykk og høy temperatur (HPHT). Toppen av strukturen ligger på om lag 4.500 meters dyp under havoverflaten, og det er påvist hydrokarboner ned til om lag 4.800 meters dyp. Temperaturen ligger på 160 og 162 C mens trykket ligger på 812 og 818 bar i henholdsvis Garn og Ile strukturene. mtvd MSL 4300 6506/11-7 Fill model Proven 4300 Max 4400 4400 4500 4500 4600 4700 Tilje Tofte?? Ile Garn ODT ODT 4722 4600 4700 4800 4791 4800 4900 489 4900 0 1 km TD=4947.5 Figur 3-1 Tverrsnitt av reservoarene på Morvin langs brønn 6506/11-7. Side 7
Reservoarene på Morvin vil bli produsert ved hjelp av trykkavlastning og det forutsettes at produksjonsbrønnene produserer fra både Garn- og Ilestrukturene samtidig. Det er lagt til grunn en produksjonsstrategi med 4 horisontale brønner, se Figur 3-2. 2,5 2 1,5 1 Oljeproduksjon Gassproduksjon Olje i MSm3 Gass i GSm3 Produksjonsperioden vil strekke seg fra 2010 til 2025. De første par årene er det kapasiteten til brønnene og rørledningen som er begrensende for produksjonen fra Morvin. Deretter vil det, for resten av feltets levetid, være redusert trykk i reservoarene som begrenser produksjonen. Fra 2015 er det lagt opp til lavtrykksproduksjon. 0,5 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Figur 3-3 Produksjonsprofil for olje og gass på Morvin 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 3.3 Valgt utbyggingsløsning Morvin skal knyttes opp mot Åsgard B, med prosessering av olje og gass her, og eksport av olje fra Åsgard C. Det er planlagt to brønnrammer på Morvin, en sørlig og en nordlig. Hver av de to brønnrammene har fire brønnslisser, men det vil kun bli boret to brønner fra hver av dem. Figur 3-2 Foreløpig plassering av produksjonsbrønnene på Morvin. De to brønnrammene får to produsenter hver. De utvinnbare reservene på Morvin er foreløpig anslått til om lag 9,2 millioner m 3 væske, (olje og kondensat), og 4,1 milliarder Sm 3 gass. Utvinningsfaktoren er estimert til 39 % av de totale volumene. Figur 3-3 viser produksjonsprofilene for Morvin. Profilene er basert på estimat for økonomisk utvinnbare mengder og oppstart av olje- og gassproduksjon i 2010. Den foreløpig boreplanen innebærer å starte boring av den første brønnen i mars 2009. Komplettering av brønnene vil starte i september 2009. Alle brønnene vil være ferdig komplettert i august 2010 etter den foreløpige boreplanen. Brønnrammene knyttes opp mot Åsgard B ved hjelp av en 20,1 km lang rørledning mellom den nordlige brønnrammen og plattformen. Den sørlige brønnrammen knyttes til rørledningen med en t- avgreining. En kontrollkabel legges parallelt med rørledningen fra Åsgard B til den sørlige brønnrammen før den føres videre til den nordlige brønnrammen. På Åsgard B vil man benytte seg av den ledige prosesseringskapasiteten på plattformen, men det vil likevel være behov for å installere noe nytt utstyr. Blant annet vil det være nødvendig å installere et nytt stigerør med gassløft på Åsgard B. I tillegg må følgende utstyr installeres: Direkte elektrisk oppvarming (DEH) av rørledningen for å unngå hydratdannelse Økt kapasitet på behandling av produsert vann. I dag har Åsgard B en kapasitet på behandlingsanlegget for produsert vann på Side 8
900 Sm 3 /dag. Det vil være behov for å øke dette til 1500 Sm 3 /dag. Dette gjøres ved å installere to nye foringsrørforlengere i eksisterende hydrosyklon. Det pågår en vurdering av behovet for ytterligere økning i behandlingskapasiteten for produsert vann. Hvis utviklingen i produksjonsprofilene for produsert vann tilsier at det vil bli behov for større behandlingskapasitet, vil ytterligere utstyr installeres i tilknytning til det eksisterende vannrensingsutstyret på Åsgard B. Nytt utstyr for kjemikalieinjeksjon. Det vil være behov for å installere følgende utstyr for injeksjon av kjemikalier o 2 nye injeksjonspumper for asfalteninhibitor Utover dette vil det kun være behov for mindre justeringer og tilpassninger på Åsgard B. Etter prosessering på Åsgard B vil oljen bli transportert til Åsgard C gjennom eksisterende rørledning. Oppstart av Morvin vil ikke føre til kapasitetsproblemer verken på Åsgard C eller i rørledningen mellom Åsgard B og Åsgard C. Oljen fra Morvin eksporteres fra Åsgard C ved hjelp av oljetankere. Figur 3-4 viser en skisse over utbyggingsløsningen av Morvin. o 2 nye metanolinjeksjonspumper o 2 nye injeksjonspumper for avleiringshemmer Morvin UMB 3,6 km Template North Template South Morvin to Åsgard B Umbilical to template K UMB 16,8 km 10,5 Prod. 20,1 km Template H Åsgard B DEH 20,1 km SSIV Åsgard A Legend No Well Producer Size t Material Length U Pipeline (mmid) (mm) (m) (W/m 2 *K) Prod. 266,7 15 13% Cr 20100 5 Figur 3-4 Morvin utbyggingsløsning med brønnrammer og tilknytning til Åsgard B. Side 9
3.3.1 Oppside I - gassinjeksjon brønnramme G og AS03 fjernes slik at en tilknytning av gassinjeksjonsrøret muliggjøres. Analyser viser at det kan være gunstig, både økonomisk og ressursmessig, å benytte gassinjeksjon som trykkstøtte i reservoaret. De økonomisk utvinnbare mengdene for Morvin er beregnet til i overkant av 10 millioner m 3 væske, (olje), og 5,7 milliarder Sm 3 gass ved bruk av gassinjeksjon 1. Av dette vil i underkant av 2 milliarder Sm 3 gass benyttes til injeksjon. Utvinningsprosenten stiger til om lag 48 % ved bruk av gassinjeksjon. Figur 3-5 viser produksjonsprofiler for Morvin ved bruk av gassinjeksjon. De første par årene vil reservoarene bli drenert ved hjelp av trykkavlastning. Deretter vil den ene produksjonsbrønnen konverteres til en brønn for gassinjeksjon. Gassinjeksjon vil bli benyttet i 8-9 år og deretter tømmes oljereservene gjennom de tre resterende brønnene. Det forutsettes at det produseres parallelt fra både Garn og Ile reservoarsonene. Produksjonsperioden for feltet er anslått til i overkant av 10 år. 2,500 2,500 2,000 2,000 1,500 1,500 Olje i MSm3 Gass i GSm3 1,000 1,000 0,500 0,500 0,000 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 0,000 Oljeproduksjon Gassproduksjon Gassinjeksjon Figur 3-5 Produksjonsprofil for olje og gass (inkludert gassinjeksjon) på Morvin Gassinjeksjonsrøret til Morvin vil bli gå fra AS03 samlerøret fra Åsgard A, se Figur 3-6. Den eksisterende tilknytningsrørledningen mellom 1 Dette er optimistiske anslag for utvinnbare ressurser og forutsetter gassinjeksjon som beskrevet. Produksjonsprofilene for Morvin har variert mye i takt med at ny informasjon om reservoarene har blitt gjort tilgjengelige. Det er sannsynlig at disse estimerte produksjonsvolumene vil gå noe ned i den videre planleggingsprosessen. Side 10
Morvin UMB 3,6 km Template Template Morvin to Åsgard B (Gas Injection from Åsgard A) UMB 16,8 km 10 Gas to 5 Gas Injection 15 10,5 Prod. 20,1 km DEH 20,1 km Åsgard B SSI AS03 Template Åsgard A Legend No Well Producer Inject Size t Material Length U Pipeline (mmid) (mm) (m) (W/m 2 *K) Production 266,7 15 13% Cr 20100 5 Gas Inj. 125,5 7,9 CS 15000 N.A. Figur 3-6 Alternativ utbyggingsløsning med tilknytning av brønnrammene til Åsgard B, gassinjeksjon fra Åsgard A. 3.3.2 Oppside II Tofte og Tilje Det er spor av hydrokarboner i både Tofte og Tilje reservoarsonene på Morvin, men både volum og utvinnbarhet er usikre. DST-test i brønn 6506/11-7 produserte 8-9 Sm 3 vann fra Tofte reservoaret, mens mini-dst i brønn 6506/11-8 ikke lot seg gjennomføre p.g.a. tett reservoar. Reservene i Tofte er ikke utvinnbare i brønn 6506/11-8 på grunn av reservoaret her er veldig tett. Derimot er det håp om at Tofte skal være produserbar lenger opp i strukturen, men volumene er usikre. For Tilje gjelder de samme antagelsene. Det er for tiden stor usikkerhet rundt en eventuell utbygging av Tofte og Tilje strukturene på Morvin, hovedsakelig på grunn av kostnadsbildet samt usikkerhet rundt ressursanslagene og utvinnbarheten av ressursene. I prosjektet vil det ikke være økonomi for å bore en lete/avgrensingsbrønn til Tofte og Tilje for å få en bedre oversikt over de totale utvinnbare reservene i strukturene. I tillegg vil det være nødvendig å bore Tofte/Tilje brønnen fra første dag på grunn av raskt trykkfall i reservoarene. Dersom det besluttes å utvinne ressursene fra Tofte og Tilje også må brønnen til disse reservoarsonene bores i samme borekampanje som de andre brønnene på Morvin. Det vil ikke ha noe å bety om brønnen til Tofte og Tilje plasseres på den nordlige eller sørlige brønnrammen. 3.4 Utbyggingsløsninger som har vært vurdert tidligere Tabell 3-1 gir en oversikt over tidligere vurderte utbyggings- og prosesseringsløsninger for Morvin. Side 11
Tabell 3-1 Oversikt over løsninger som har vært vurdert tidligere sammen med en kort begrunnelse for hvorfor løsningen er lagt bort. Beskrivelse av løsning Havbunnsutbygging med prosessering på Åsgard A. Tilknytning til Åsgard A via den eksisterende I-rammen. Havbunnsutbygging med prosessering av olje på Åsgard A og gass på Åsgard B. Installering av en separator ved H-rammen og transport av olje til Åsgard A via den eksisterende I-rammen. Gassen transporteres til Åsgard B via H-rammen Havbunnsutbygging direkte tilknyttet Kristin Havbunnsutbygging tilknyttet Kristin via N-ramma Kommentar Åsgard B ble valgt ut i fra kapasitetshensyn. Åsgard B gir en bedre totalløsning for Morvin enn Kristin 3.5 Investeringer De totale investeringskostnadene for utbyggingen av Morvin, inkludert nødvendige tiltak på Åsgard B er foreløpig kostnadsberegnet til 7,8 milliarder norske 2007-kroner. En eventuell gassinjeksjon vil øke kostnadene med om lag 0,5 milliarder NOK slik at de totale investeringene kommer opp i 8,3 milliarder NOK. Gassinjeksjon vil ikke medføre økte kostnader på boring siden en produksjonsbrønn omgjøres til en gassinjektor. De totale investeringene vil også gå opp hvis det blir besluttet å utnytte reservene i Tofte og Tilje også. Hvor stor denne økningen blir, er usikkert. Oppstart av produksjonen på feltet er planlagt til mars 2010. Hovedtyngden av investeringene vil komme i 2008, 2009 og 2010. 3.6 Tidsplan for prosjektet Foreløpig tidsplan som er lagt til grunn for utvikling av Morvin er vist i Tabell 3-2. Tabell 3-2 Foreløpig tidsplan for utvikling av Morvin. Aktivitet Tidsplan Tilslutning i Regjering/Storting Vårsesjon 2008 Boreoperasjoner 2009 Marine operasjoner 2008-9 Produksjonsstart olje Mars 2010 Produksjonsstart gass Mars 2010 3.7 Utslipp og utslippsreduserende tiltak I den videre planleggingen vil BAT-prinsipper legges til grunn på miljøsiden (BAT Best Available Technics). Utslipp og utslippsreduserende tiltak er nærmere beskrevet i kapittel 4. 3.8 Helse, miljø og sikkerhet Det er utarbeidet et eget program for helse og arbeidsmiljø, ytre miljø og sikkerhet for utbyggingen av Morvin. HMS-programmet omfatter overordnede mål og strategi, definerer spesielle prosjektkrav til arbeidsmiljø, ytre miljø og teknisk sikkerhet samt planlagte sikkerhets- og risikoevalueringer. HMS-programmet vil bli oppdatert for å dekke ulike prosjektfaser ettersom prosjektgjennomføringen skrider fram. 3.9 Avslutning Etter avsluttet produksjon og nedstenging vil innretningene på feltet bli fjernet. 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 rørledninger. Side 12
4 Konsekvenser for miljø og samfunn Den regionale konsekvensutredningen for Norskehavet, godkjent i 2003, beskriver konsekvenser for natur, miljø og samfunn av den samlede petroleumsvirksomheten i Norskehavet mellom 62 N og 69 N. Statoil anser at RKU Norskehavet, sammen med den feltspesifikke konsekvensutredningen for Kristin (2001), dekker utredningsbehovet for de fleste utredningstemaene i forhold til Morvin. En kort oppsummering av den regionale konsekvensutredningen for Norskehavet er gitt i kapittel 4.1. En foreløpig vurdering av konsekvenser knyttet til utbygging og drift av Morvin er beskrevet i kapitlene 4.2-4.5 sammen med en vurdering av om utredningstemaet er dekt opp av RKU Norskehavet og/eller konsekvensutredningen for Kristin. 4.1 Regional konsekvensutredning for Norskehavet 4.1.1 Bakgrunn for og hensikt med RKU Norskehavet Formålet med den regionale konsekvensutredningen er, som beskrevet, å utrede forventede konsekvenser for natur, miljø og samfunn, samt sikre at hensynet til slike verdier blir innarbeidet i planleggingsprosessen i prosjektene. Utredningen inngår som en del av informasjonen til offentligheten slik at de får tilgang til tilstrekkelig informasjon for å kunne medvirke i beslutningsprosessen. For å ivareta helhetsvurderinger bedre har det fra 1995 blitt utarbeidet områdebaserte konsekvensutredninger i tillegg til de feltspesifikke utredningene. RKU Norskehavet ble godkjent av Olje- og energidepartementet i 2003. Ved innlevering av RKU Norskehavet var Morvin plassert i ressursklasse 5. For ressursklasse 5 ble det etablert produksjonsprofiler dels basert på foreløpige selskapsinterne prognoser, dels på oppgitte ressursanslag og sammenligninger med eksterne felt (Norne og Heidrun). Ut i fra dette ble utslippene beregnet og inkludert i prognosegrunnlaget som er lagt til grunn for konsekvensbeskrivelsene i rapporten. En nærmere beskrivelse av forhold som er omtalt i RKU Norskehavet er gitt i kapittel 4.1.2. Planlagte utredningsaktiviteter i forbindelse med utarbeidelsen av konsekvensutredningen for Morvin er nærmere beskrevet i kapittel 5. 4.1.2 Kort oversikt over innholdet i RKU Norskehavet RKU Norskehavet gir en fyldig beskrivelse av naturressurser og miljøforhold i Norskehavet. Følgende kilder til utslipp og andre miljøpåvirkninger er inkludert i RKU Norskehavet: Utbygde og planlagt utbygde felt All transportaktivitet med skip og helikopter Rørledninger på og mellom feltene samt større eksportrørledninger Planlagte leteboringer Utslipp, utslippsprognoser, miljøtiltak, fiskeri og akvakultur, samfunnsøkonomiske konsekvenser, og overvåkingsundersøkelser er beskrevet. Utslipp til luft Kapittelet omhandler regulære utslipp til luft, inkludert utslipp av CO 2 samt petroleumsvirksomheten sitt bidrag til nitrogenavsetning og bakkenært ozon i influensområdet. Konsekvenser av nitrogenavsetning er beskrevet i forhold til tålegrenser for forsuring og overgjødsling, mens konsekvenser av ozondannelse er beskrevet ut fra vegetasjonsskader og overskridelse av luftkvalitetskriterier. På 90-tallet gikk utslippene av CO 2 pr produsert enhet ned med 25 %. Likevel økte de totale utslippene av CO 2 fra Norskehavet i den samme perioden på grunn av økt utvinning. Utslippene av CO 2 -ekvivalenter fra petroleumsvirksomheten i Norskehavet forventes å stige kraftig fram mot 2012, fra om lag 2,2 millioner tonn i 2000 til om lag 5,5 millioner tonn i 2012, dersom nye tiltak ikke iverksettes. Beregninger viser at 25 % av de totale nitrogenutslippene i Norskehavet avsettes i regionen, med en hovedtyngde av avsetningene i havområdene mellom utslippskildene og de norske landområdene. Side 13
De totale NO x -utslippene i 2012 er beregnet til 22.000 tonn. Over land vil avsetningene maksimalt nå 5 mg N/m 2, noe som er mindre enn 3 % av referansemålingene for N-avsetning på land fra 1992. Bidraget til nitrogenavsetningen over land fra Norskehavet er beregnet til å være så lite at det ikke bidrar til noen målbar endring av forsuringssituasjonen i området. Med bakgrunn i de små estimerte nitrogenavsetningene kan man anta at nitrogenbidraget fra petroleumsvirksomheten i Norskehavet isolert sett vil ha liten til ingen effekt på vegetasjonen langs kysten fra Sogn og Fjordane til Nordland. Petroleumsvirksomheten i Norskehavet bidrar mest til dannelse av ozon i Nord-Trøndelag, og avtar gradvis fra kyststrøkene og innover i fjordene. Bidraget fra Norskehavet vil ikke føre til at tålegrensene for planter eller skog vil bli overskredet i områder der overskridelser ikke allerede finnes. Hvis bidragene fra Nordsjøen også inkluderes i beregningene vil tålegrensene i noen områder av Trøndelagsfylkene for planter generelt overskrides, mens tålegrensene for skog ikke overskrides. Utslipp til sjø I RKU Norskehavet settes fokuset på utslipp og effekter av produsert vann. Mengde produsert vann som slippes ut vil øke i tiden fremover mot 2013 2. Utslipp av borekaks spres i vannmassene, men det er funnet effekter av barytt på filtrerende organismer ned til et konsentrasjonsnivå på 0,5 ppm i vannsøylen. Slike konsentrasjoner kan opptre opp til 15 km nedstrøms fra utslipsstedet under boring. Miljørisikoene ved utslipp av produsert vann og boreaktivitetene vil synliggjøres ved hjelp av EIFverktøyet. Akutte utslipp til sjø Registrerte akutte utslipp fra virksomheten på kontinentalsokkelen har i de siste årene primært vært olje og kjemikalier til sjø. Ulike utslippsscenarier presenteres i RKU Norskehavet med mulige konsekvenser disse vil ha for natur, miljø og samfunn. 4.2 Utslipp til luft Utbyggingen av Morvin vil føre til utslipp til luft knyttet til: Boring og brønnoperasjoner Marine operasjoner Drift og prosessering, inkludert gassinjeksjon Eksport 4.2.1 Miljømyndighetenes rammebetingelser for utslipp til luft Miljømyndighetenes rammebetingelser for utslipp til luft er først og fremst bestemt ut fra målsetninger om å oppfylle internasjonale forpliktelser og direktiver. Følgende internasjonale avtaler og reguleringer er av spesiell relevans: Gøteborg-protokollen Kyoto-protokollen IPPC-direktivet De internasjonale forpliktelsene er implementert i nasjonal miljøvernpolitikk, og har resultert i følgende målsetninger: NO X - Norge skal i henhold til Gøteborgprotokollen oppnå 29 % reduksjon i utslippene av NO X innen 2010, basert på utslippsnivået i 2001. CO 2 - Norge skal oppfylle Kyoto-protokollen og dermed ikke øke utslipp av klimagasser med mer enn 1 % i perioden 2008 til 2012, basert på utslippsnivået i 1990. I tillegg må krav i IPPC-direktivet oppfylles. Direktivet omfatter alle nye installasjoner fra og med 1999 og alle eksisterende installasjoner innen 2007. IPPC-direktivet krever følgende: 2 I RKU Norskehavet er det gjennomført en sammenstilling av de totale utslippene av produsert vann. Utslippsmengdene av produsert vann vil nå sitt maksimum i 2013. Integrert vurdering av miljøkonsekvenser Bruk av Beste tilgjengelige teknikker (Best Available Techniques (BAT)) Side 14
Definisjon av BAT er basert på en evaluering av tiltakets effekt på ulike miljøaspekt, en evaluering av kostnader versus miljønytte og tiltakets egnethet i forhold til tekniske og operasjonelle forhold som plass, vekt, teknologiens modenhet, tilgjengelighet og så videre. IPPC-direktivet er implementert i forvaltningen av Forurensingslovens bestemmelser. IPPC-direktivet er en målbasert regulering som krever spesifikk vurdering i hvert enkelt tilfelle, og hvor kost/nytte for miljøet av tiltak i forhold til andre hensyn blir vektlagt. En integrert vurdering av tiltak versus miljønytte står også sentralt i øvrig norsk forurensningslovgivning. 120000 100000 80000 60000 40000 20000 0 Estimerte utslipp av CO2 i tonn 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 4.2.2 Bore- og anleggsfasen Figur 4-1 Foreløpig utslippsprofil for CO 2 fra Morvin Bore- og brønnoperasjoner Til boring og komplettering på Morvin vil det bli benyttet to separate, flytende borerigger, og utslipp til luft vil skje fra disse. Boring vil gi utslipp av CO 2 og NO X, samt mindre mengder SO 2 fra dieselmotorer på riggen. Det samme vil testing og opprenskning av brønnene også gjøre. Marine operasjoner Marine operasjoner i forbindelse med installasjon av brønnrammer samt legging av rørledninger og kabler vil gi utslipp av CO 2, NO X og SO 2 fra dieselmotorer på de involverte fartøyene. 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Estimerte utslipp av NOx i tonn 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 4.2.3 Driftsfasen I driftsfasen vil utslippene stamme fra følgende kilder: Gassturbiner på Åsgard B Eventuelt ekstra fakling på Åsgard B De foreløpige estimatene over utslipp til luft av CO 2 og NO X i driftsperioden 3 er vist i Figur 4-1 og Figur 4-2 nedenfor. 3 Utslippstallene forutsetter gassinjeksjon. Utslippene vil være mindre for den valgte utbyggingsløsningen der gassinjeksjon ikke velges. Figur 4-2 Foreløpig utslippsprofil for NO X fra Morvin 4.2.4 Forholdet til RKU Norskehavet og Kristin KU De oppdaterte utslippstallene for Morvin (forutsetter gassinjeksjon) ligger for det meste innenfor prognosene fra RKU Norskehavet, og de ligger helt innenfor de utslippene som lå til grunn for søknaden om oppfylt utredningsplikt fra 2005. Det er utslippene av CO 2 fra toppåret i 2011 som ligger over det som lå til grunn for RKU Norskehavet (102 000 tonn i de oppdaterte utslippsprognosene mot 70 000 tonn i prognosene fra RKU Norskehavet). Konsekvensene av utslipp til luft vurderes dekket gjennom RKU Norskehavet og den feltspesifikke konsekvensutredningen for Kristin. Side 15
4.3 Utslipp til sjø Utbyggingen av Morvin vil føre til regulære utslipp til sjø, normalt bestående av følgende: Utslipp ved bore- og brønnoperasjoner Utslipp ved klargjøring av rørledninger Produsert vann Hydraulikkvæske Metanol Utover dette vil en utbygging av Morvin føre til forlenget platåproduksjon på Åsgard B, noe som vil føre til at perioden for utslipp av kjølevann, drenasjevann og sanitæravløpsvann fra plattformen også forlenges. I tillegg kan utbyggingen av feltet medføre akutte utslipp som følge av en uhellshendelse. 4.3.1 Miljømyndighetenes rammebetingelser for utslipp til sjø Myndighetenes overordnete rammebetingelser for behandling av produsert vann er bestemt av OSPARs reguleringer samt norske myndigheters målsetning om null skadelige utslipp innen 2005. Nullutslipp innen 2005 Myndighetenes krav om Nullutslipp innen 2005 kan oppsummeres som følger: Ingen utslipp av tilsatte kjemikalier innen SFTs svarte og røde kategori Ingen utslipp, eller minimering av utslippene av naturlig forekommende miljøgifter (myndighetenes prioriteringsliste i.e. PAH, alkylfenoler etc) Ingen utslipp eller minimering av utslipp som kan føre til miljøskade (ikke miljøfarlige oljekomponenter, stoffer innen SFTs gule og grønne kategori, borekaks, andre stoffer) Punkt 1 medfører substitusjon av kjemikalier eller stoffer i kjemikalier, mens oppfylling av punkt 2 og 3 i praksis krever rensing eller injeksjon av produsert vann. For å kvantifisere potensiell skade/miljørisiko, benyttes EIF (Environmental Impact Factor). Ved beregning av EIF spiller utslippsmengde, sammensetning av utslippet, tid og sted for utslippet en rolle. 4.3.2 Bore- og anleggsfasen Bore- og brønnoperasjoner Til boring og komplettering vil det bli benyttet borerigger som vil gi utslipp til sjø. Miljøkonsekvensene knyttet til utslipp fra boring på Morvin vil i hovedsak avgrense seg til den direkte effekten på bunndyr som følge av den fysiske overdekningen av bunnsedimenter. Hovedingrediensene i vannbasert borevæske regnes ikke som giftige, men vil kunne ha en viss fysisk effekt både på planktonorganismer og bunndyrsamfunn. Slike konsekvenser er høyst lokale. Oljebasert borevæske vil ikke bli sluppet ut. Klargjøring av rørledninger I forbindelse med klargjøring og tilkopling av rørledning vil det bli utslipp av kjemikalier som benyttes for å hindre begroing samt av fargestoffer som benyttes for trykktesting og lekkasjesøk. Utslippene er kun forventet å gi lokale effekter i et begrenset tidsrom. Jo lengre rørledningene er, jo større utslippsmengder vil en få fra disse operasjonene. Tømming av rørledninger vil planlegges med hensyn til gytetidspunkt og konsentrasjoner av fiskeegg og -larver. 4.3.3 Driftsfasen Utslippene til sjø fra kjølevann, drenasjevann, sanitæravløpsvann, hydraulikkvæske og metanol er enten av mindre omfang eller inneholder ikke potensielt miljøskadelige komponenter. Produsert vann Produsert vann fra Morvin vil bli renset og sluppet ut til sjø fra Åsgard B. Prognose for produsert vann fra Morvin er vist i Figur 4-3. Det vil bli gjennomført beregninger av EIF (Environmental Impact Factor) for rensing og utslipp av produsert vann. Resultater fra disse beregningene vil bli presentert i konsekvensutredningen. Utslippene av produsert vatn forventes å nå 500 000 m 3 per i år i henhold til de oppdaterte utslippsprofilene. Tilsvarende tall fra RKU Norskehavet viste en topp på 1,75 mill m 3 pr år. Side 16
0,6 0,5 0,4 0,3 Estimerte utslipp av produsert vann i MSm3 ulempe for fiskeriene. Ved større søl vil det også kunne oppstå problemer knyttet til utstengning fra fangstområder, redusert markedsverdi på fisken og omfattende tilgrising av fiskeredskaper. RKU Norskehavet presenterer oljedriftsberegninger basert på utslipp fra feltene i Norskehavet. 0,2 0,1 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Figur 4-3 Forventet profil for produsert vann på Morvin 4.3.4 Akutte utslipp Akutte utslipp kan skje innen følgende kategorier: Utblåsninger fra feltinstallasjoner i drift og i forbindelse med boring Lekkasjer fra rørledninger og stigerør Lekkasjer fra undervannsanlegg Prosesslekkasjer I Norskehavet er det undervannslekkasjer som finner sted oftest (har høyest frekvens). Likevel medfører ilandføring av olje og videre transport med tankskip en større risiko for oljeforurensing i strandsonen. Oljen fra Morvin vil bli prosessert og eksportert fra installasjonene på Åsgard slik at sannsynligheten for en situasjon med oljeforurensing av strandsonen fra Morvin er svært liten. Utblåsninger på havbunnen vil kunne gi forhøyede konsentrasjoner av hydrokarboner i vannsøylen. Dette kan medføre negative effekter på sårbare organismer som opptrer i samme område. Faren for dannelse av oljeflak er størst ved utblåsninger på overflaten. Slike oljeflak representerer et potensial for skade. Områder som er definert som spesielt miljøfølsomme (SMO) vil være særlig sårbare for uhellsutslipp, og sjøfugl og sel er de mest sårbare artsgruppene. Oljeflak som når land vil kunne forårsake skader på sårbare økosystemer i kystsonen, fiskerier, akvakulturnæringen, reiselivsnæringen og annen kystbasert næringsvirksomhet. Ved mindre oljeutslipp vil tilgrising av fiskeredskaper kunne være til 4.3.5 Forholdet til RKU Norskehavet og Kristin KU Konsekvensene av de fleste aspektene rundt utslipp til sjø vurderes dekket gjennom RKU Norskehavet og den feltspesifikke konsekvensutredningen for Kristin. Konsekvensutredningen for Morvin vil gå gjennom håndteringen av produsert vann og presentere resultatene fra de gjennomførte EIF beregningene. De generelle konsekvensene av utslipp av produsert vann anses dekket i RKU Norskehavet og Kristin KU på bakgrunn av at mengden produsert vann som slippes ut er betraktelig lavere enn forutsetningene fra RKU Norskehavet. 4.4 Arealbeslag og fysiske inngrep Konsekvenser av arealbeslag og rørledninger er potensielt knyttet til: Arealbeslag i forhold til fiskeri som følge av sikkerhetssoner omkring overflateinstallasjoner Forstyrrelse av tråling og fiskeri som følge av rørlegging, tilstedeværelse av rørledninger, havbunnsrammer og andre strukturer på havbunnen Påvirkning av koraller, andre viktige habitater, områder og -bunndyrsamfunn, kulturminner og andre mulige konsekvenser på grunn av legging og tilstedeværelse av rørledninger 4.4.1 Konsekvenser for fiskeri og akvakultur Konsekvensene for fiskerivirksomheten av eksisterende petroleumsvirksomhet i Norskehavet er i hovedsak knyttet til arealbeslag fra faste installasjoner og til eventuelle problemer i forbindelse med tråling over rørledninger og havbunnsinstallasjoner. Side 17
4.4.1.1 Gyteområder for fisk Norske havområder er viktige som gyte- og oppvekstområder for flere fiskearter. Mulige konsekvenser for gyteområder/-perioder kan forårsakes av marine operasjoner samt utslipp av kjemikalietilsatt vann knyttet til klargjøring av rørledninger (Ready for Operation (RFO)). Det ligger ikke spesielt viktige gyte- og oppvekstområder innenfor de områder som kan bli berørt av selve feltutbyggingen 4.4.1.2 Fiskeri Fiskeriene er en av de viktigste nasjonale næringsveiene i Norge. Aktiviteten er variabel med tanke både på geografisk lokalisering samt i forhold til tidspunkt på året. Deler av området kategoriseres som viktig for garnfiske og meget viktig for linefiske. I tillegg drives det noe trålfiske i vestre ytterkant av Morvin. Likevel viser de gjennomførte beregningene for førstehåndsverdien av fiskeriene rundt Morvin at denne er lav. Generelt er konsekvensene for fiskeriene som følge av feltinstallasjoner og rørledninger knyttet til tilstedeværelse av feltinstallasjoner og rørledninger driftsfasen. Havbunnsinstallasjonene vil bli gjort overtrålbare, og således vil konsekvensene for fiskeriene i prinsippet være neglisjérbare i driftsfasen. Etter installasjonsfasen representerer en rørledning ingen hindring for fiske med konvensjonelt redskap (garn, line mv.). Videre er derfor kun mulige konsekvenser for trålaktiviteter adressert. Erfaringer og utførte studier viser at en rørledning som regel ikke representere noen vesentlig hindring for trålaktiviteten. Mulige konsekvenser er relatert til: Tilstedeværelse av rørledningen - en rørledning kan representere en fysisk hindring som gjør tråling vanskelig Grusdumping - grus og stein kan ødelegge fangst og utstyr Frie spenn - det er dokumentert tilfeller hvor tråler har satt seg fast i frie spenn, noe som er en sikkerhetsrisiko for trålfartøyene Ankermerker - ankermerker fra leggefartøyet kan medføre en risiko for å sette fast eller ødelegge redskapen Den nye rørledningen fra brønnrammene på Morvin til Åsgard B antas å medføre minimale konsekvenser for fiskeriene. Avbøtende tiltak Aktuelle avbøtende tiltak i forhold til fiskeriinteressene kan være som følger: Etablere tett dialog med fiskerimyndigheter og fiskeriorganisasjoner Sikre erfaringsoverføring fra tilsvarende prosjekter Optimalisering av trasé for rørledninger for å redusere grusdumpingsvolumer Prosjektering av rørledning for å tåle overtråling og redusere omfanget av frie spenn og steinfyllinger så langt som mulig innefor tekniske og økonomiske forsvarlige rammer Vurdere muligheten for bruk av leggefartøy som bruker dynamisk posisjonering eller etablere prosedyrer for ankerhåndtering 4.4.1.3 Akvakultur Ordinær drift av Morvin vil ikke medføre konsekvenser for akvakultur. Beredskapsmessige tiltak er de viktigste avbøtende tiltak i forhold til akutte utslipp av olje. Beredskapen for Morvin vil bli nærmere vurdert i tilknytning til den planlagte miljørisikoanalysen. 4.4.2 Konsekvenser for koraller og habitater Det har lenge vært kjent at det er til dels store forekomster av dypvannskoraller i norske farvann, men det er først de siste tiårene at forekomsten er blitt kartlagt og undersøkt. Dypvannskorallrev dannes av den kolonidannende korallarten Lophelia pertusa, som i Norge finnes utbredt langs kysten fra Tislerrevet i Skagerrak til østkysten av Finnmark. Den høyeste tettheten, og de største revene, finnes langs kontinentalmarginen i Norskehavet samt på kanten av havbunnsformasjoner som krysser denne. Figur 4-4 viser den til nå kjente forekomsten i Norge. I områdene rundt Morvin og langs rør- Side 18
ledningstraséen inn mot Åsgard B er det kjent store forekomster av koraller. Koraller representerer en sjelden og verdifull naturtype som er sårbar overfor fysiske inngrep. Direkte skader kan oppstå ved plassering og trekking av ankere for borerigg og rørleggingsfartøy, og ved legging av rørledning på havbunnen. Under leggeoperasjonene kan tiltak som steindumping og nedspyling/grøfting av rørledningen påvirke korallene negativt. I tillegg kan plassering av brønnrammer samt utslipp fra boreoperasjonene komme i konflikt med korallforekomster. I forbindelse med planlegging av rørledningstraséen ble hele området for brønnrammene og en korridor inn til både Åsgard A og Åsgard B kartlagt for koraller ved hjelp av ROV og sidesøkende sonar. Der det ble gjort funn av større koraller ble disse dokumentert ved hjelp av video. Resultatene fra kartleggingen ble brukt til å justere plasseringen av brønnrammene og rørledningstraséen. Spor etter menneskelig aktivitet fra perioden under eller umiddelbart etter istiden, når deler av nåværende sjøbunn var tørt land Skipsvrak, eller deler av slike Slike forekomster innenfor territorialgrensa (12 nautiske mil eller 22,2 km fra grunnlinja) er automatisk fredet etter norsk lovgivning. Utenfor territorialgrensa er disse kulturminnene gitt et noe mindre strengt vern etter bestemmelsene i petroleumsloven. Det er ikke kjent forekomster av kulturminner innenfor områder som kan berøres av feltinnretning eller rørledningstraséen på Morvin. 4.4.4 Forholdet til RKU Norskehavet og Kristin KU Konsekvensene av arealbeslag og fysiske inngrep for fiskeriene og kulturminner vurderes dekket gjennom RKU Norskehavet og den feltspesifikke konsekvensutredningen for Kristin. Konsekvensene i forhold til koraller og sårbare habitater vil bli utredet i forbindelse med konsekvensutredningen for Morvin. 4.5 Samfunnsmessige konsekvenser Utbyggingen av Morvin vil påvirke samfunnsøkonomiske forhold på ulike måter. Inntektene fra utbyggingen av feltet vil bidra til å øke Statens inntekter i form av skatteinntekter. Videre kan aktiviteten medføre oppgaver for norsk leveranseindustri, noe som vil gi inntekter og økt sysselsetting. Figur 4-4 Norsk utbredelse av Lophelia pertusa. Gule sirkler representerer informasjon fra fiskere, mens røde triangler angir lokasjoner fra litteraturen, samt fra Statoil, Fiskeridirektoratet og Havforskningsinstituttet. 4.4.3 Konsekvenser for kulturminner Aktuelle kulturminneinteresser i sjøområdene kan være: Investeringene for utbyggingen av Morvin er foreløpig kostnadsberegnet til 7,8 milliarder norske 2007-kroner. Investeringene vil starte opp i 2008 og vil pågå for fullt frem til 2011. 4.5.1 Forholdet til RKU Norskehavet og Kristin KU De samfunnsmessige konsekvensene av en utbygging av Morvin vurderes dekket gjennom RKU Norskehavet og den feltspesifikke konsekvensutredningen for Kristin. Side 19
5 Planlagte utredningsaktiviteter Det vil bli utarbeidet ett konsekvensutredningsdokument for Morvin. Konsekvensutredningen vil, sammen med RKU Norskehavet og konsekvensutredningen for Kristin dekke behovet for utredninger i tilknytning til Plan for utbygging og drift (PUD) og Plan for anlegg og drift (PAD). Tema som allerede er dekket i RKU Norskehavet og Kristin KU vil ikke bli utredet på nytt. Innholdet i konsekvensutredningen vil bli basert på det foreliggende forslaget til utredningsprogram. Utredningsprogrammet fastsettes av OED. Konsekvensutredningen vil gi en utfyllende beskrivelse av den utbyggings- og transportløsning som er valgt samt begrunne valg av utbyggingsløsning. Forebyggende og avbøtende tiltak ut fra selskapets null-skade filosofi og myndighetenes rammebetingelser vil bli nærmere dokumentert. Det vil bli redegjort for hvilke tillatelser, godkjennelser eller samtykker det skal søkes om i henhold til gjeldende lovgivning. Planer for avvikling og beredskap vil bli kort beskrevet. Det vil bli gitt en kort oppsummering av innkomne høringsuttalelser samt operatørens kommentarer til disse. 5.1 Utredningsaktiviteter 5.1.1 Beskrivelse av naturresssurser og ressursutnyttelse i influensområdet Dette punktet anses å være dekket av RKU Norskehavet. 5.1.2 Utslipp til luft Konsekvensutredningen vil presentere oppdaterte prognoser for utslipp til luft av CO 2, NO X og andre komponenter fordelt på de ulike utslippskildene, både for anleggsperioden og driftsperioden. Det vil bli redegjort for de BAT-vurderinger som er lagt til grunn, og aktuelle tiltak for å redusere utslipp til luft vil bli beskrevet. Det vil bli gitt en begrunnelse for de valg som er foretatt. Følgende punkt anses dekket av RKU Norskehavet: Miljømessige konsekvenser av utslipp til luft 5.1.3 Regulære utslipp til sjø Det vil gis en beskrivelse av de forventede utslipp, inkludert mengdefordeling på hovedtyper av kjemikalier, fordelt på henholdsvis boring, opprensking/brønntesting, klargjøring for drift og drift. Det vil bli gjennomført en beregning av EIF for boreoperasjonene samt for ulike håndteringsmetoder for produsert vann (rensing vs ingen rensing). Det vil bli gjort rede for hvordan ulike metoder for håndtering av produsert vann vil påvirke prosjektøkonomien. Følgende punkt anses dekket av RKU Norskehavet: Miljømessige konsekvenser av utslipp til sjø 5.1.4 Akutte utslipp til sjø Det vil bli gjennomført modellering av forvitringsegenskaper, oljedriftsberegninger og miljørisikoanalyse inkludert oljevernberedskap. Resultatene vil gjengis i konsekvensutredningen. Beskrivelse av miljømessige konsekvenser av akutte utslipp til sjø anses dekket av RKU Norskehavet. 5.1.5 Konsekvenser ved arealbeslag og fysiske inngrep Konsekvenser for fiskeri og akvakultur Konsekvensutredningen vil innhente oppdaterte data for fiskeriaktiviteten i området. Side 20