Vedlegg 1. Høringsliste

Vedlegg 1. Høringsliste Navn Arbeids og sosialdepartementet Arbeids- og velferdsdirektoratet (NAV) Direktoratet for Arbeidstilsynet Direktoratet for samfunnssikkerhet og beredskap Fiskebåtsredernes forbund Fiskeri- og havbruksnæringens landsforening Fiskeri- og kystdepartementet Fiskeridirektoratet Forsvarsdepartementet Fylkesmannen i Rogaland Gassco Greenpeace Norge Havforskningsinstituttet Industri Energi Innovasjon Norge Justisdepartementet Klima- og Miljødepartementet Kommunal-og moderniseringsdepartementet Konkraft Kystverket LO Maritimt Forum Miljødirektoratet Miljøstiftelsen Bellona Nasjonalt Institutt for Ernærings- og Sjømatforskning (NIFES) Natur og ungdom NITO Norges Fiskarlag Norges geologiske undersøkelser (NGU) Norges Kystfiskarlag Norges Miljøvernforbund Norges Naturvernforbund Norges Rederiforbund Norges vassdrags- og energidirektorat Norsk Industri Norsk institutt for naturforskning (NINA) Norsk olje og gass Norsk oljemuseum Norsk Ornitologisk Forening Norsk polarinstitutt Nærings- og handelsdepartementet Olje- og energidepartementet (kopi) Addresse Postboks 8019 Dep, 0030 Oslo Postboks 5 St. Olavs plass, 0130 Oslo Postboks 4720 Sluppen, 7468 Trondheim Postboks 2014, 3103 Tønsberg Røysegata 15, 6003 Ålesund Middelthuns gate 27, 0368 Oslo Kongens gate 11, 6002 Ålesund Postboks 185 Sentrum, 5804 Bergen Postboks 8126 Dep, 0032 Oslo Lagårdsveien 44, 4010 Stavanger Postboks 93, 5501 Haugesund Postboks 33 Torshov, 0412 Oslo Postboks 1870 Nordnes, 5817 Bergen Youngs gate 11, 0181 Oslo Postboks 448 Sentrum, 0104 Oslo Gullhaug Torg 4 A, 0484 Oslo Postboks 8013 Dep, 0030 Oslo Postboks 8112 Dep, 0032 Oslo Boks 5481 Majorstuen, 0305 Oslo Postboks 1502, 6025 Ålesund Youngs gate 11, 0181 Oslo Rådhusgata 25, 0158 Oslo Postboks 5672 Sluppen, 7485 Trondheim Maridalsveien 17 B, 0178 Oslo Strandgaten 229, 5004 Bergen Torggata 34, 0183 Oslo Postboks 9100 Grønland, 0133 Oslo Postboks 1233 Sluppen, NO-7462 Trondheim Leiv Eirikssons vei 39, 7040 Trondheim 8380 Ramberg Skuteviksbodene 24, 5035 Bergen Mariboes g 8, 0183 Oslo Rådhusgata 25, 0158 Oslo Postboks 5091 Majorstuen, 0301 Oslo Haakon VII's gate 8, 4005 Stavanger Høgskoleringen, 7030 Trondheim Postboks 8065, 4068 Stavanger Kjeringholmen 1 A, 4006 Stavanger Sandgata 30 B, 7012 Trondheim Framsenteret, 9296 Tromsø Kongens gate 8, 0153 Oslo Postboks 8148 Dep, 0033 Oslo

Navn Oljedirektoratet Petroleumstilsynet Riksantikvaren Rogaland Fiskesalgslag Rogaland fylkeskommune Safe Samferdselsdepartementet Sandnes kommune Sjøfartsdirektoratet Sola kommune Statens kartverk Statens strålevern Statnett SF Stavanger kommune Sør-Norges Trålarlag Tekna Utenriksdepartementet WWF-Norge Addresse Professor Olav Hanssens vei 10, 4021 Stavanger Professor Olav Hanssens vei 10, 4021 Stavanger Postboks 8196 Dep, 0034 Oslo Postboks 1539 Kjelvene, 4093 Stavanger Arkitekt Eckhoffs gate 1, 4010 Stavanger Niels Juels gate 20, 4008 Stavanger Postboks 8010 Dep, 0030 Oslo Jærveien 33, 4319 Sandnes Smedasundet 50 A, 5528 Haugesund Postboks 99, 4097 Sola Kartverksveien 21, 3511 Hønefoss Postboks 55, 1332 Østerås PB 4904 Nydalen, 0423 Oslo Olav Kyrres Gate 23, 4005 Stavanger Flathauggt. 12, 5523 Haugesund Universitetet i Stavanger, 4036 Stavanger Victoria terrasse 7 juni Plassen 1, 8114 Dep, 0032 Oslo Postboks 6784 St. Olavs Plass, 0130 Oslo

Vedlegg 2.

Avvikling og disponering av innretninger på Jotun-feltet 17.12.2015

FORORD ExxonMobil Exploration and Production Norway AS (ExxonMobil EPNAS) er operatør for Jotun-feltet, hvor rettighetshaverne er ExxonMobil EPNAS (45 %), Dana Petroleum Norway AS (45 %), Det Norske Oljeselskap ASA (7 %) og Faroe Petroleum Norge AS (3 %). Rettighetshaverne har nå startet planlegging mht. avvikling og disponering av feltinnretninger og infrastruktur på Jotun-feltet i Nordsjøen. Som en del av disse forberedelsene er foreliggende konsekvensutredning utarbeidet i tråd med fastsatt utredningsprogram. en sendes til offentlig høring hos relevante høringsinstanser, ihht. petroleumlovens bestemmelser for avvikling og disponering av innretninger på norsk sokkel. Dokumentet finnes også tilgjengelig på følgende nettside: exxonmobil.no/ Høring av konsekvensutredningen er også kunngjort via Norsk Lysingsblad. Etter avklaring med Olje- og energidepartementet er høringsperioden satt til 12 uker. Eventuelle kommentarer eller innspill til konsekvensutredningen anmodes sendt til ExxonMobil til følgende e-mail adresse: forus-doccenter@exxonmobil.com Alternativt kan kommentarene sendes pr. post til: ExxonMobil Exploration and Production AS, Postboks 60, 4064 Stavanger. Stavanger, desember 2015. i

INNHOLDSFORTEGNELSE Forord... i Forkortelser... iv Sammendrag... 1 1 Innledning... 7 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 Bakgrunnen for konsekvensutredningen... 7 Rettighetshavere... 7 Produksjon... 7 Lovverk, prosess og saksbehandling... 8 Tidsplan for konsekvensutredningen... 10 2 Plan for avvikling og disponering... 12 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 Beskrivelse av felt og innretninger... 12 Forberedelse til nedstengning... 21 Alternative disponeringsløsninger for Jotun-innretningene... 23 Anbefalt avviklingsløsning for Jotun innretningene... 25 Miljøovervåking/opprydding... 31 Tidsplan og kostnader for avviklingsarbeidet... 31 Nødvendige søknader og tillatelser... 32 HMS-forhold... 33 3 Sammenfatning av høringsuttalelser til programforslaget... 34 4 Metoder for utredningsarbeidet... 40 4.1 4.2 4.3 Metode for konsekvensutredning... 40 Erfaringer fra gjennomførte avviklingsprosjekter... 41 Tematisk gjennomgang av forutsetninger og tilnærming... 41 5 Statusbeskrivelse av naturressurser og miljøtilstand i området... 46 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6 5.7 5.8 5.9 5.10 Meteorologi og oseanografi... 46 Plankton... 47 Bunnforhold... 47 Fisk... 49 Sjøfugl... 51 Marine pattedyr... 51 Særlig verdifulle områder... 52 Kulturminner... 53 Fiskeriaktivitet... 54 Skipstrafikk... 59 6 Miljømessige konsekvenser og avbøtende tiltak... 61 ii

6.1 6.2 6.3 6.4 6.5 6.6 6.7 6.8 Energivurderinger... 61 Utslipp til luft... 62 Planlagte utslipp til sjø eller grunn... 65 Akutte utslipp til sjø... 68 Fysiske konsekvenser på habitater og kulturminner... 69 Estetiske/nærmiljøvirkninger... 71 Avfallsstyring og ressursbruk... 74 Forsøpling... 80 7 Samfunnsmessige konsekvenser og avbøtende tiltak... 82 7.1 7.2 7.3 Konsekvenser for fiskeri... 82 Konsekvenser for skipstrafikk... 83 Sysselsettingsvirkninger... 85 8 Oppsummering av konsekvenser, forslag til avbøtende tiltak og videre planer for oppfølging. 87 8.1 8.2 Oppsummering av konsekvenser... 87 Forhold for videre oppfølging... 92 9 Referanser... 94 Vedlegg 1. Detaljer om kabler og stigerør.... 97 Vedlegg 2. Fartøyssporingskart... 99 iii

FORKORTELSER Forkortelse ASD BAT CO2 DNV GL EU EØS GJ HI HMS IMO IOP KU MARPOL NORM NOROG NOX NVE OED OLF OSPAR PLEM Ptil PUD RKU ROV SOX SSIV SVO THC UNCLOS Beskrivelse Arbeids- og sosialdepartementet Beste tilgjengelige teknikker (Best Available Techniques) Karbondioksid Det Norske Veritas Germanische Lloyds Den europeiske union Europeisk økonomisk samarbeid Gigajoule Havforskningsinstituttet Helse, miljø og sikkerhet International Maritime Organization (FNs maritime organisasjon) Institute of Petroleum (London) International Convention for the Prevention of Pollution from Ships Naturlig forekommende radioaktivt materiale (Naturally Occuring Radioactive Material) Norsk olje og gass Nitrogenoksider Norges vassdrags- og energidirektorat Olje- og energidepartementet Oljeindustriens landsforening (nå Norsk olje og gass) Oslo-Paris konvensjonen for beskyttelse av havmiljø i det Nordøstlige Atlanterhavet Pipe end manifold Petroleumstilsynet Plan for utbygging og drift Regional konsekvensutredning Fjernstyrt undervannsfarkost (remotely operated vehicle) Svoveloksider Sub Sea Isolation Valve Særlig Verdifulle Områder Total hydrokarbon konsentrasjon (olje) FNs havrettstraktat (United Nations Convention on Law of the Seas) iv

SAMMENDRAG ExxonMobil og lisenspartnere planlegger å avslutte produksjonen på Jotun-feltet i Nordsjøen og sluttdisponere feltinnretningene. en omfatter brønnhodeplattformen Jotun B, et flytende lager og produksjonsskip, Jotun A, samt tilhørende rørledninger og infrastruktur. Feltet kom i drift i 1999 og har hatt avtagende produksjon i de senere år etter hvert som reservoarene tømmes for utvinnbare ressurser. Lisenshaverne, ved operatøren ExxonMobil, har vurdert videreutvikling av Jotun-feltet hvor bruk av dagens innretninger og infrastruktur (rørledninger) er undersøkt. Dette er ikke funnet å være en økonomisk løsning. Feltinnretningene anbefales derfor for avvikling i henhold til nasjonalt og internasjonalt lovverk; Brønnhodeplattformen blir fjernet til land for demontering og materialhåndtering. Produksjonsskipet vil bli forsøkt gjenbrukt på et annet sted. Nedgravde rørledninger etterlates, rørendene roverdekkes, mens eksponerte strukturer fjernes til land. Jotun B består av et stålunderstell, dekksramme og tre hovedseksjoner. Produksjonen ved Jotun B er planlagt å bli stengt ned i 2016. Arbeidet med å klargjøre innretningen for fjerning vil pågå i perioden 2015-2018. En vesentlig del av dette arbeidet er å plugge brønnene permanent. Opprinnelig boretårn og boremoduler var ikke hensiktsmessig for dette arbeidet og er fjernet i 2015. Plugging vil skje ved hjelp av en modulrigg som monteres midlertidig på plattformen. Plattformen vil tas til land for opphugging og gjenvinning av de materialer som kan benyttes. Resten vil disponeres som ulike fraksjoner av avfall. Produksjonsskipet, Jotun A, er planlagt å være i drift til 2020-21. Det mottar olje og gass fra flere nærliggende felt, og produksjonsrørledninger på feltet vil dermed trolig måtte legges om når Jotun A stenges ned. Olje eksporteres fra Jotun A med tankskip. Gassen sendes i rør til Statpipe/Gassled for videre eksport. Skipet er ankret i havbunnen, og de 12 fortøyningslinene vil fjernes. Fortøyningsankerene består av pæler nede i havbunnen og disse vil etterlates nedgravd. Fleksible rørledninger er ankret opp i undersjøiske bøyer under skipet. Disse vil sammen med bøyer og bøyeankerene bli fjernet, mens rester av fortøyningspæler nede i sjøbunnen vil etterlates og dekkes med stein. Feltinterne rørledninger og rørledningen for gasseksport er nedgravd og naturlig overdekket med 0,5 1 m sand og i noen grad steinfylling. Det anbefales at rørledningene etterlates nedgravd, steinfyllinger etterlates, og at rørendene graves ned og dekkes over med stein i henhold til industripraksis. Endestruktur (manifold) ved Statpipe og undervannsisoleringventil (SSIV) på gasseksportrørledningen vil fjernes. Foreliggende konsekvensutredning er gjennomført i henhold til fastsatt utredningsprogram. Nedenfor følger en kort områdebeskrivelse sant oppsummering av identifiserte konsekvenser. 1

Områdebeskrivelse og naturforhold Jotun-feltet ligger vest for Haugesund i den midtre delen av Nordsjøen. Avstanden til land er om lag 165 km. Vanndypet er 125-130 m. Flere arter med sjøfugl har sitt utbredelsesområde i denne delen av Nordsjøen, men det er vanligvis ikke en spesiell høy tetthet av individer. Det samme gjelder for marine pattedyr. Sjøbunnen er forholdsvis jevn og stabil, og består av finkornet sediment med leire, silt og sand. Børstemarker er den mest arts- og tallrike bunnfaunagruppen slik som ellers i store deler av Nordsjøen. Det er ikke funnet forekomster av spesiell eller sårbar fauna/habitater, slik som koraller og hardbunnsvamper. Det finnes ingen «særlig verdifulle områder» (SVO) i umiddelbar nærhet av Jotun, eller i større avstand og som kan tenkes berørt av avviklingsarbeidet til havs. Miljøovervåking av sjøbunnen ved Jotun-feltet har påvist høy artsrikdom i bunnfaunaen og lave verdier av hydrokarboner i bunnsedimentene (<10 mg/kg på stasjoner 250 m fra Jotun B), og indikerer gode miljøforhold. Det er bare sluppet ut borekaks med vedheng av vannbasert borevæske ved Jotun B. Flere fiskearter har sin utbredelse i Jotunområdet og de største fangstvolumene i senere tid er av sild, hestmakrell og sei. Fiskeriintensiteten for de siste årene kan beskrives som moderat eller lav i nærheten til Jotun. Det er ikke noen betydelig skipstrafikk (farleder) ved Jotun. Tema i konsekvensutredningen, vurderinger og metode De viktigste konsekvensene av anbefalt disponeringsløsning (anleggsfase og sluttdisponering) er kort omtalt nedenfor og oppsummert i Figur 0-1. Metoden som er benyttet for å illustrere resultatene fra konsekvensutredningen består av to trinn. Først vurderes relativ verdi og/eller sårbarhet av en resipient eller et område som kan påvirkes. Deretter vurderes omfang av effekt av aktivitet eller sluttdisponering, på den aktuelle resipient eller område. Krysningen mellom disse to vurderingene angir grad av konsekvens, fra «Ubetydelig/ingen» til «Meget stor» positiv eller negativ konsekvens. Størrelsen på sirkelen som angir konsekvens skal synliggjøre usikkerhet i vurderingen, hvor liten sirkel angir lav grad av usikkerhet og stor sirkel angir høyere grad av usikkerhet. Energiforbruk Det totale energiforbruket ved fjerningen av Jotun-innretningene er estimert til ca. 0,6 millioner GJ. I henhold til karakteriseringen i OLFs håndbok tilsvarer dette en «liten negativ» konsekvens. Utslipp til luft Omfanget av utslipp til luft fra avviklingen av Jotun-feltet er isolert sett beskjedne, men vil sammen med andre regionale og globale kilder til utslipp kunne bidra til negative miljøvirkninger. Konsekvensen relatert til utslipp i forbindelse med avviklingen av innretninger på Jotun er vurdert til «liten negativ» konsekvens. 2

Planlagte utslipp Det er planlagt utslipp av sjøvann som inneholder kjemikalier ved fjerning av plattformunderstellet på Jotun B. Det forventes utslipp av renset vann i forbindelse med rengjøring av rør og andre enheter, eventuelt marin begroing og fra bruk av kuttesand. Effektene i vannsøyle og på havbunnen vurderes å være lokale og ha liten miljømessig betydning. Akutte utslipp Generelt er det lav sannsynlighet for uplanlagte utslipp av olje knyttet til avvikling, og industrierfaring fra sokkelen angir svært små volumer i tilfelle av uplanlagte utslipp. Ved avviklingen av Jotun er det lav risiko for akutte utslipp av et slikt volum at det vil gi målbare miljøkonsekvenser. Fysiske konsekvenser på habitater Konsekvensene er hovedsakelig knyttet til mudring/lokal forflytning av utlagt stein, naturlig sjøbunn og borekaks, samt ny utlegging av stein og eventuell bruk av kuttesand i avviklingsarbeidet. Effektene vil være lokale og berøre bunnhabitater som er vanlige og har en vid utbredelse i Nordsjøen. Estetiske/nærmiljøvirkninger Estetiske miljøpåvirkning er primært relevant i i nærområdet rundt opphoggingsanlegget på land. Det er ikke avklart hvilket anlegg som skal benyttes, og vurderingen er derfor gjort på et generelt grunnlag. Det er derfor noe usikkerhet knyttet til vurderingene, illustrert med rosa ellipse i Figur 0-1. Konsekvenser av støvflukt, støy, lukt og visuelle effekter er vurdert. Sjenanser som følgeav lukt fra marin begroing, spredning av støv fra hoggeaktiviteten og bruken av sterk belysning er vurdert å medføre en liten negativ konsekvens for nærområdet rundt anlegget. Støy fra aktivitetene er vurdert å kunne utgjøre en «liten» til «middels negativ» konsekvens. Avfallsstyring og ressursbruk For både overbygning og understell består materialstrømmene i hovedsak av stål og annet metall som vil gjenvinnes. Viser det seg mulig, vil også noe utstyr gjenbrukes. Dernest vil avfall med utnyttbart energiinnhold energigjenvinnes. Eksempler på slikt avfall er trevirke og oljeholdig avfall og plaststoffer som ikke gjenvinnes. Den fraksjonen som ikke lar seg gjenvinne vil gå til deponering/behandling. Til denne fraksjonen inngår enkelte typer isolasjonsmateriale og enkelte typer farlig avfall. På grunn av den høye gjenvinningsgraden for stål som forventes under hogging av Jotun B, vurderes konsekvensen av avfallsstyring og ressursbruk som en «moderat positiv» konsekvens. I dette ligger også en forutsetning om at avfall og farlig avfall håndteres ansvarlig og sluttdisponeres i henhold til beste industripraksis. 3

Forsøpling Det forventes ikke forsøpling som følge av avviklingsarbeidet. Det vil bli foretatt undersøkelse etter skrot på havbunnen og dette vil bli fjernet. Etterlatte rørledninger er nedgravd med 0,5-1 m overdekking, som er verifisert gjennom regelmessig overvåking. D etterlatte rengjorte rørene i sjøbunnen forventes å forbli tildekket, og vil dermed ikke representere forsøpling av havbunnen når de korroderer/brytes ned etter noen hundre eller flere tusen år. Fiskeri Mulige negative konsekvenser for fiskeri i forbindelse med avviklingen av Jotun-feltet er begrenset til anleggsperioden. Hoveddelen av arbeidet med klargjøring for fjerning og selve fjerningen vil foregå innenfor allerede etablerte sikkerhetssoner. Det forventes derfor ingen negative konsekvenser for fiskeri i forbindelse med fjerningsarbeidet på feltet. Konfliktpotensialet mellom fiskeri og avviklingsarbeidet er derfor avgrenset til transportfasen. Dette er vanlig transportarbeid til havs. Etter endt avvikling vil sikkerhetssonen, og herav arealbeslaget, rundt Jotun-feltet oppheves. Fjerning av innretningene og åpning av området for fri ferdsel vurderes å ha en «liten positiv» konsekvens for fiskeriene. Skipstrafikk Den mest vesentlige konsekvensen for skipstrafikk ved avvikling av Jotun feltet er at arealbeslag i form av at sikkerhetssoner fjernes og transport til feltet opphører, noe som gir en «liten positiv» konsekvens for skipstrafikken i området. Det vil være en midlertidig liten negativ konsekvens med økt risiko for skipstrafikk i perioden med aktiviteter knyttet til avvikling og fjerning av installasjoner og utstyr. Samfunnsøkonomiske ringvirkninger Store deler av aktivitetene knyttet til avvikling av Jotun vil foregå offshore og bli utført av internasjonale selskaper. De nasjonale effektene er begrenset til at det bidrar til å opprettholde aktivitet i industrien og til å opprettholde eksisterende arbeidsplasser. Aktiviteten medfører dermed en «liten positiv» konsekvens for sysselsettingen nasjonalt. 4

Energiforbruk Utslipp til luft Planlagte utslipp Akutte utslipp Fysiske påvirkninger på habitater Forsøpling Estetiske/ nærmiljøvirkninger Avfallsstyring og ressursbruk Fiskeri Skipstrafikk Samfunn Figur 0-1. Oppsummering av konsekvenser for anbefalt løsning ved avvikling og sluttdisponering av innretninger på Jotun-feltet. Plassering av sirklene indikerer konsekvensene ved avvikling av Jotun-feltet, basert på omfang av effekt og verdi/sårbarhet for resipient og/eller tema. Stor sirkel angir større usikkerhet enn liten sirkel. Alternativ disponeringsløsning for nedgravde rørledninger Det er utredet et alternativ med fjerning av de nedgravde rørledningene. Dette er ikke funnet å medføre vesentlige positive virkninger for fiskeri, men har en vesentlig høyere kostnad (om lag 180 millioner 5

NOK). I tillegg er det, på de fleste tema, funnet å være mindre miljømessig gunstig enn anbefalt løsning. En sammenstilling av konsekvenser mellom de to vurderte alternativene er presentert i Figur 0-2. Anbefalt løsning med etterlatelse av nedgravde rørledninger Alternativ løsning med fjerning av nedgravde rørledninger Energiforbruk Utslipp til luft Planlagte utslipp Akutte utslipp Fysiske påvirkninger på habitater Forsøpling Estetiske/ nærmiljøvirkninger Avfallsstyring og ressursbruk Fiskeri Skipstrafikk Samfunn Figur 0-2. Sammenligning av konsekvenser for anbefalt løsning for nedgravde rørledninger (venstre) og alternativ løsning med fjerning til land (høyre). 6

1 INNLEDNING 1.1 Bakgrunnen for konsekvensutredningen På vegne av rettighetshaverne i utvinningstillatelse PL 027B (blokk 25/8) og utvinningslisens PL 103B (blokk 25/7) legger ExxonMobil fram en konsekvensutredning for avvikling og disponering av innretninger på Jotun-feltet. Formålet med konsekvensutredningen er å sikre at norske myndigheter på riktig grunnlag kan fatte vedtak om endelig disponering. KU-prosessen skal sikre at forhold knyttet til miljø, samfunn og naturressurser blir inkludert i planarbeidet på lik linje med tekniske, økonomiske og sikkerhetsmessige forhold, og arbeidet skal tilrettelegge for en åpen og medvirkende prosess der ulike aktører kan uttrykke sin mening samt påvirke utformingen av prosjektet. en skal gi en beskrivelse av vurderte og anbefalt disponeringsalternativ for Jotunfeltet. Hensikten er å vurdere mulige positive og negative virkninger på miljø, naturressurser og samfunn som følge av avviklingen, samt forebyggende og avbøtende tiltak. 1.2 Rettighetshavere Operatør for Jotun-feltet er ExxonMobil Exploration and Production Norway AS (ExxonMobil). Rettighetshaverne er vist i tabellen under. Tabell 1-1. Oversikt over rettighetshavere i Jotun-lisensen. Rettighetshaver Andel (%) Dana Petroleum Norway AS 45 Det norske oljeselskap ASA 7 ExxonMobil Exploration and Production Norway AS 45 Faroe Petroleum Norge AS 3 1.3 Produksjon Jotun ble påvist i 1994/1995 og omfatter tre reservoarforekomster (Elli, Elli Sør og Tau Vest). Reservoarene er i sandstein i Heimdalformasjonen av paleocen alder. Jotun-feltet ble satt i drift 25. oktober 1999. Produksjonen nådde toppen i 2000 med om lag 145 000 fat per døgn, og er nå i halefase (Figur 1-1). Andelen av produsert vann er stadig økende og utgjør nå om lag 97 prosent av brønnstrømmen. Med de planene som nå foreligger vil produksjonen fra Jotun B bli avsluttet innen utgangen av 2016. Jotun A vil fortsatt motta og prosessere produksjon fra Ringhorne og Balder frem til 2020-2021. Gjenværende ressurser på feltet er ca. 0,4 mill. Sm 3 olje og 0,2 mrd. Sm 3 gass pr 31.12.2014. 7

Figur 1-1. Historisk produksjon for Jotun (ExxonMobil 2015). 1.4 Lovverk, prosess og saksbehandling 1.4.1 Internasjonalt rammeverk FNs havrettstraktat (UNCLOS) gir rammebetingelser for fjerning av overflødige innretninger etter endt bruk. Basert på denne har IMO (International Maritime Organization) utarbeidet retningslinjer 1 (IMO, 1989) for å sikre fri ferdsel til sjøs. Retningslinjene er ikke bindende, men gir anbefalinger vedrørende avvikling av utrangerte offshoreinnretninger. Generelt anbefales fjerning av faste innretninger i områder med vanndyp mindre enn 75 m, og minimum 55 m overseilingsdyp over etterlatte innretninger i dypere områder. For det nordøstlige Atlanterhavet, inkludert Nordsjøen, har OSPAR 2 etablert spesifikke kriterier knyttet til disponering av overflødige offshore innretninger. OSPAR beslutning 98/3 (OSPAR, 1998) gir et generelt forbud mot dumping eller etterlatelse av utrangerte offshore innretninger som ikke har noen videre funksjon. OSPAR beslutningen åpner for unntak dersom nasjonale myndigheter viser at et unntak kan begrunnes utfra tekniske, sikkerhetsmessige eller miljømessige forhold. Unntaksbestemmelsene er eksempelvis relatert til vekt av stålunderstell samt til betonginnretninger. For stålunderstell kreves full fjerning dersom dette har en vekt under 10 000 tonn. Overbygning skal fjernes i sin helhet. Stålunderstellet Jotun B er vel 6000 tonn, og dette kreves derfor fjernet i henhold til OSPAR 98/3. 1 1989 Guidelines and Standards for the Removal of Offshore Installations and Structures on the Continental Shelf and in the Exclusive Economic Zone (IMO Resolution A.672 (16)) 2 OSPAR (Oslo Paris) konvensjonen for beskyttelse av havmiljø i det Nordøstlige Atlanterhavet 8

Stortinget tiltrådte OSPAR-beslutningen gjennom St.prp. nr. 8 (1998-99). I henhold til internasjonalt rammeverk kreves derfor full fjerning av Jotun-innretningene. I den grad eksport av innretningen for opphogging utenlands blir aktuelt, finnes avtaler gjennom EØSavtalen som regulerer avfallseksport. 1.4.2 Krav i norsk lovverk «Avvikling av offshore innretninger» er underlagt bestemmelsene i Petroleumsloven, jfr. lovens kapittel 5 (jf. rammeforskriften 30). Rettighetshaverne er ansvarlige for å utarbeide en plan for avslutning og disponering av feltets innretninger i god tid (i utgangspunktet mellom 2-5 år) før forventet endelig opphør av produksjon på feltet/bruk av innretninger eller utløp av lisensperioden. Lovens forskrifter stiller krav til innholdet i avviklingsplanen som skal bestå av to deler; en disponeringsdel og en konsekvensutredning (KU). Kravet om en KU er nedfelt i Petroleumslovens bestemmelser, jfr. 5-1, med tilhørende Forskrift av 27. juni 1997 nr. 653, 45. Igangsatt KU-prosess omhandler avhending av Jotun-innretningene med tilhørende infrastruktur. Nasjonale krav til fjerning av offshore innretninger følger anbefalingene gitt gjennom internasjonale avtaler (se over). Avhending og sluttdisponering av rørledninger er ikke omfattet av internasjonale avtaler eller konvensjoner. Nasjonale rammebetingelser på området er her gitt gjennom St. meld. 47 (1999-2000) Disponering av utrangerte rørledninger og kabler på norsk kontinentalsokkel og representerer en sak-til-sak vurdering der særlig hensynet til fiskeriinteressene vektlegges ved sluttdisponering. Implisitt i denne vurderingen ligger at rørledningene er rengjort og ikke vil utgjøre noen fare for forurensning av miljøet. Generelt gjelder at nedgravde rørledninger kan etterlates, mens eksponerte rørledninger er gjenstand for nærmere vurderinger. 1.4.3 KU-prosessen og saksbehandling sprosessen starter med at rettighetshaverne utarbeider et forslag til program for konsekvensutredning. Olje- og energidepartementet (OED) fastsetter utredningsprogrammet basert på det fremlagte forslaget, høringsuttalelser og eventuelle kommentarer til disse fra operatør. De mottatte høringsuttalelsene til programforslaget for Jotun, samt behandlingen av disse, er gitt i kapittel 3. Rettighetshaver gjennomfører konsekvensutredningsarbeidet i henhold til fastsatt utredningsprogram. en sendes på høring til myndigheter og interesseorganisasjoner, samtidig som det kunngjøres i Norsk Lysingsblad at konsekvensutredningen er sendt på høring. en, og så langt som mulig relevant bakgrunnsinformasjon, gjøres tilgjengelig på internett. Fristen for høring skal ikke være kortere enn seks uker, og vil for avvikling og disponering av Jotun-feltet være satt til 12 uker. Uttalelser til konsekvensutredningen som kommer inn under høringsperioden sendes til rettighetshaver som videresender disse til OED. Departementet vil, på bakgrunn av høringen, ta stilling til om det er behov for tilleggsutredninger eller dokumentasjon om bestemte forhold. Eventuelle tilleggsutredninger skal forelegges berørte myndigheter og dem som har avgitt uttalelse til konsekvensutredningen før det fattes vedtak i saken. OED presenterer saksdokumentene for regjeringen for beslutning. Myndighetsprosessen for KU av offshore avvikling av Jotun-feltet er skissert i Figur 1-2. 9

Figur 1-2. Skjematisk fremstilling av utredningsprosessen og saksbehandlingen for avvikling av offshore innretninger. Beslutningsprosess for avviklingsplanen for Jotun uthevet. ASD: Arbeids- og sosialdepartementet, OED: Olje- og energidepartementet. 1.5 Tidsplan for konsekvensutredningen For Jotun-lisensen planlegges det med at bruken av Jotun B vil avsluttes i 2016. Opphør av bruken av Jotun A er i henhold til dagens planer satt til 2020-2021. I mai 2015 fikk Exxon Mobil samtykke fra Petroleumstilsynet (Ptil) til bruk av Jotun A og Jotun B frem til utgangen av 2021. Endelig tidspunkt for avvikling er imidlertid avhengig av produserte volumer, operasjonskostnader, prosessering av tredje parts volumer og olje/gass priser. Det formelle myndighetskravet tilsier at en avslutningsplan normalt skal legges frem 2-5 år før endelig bruk av innretningen opphører med mindre departementet samtykker i eller bestemmer noe annet. Det er derfor igangsatt en prosess med følgende tidsplan frem til myndighetsbehandling (Tabell 1-2). Tidspunkt for innlevering av avslutningsplanen er avklart med OED til april 2016. 10

Tabell 1-2. Tidsplan for KU-prosess og myndighetsbehandling av avslutningsplanen. Aktivitet Tidsplan (tentativ) Høring av forslag til program for konsekvensutredning Oktober Desember 2014 Fastsettelse av utredningsprogram (OED) April 2015 Høring av konsekvensutredning Desember 2015 Mars 2016 Levering av avslutningsplan April 2016 Godkjenning avslutningsplan 2016 11

2 PLAN FOR AVVIKLING OG DISPONERING 2.1 Beskrivelse av felt og innretninger Jotun er et oljefelt som ligger i den midtre delen av Nordsjøen, om lag 165 km vest av Haugesund (Figur 2-1). Havdybden på feltet er omlag 125 meter. Havbunnen er for det meste flat med lokale forhøyninger øst og nord for feltet. Feltet ble påvist i 1994, og omfatter utvinningslisens PL 027B (blokk 25/8) og utvinningslisens PL 103 (blokk 25/7). Plan for utbygning og drift (PUD) ble levert i 1997. Brønnene på feltet ble boret i perioden 1999-2006, og feltet kom i drift 25.10.1999. Figur 2-1. Lokalisering av Jotun-feltet (Kilde: Oljedirektoratet). Jotun-feltet er bygget ut med en brønnhodeplattform (Jotun B) med boretårn som nå er fjernet, og et flytende lager og produksjonsskip (Jotun A) som er tilknyttet via produksjonsrør og fleksible kabler/stigerør. Brønnene på Jotun-feltet samles på Jotun B, og den samlede produksjonsstrømmen ledes til Jotun A for prosessering. Avstanden mellom Jotun A og Jotun B er om lag 1 km. Eksport av olje foregår fra lagertanker på Jotun A til tankskip. Oljen leveres til landanlegg i Norge for videre raffinering. Produsert gass utover det som benyttes til brenngass og gassløft på feltet eksporteres via Gassled-systemet. Feltet er bygget ut med anlegg for injeksjon av produsert vann, men har også renseanlegg for produsert vann som slippes til sjø. 12

Jotun B er normalt ubemannet, men har vært bemannet i perioder med boreoperasjoner (sist i 2006) og i forbindelse med innfasing av Jette-feltet i 2011/2012. Utenom i boreperioden har Jotun B normalt vært ubemannet med unntak av korte vedlikeholdsturer i forbindelse med nødvendig drift og vedlikehold. Jotun B ble bemannet i full rotasjon i juni 2015 i forbindelse med forberedende arbeid for plugging av brønner. Figur 2-2. Jotun B (venstre) og oversiktsillustrasjon (høyre). Produksjonen fra Jotun-feltet har avtatt de siste årene, og dette har ført til ledig produksjonskapasitet. For å utnytte denne kapasiteten ble det i 2003 installert rørledninger for transport av Balder gass og den lettere delen av Ringhorne oljen (Ringhorne Jurassic) til Jotun A. Balder gasstransport til Jotun A ble startet opp i 4. kvartal 2003. Gassen prosesseres på Jotun A og blir deretter eksportert via Statpipe/Gassled. Transport av Ringhorne Jurassic olje til Jotun A for ferdigbehandling og videre eksport startet opp i mars 2004. Rørledningene som knyttes opp til Jotun fra Ringhorne og Balder er en del av disse feltene og vil bli adressert i de fremtidig avslutningsplanene for disse feltene. I september 2011 leverte partnerskapet for Jette (operatør Det norske 70 %, Petoro 30 %) en PUD for det nærliggende Jette-feltet (lokalisert 6 km sør for Jotun). Jette-feltet er bygget ut som en undervannsinstallasjon, med to produksjonsbrønner knyttet opp til Jotun B via en rørledning og derfra til Jotun A for prosessering og videreforsendelse. Produksjon av olje fra Jette startet opp i mai 2013. Rørledningen og kontrollkabelen fra Jotun B til Jette blir kappet tett ved Jotun B plattformen, og omfattes ikke av konsekvensutredningen for avvikling av Jotun. Rettighetshaverne for Jette forbereder en separat avslutningsplan for Jettefeltet. Figur 2-3 gir en oversikt over tilknytningssystemet på Jotun. Rørledninger, stigerør og kabler som ligger på havbunnen er nedgravd. Stigerør og fleksible kabler mellom havbunnen og dreieskiven på Jotun A holdes flytende i vannsøylen via bøyesystemer og/eller oppdriftslegemer festet til de fleksible stigerørene. 13

Figur 2-3. Jotun A og Jotun B som omfattes av denne konsekvensutredningen (feltet Jette, tilhører en annen lisens og er ikke en del av denne konsekvensutredningen). Bare rørledninger for olje og gass vises på tegningen. 2.1.1 Eierforhold Jotun er knutepunkt også for rørledninger til og fra andre felt. Avviklingen av Jotun har således relevans også for disse. Tabell 2-1 angir eierforhold for Jotun-innretningene og assosierte rørledninger, inkludert hvilken avslutningsplan disse vil bli omfattet av. 14

Tabell 2-1. Innretninger og infrastruktur på og tilknyttet Jotun-feltet. Innretning/infrastruktur Eier/lisens Avslutningsplan Grensesnitt Jotun A Jotun-lisensen leier Jotun A av PR Jotun DA Jotun Jotun B Jotun-lisensen Jotun Feltinterne rør, Jotun A Jotun B Jotun gasseksportrør (mot Statpipe) Jotun-lisensen Tredjeparts rørledninger og tilkoblingspunkt: Jotun Jotun-lisensen Jotun Jotun manifold - Balder gassrør Balder-lisensen Balder PLEM - Ringhorne olje- og Ringhorne-lisensen Ringhorne PLEM gassrør - Jette produksjonsrør Jette-lisensen Jette Topp av Jotun B jacket 2.1.2 Jotun A Jotun A er et flytende lager- og produksjonsskip (FPSO, floating production storage offloading) og eies av PR Jotun DA (et datterselskap av ExxonMobil). Produksjonsskipet har en produksjonskapasitet på 145 000 fat per dag og lagringskapasitet på 580 000 fat. Fartøyet er 233 meter langt og 42 meter bredt. Produksjonsskipet har prosessanlegg for behandling av råolje, produsert vann, gass og vanninjeksjon. Jotun A er koblet opp mot en dreieskive som gjør at skipet kan rotere og orientere seg etter vind, bølger og strøm. Via dreieskiven er skipet forankret til havbunnen ved hjelp av 12 ankerliner og ankere som er pælet i havbunnen. Hver av ankelinene har en lengde på 1372 meter (Figur 2-4). Hver ankerline består av 475 meter kjetting (130 mm) fra Jotun A, 750 meter ståltau langs havbunnen og 170 meter kjetting (130 mm) frem til forankringspælen. Hver ankerfortøyning veier ca. 274 tonn og totalt utgjør det 2300 tonn for de 12 fortøyningene. Toppen på forankringspælene er 1-3,5 m neddykket i sjøbunnen og kjettingen er festet 5-7 m nede på pælen. Kjettingen vil bli kuttet nær ankeret og endestykket vil graves ned eller dekkes med stein slik at det ikke er til hinder for tråling. Ankerpælene vil etterlates i sjøbunnen. 15

Figur 2-4. Jotun A forankringssystem. Hver av de 12 fortøyningene består av kjetting og vaier og et pæleanker som er neddykket i sjøbunnen. 2.1.3 Jotun B Jotun B er en brønnhodeplattform som sender olje, gass og vann til Jotun A. Overbygningen på Jotun B har en total vekt på omlag 8467 tonn og består av tre hoved seksjoner. Et boligkvarter, en boremodul (Drilling Equipment Set) og modul med støttefunksjoner (Drilling Support Module). Boretårn ble fjernet i 2015. Understellet på Jotun B ble bygget av Aker Verdal AS og består av en stålstruktur med fire bein og pæleføringer med totalt 8 pæler (som står ned i sjøbunnen). Understellet er 150 meter høyt og har en total vekt på omlag 8310 tonn. Stigerørene på Jotun B er konvensjonelle stålrør. Det ble installert omlag 107 tonn anoder på understellet. Vekten av stål og betong som skal fjernes er beregnet til ca. 7110 tonn (inkl. deler av pæler som fjernes og ekskl. marin begroing). Tabell 2-2. Vekt av de største enhetene på Jotun B. Innretning Beskrivelse Vekt (tonn) Overbygning: Boligkvarter 921 Understell: Modul med støttefunksjoner til boring (DSM) 1750 Tørrvekt kjellerdekk 4350 Boremodul, inkl. boretårn (DES) 1432 Total vekt overbygning 8467 Stålstruktur, inkl. stigerør, J-rør og gjennomføringer 6010 Pæler 3 850 Mørtel 250 Marin begroing 800-1200 Totalvekt understell (tørrvekt) 4 8310 3 Estimert vekt på den del av pælene som fjernes. 4 Basert på 1200 tonn marin begroing. 16

Figur 2-5. Jotun B overbygning (øverst) og understell (nederst). På sjøbunnen er det fire «mud mats» som gir understellet stabilitet mot havbunnen, samt forankring med pæler. Pælene blir kuttet under havbunnsnivå når de fjernes. 17

2.1.4 Rørledninger og kabler Installasjonene på Jotun er koblet sammen med 11 rørledninger og 2 kontrollkabler. Rørledninger og kabler som ligger på havbunnen er nedgravd. Fleksible stigerør og kabler mellom havbunnen og dreieskiven på Jotun A holdes flytende i vannsøylen via bøyesystemer og/eller oppdriftslegemer festet til stigerør/kabler. Jotun B og Jotun A er forbundet med en kontrollkabel og 7 fleksible rør (med tilhørende stigerør): 3 rørledninger for produsert olje, vann og gass fra Jotun B til Jotun A (kun en av disse er fortsatt i drift) 1 rørledning for test produksjon 1 rørledning for injeksjonsvann fra Jotun A til Jotun B 1 rørledning for gassløft fra Jotun A til Jotun B 1 rørledning for produsert vann (ikke i bruk) Den integrerte kontrollkabelen ivaretar transport av kjemikalier samt kraft og dataoverføring mellom Jotun B og Jotun A. Fra Ringhorne og Balder går følgende rørledninger med tilhørende stigerør til Jotun A: 1 gassrørledning fra Ringhorne 1 oljerørledning fra Ringhorne 1 gassrørledning fra Balder Fra Jotun A går det en gasseksportrørledning til Statpipe. En kontrollkabel følger stigerøret fra Jotun A til SSIV, som også er koblingspunktet for eksportrørledningen som går mellom SSIV og Jotun manifolden. Hver av de tre produksjonsrør fra Balder og Ringhorne kobles til de fleksible stigerørene via en manifold (PLEM- Pipe Line End Manifold). Rørledningene har anoder påmontert for å unngå korrosjon. Brønnstrømmen fra Jette sendes i rørledning til Jotun B og videre til Jotun A for prosessering og lasting. Produksjonsrør Rørledningene er nedgravd med ca. 0,5 m overdekning. Grad av overdekking ble verifisert etter legging og overvåkes regelmessig. Det er dokumentert at rørledningene ligger stabilt nedgravd. Dimensjoner på rørledningene er vist i tabell 2-3. De fleksible rørledningene går fra tilkoblingspunktet (tie-in) pål Jotun B til tilkoblingspunktet mellom rørledningene og fleksible stigerør som går til Jotun A dreieskiven. 18

Tabell 2-3. Produksjons- og eksportrørenes diameter og lengde Rørledning Diameter (tommer) Total lengde (m) Produksjonsrør (m) Lengde fleksible stigerør (m) Jotun B til Jotun A: Produksjon #1 12 1412 1035 377 Produksjon #2 12 1427 1046 381 Produksjon #3 12 1412 1035 377 Vanninjeksjon 10 1434 1054 380 Test 10 1362 985 377 Produsert vann 10 1363 985 378 Gassløft 6 1358 985 373 Jotun A til Jotun manifold: Gasseksport 6 9480 9110 370 Balder til Jotun A: Gasseksportrør 6 32 574 32 211 363 Ringhorne til Jotun A: Oljerørledning 12 24 609 24 245 364 Gassrørledning 8 24 498 24 135 363 Jotun A fleksible stigerør De fleksible stigerørene mellom Jotun B og Jotun A henger i en S-form ved 60 m vanndyp ved hjelp av 2 bøyer (ståltanker) som hver er forankret med to undervannsankre, ref. Figur 2-3. Stigerørsystemet er designet slik for å tåle bevegelsene til Jotun A over en levetid på 20 år. De fleksible stigerørene er festet i toppen av I-røret i Jotun A dreieskiven. I bunnen av I-røret passerer stigerøret gjennom en avstiver som er designet for å hindre for stor bøying av det fleksible røret umiddelbart under Jotun A. Hvert stigerør består av en fleksibel rørledning i stål med et beskyttende lag nylon. De tre stigerørene fra Ringhorne og Balder til Jotun A holdes flytende i vannsøylen ved hjelp av oppdriftslegemer som er festet langs hvert av stigerørene og videre er forankret til havbunnen, ref. Figur 2-3. Dimensjonen på stigerørene fremgår av tabell 2-3 Kontrollkabler Kontrollkabelen mellom Jotun A og Jotun B er en integrert kabel som inneholder slanger for overføring av: kjemikalier (kombinert avleiringshemmer og korrosjonshemmer) høyspentkabler for kraftoverføring til Jotun B fiberoptikk for kommunikasjon mellom de to installasjonene på Jotun 19

Kontrollkabelen er 1575 meter lang og har en statisk del som er nedgravd og en fleksibel del. Mellom Jotun A og SSIV-manifolden går en kontrollkabel for overføring av kraft og hydraulikkolje. Denne er ca. 370 meter lang. Fra Jotun B til Jette går det en kontrollkabel for kraftoverføring og overføring av kjemikalier (hydraulikkolje, korrosjons hemmer, MEG og avleiring hemmer). Denne omfattes ikke av denne konsekvensutredningen. I området inn mot Jotun B er samtlige rørledninger beskyttet med steinfylling. Det er i tillegg to mindre områder med steinfylling på den ene rørledningen mellom Jotun B og Jotun A, samt på gasseksportrørledningen ved tilkoblingsventilen ved Jotun A samt i området ved tilkoblingen til Statpipe (Gassled). 2.1.5 Gasseksportrørledningen Fra Jotun A går det et 370 meter langt fleksibelt stigerør til tilkoblingsventilen (SSIV-sub sea isolation valve) for gasseksportrørledningen. Gasseksportrørledningen er 9.1 km lang. En manifold inngår som en del av gasseksportrørledningen, se Figur 2-6. Den primære funksjonen til manifolden er å muliggjøre pigging av rørledningen. Videre er den tilrettelagt for en ny mulig fremtidig tilkobling til Statpipe. Både SSIV, manifolden og selve T-tilkoblingspunktet til Statpipe er innebygget i beskyttende stålstrukturer. Eksportrørledningen er belagt med tre lag polypropylen. Rørledningen er nedgravd med 1 meter overdekning. Tilkoblingspunktene til SSIV, manifold og Statpipe er beskyttet med stein/betongmatter. For å hindre korrosjon er det anoder på rørledningen og SSIV. Figur 2-6. Installasjoner på Jotun feltet. 20

Forberedelse til nedstengning 2.2 Forberedende arbeid knyttet til fjerning-/disponering av Jotun B ble startet i 2014 og er planlagt gjennomført innen 2018. 2.2.1 Fjerning av boretårn Som en forberedelse til plugging av brønner ble boretårnet fjernet fra Jotun B i 2015, se Figur 2-7. Metode for dette arbeidet var/er bit-for-bit fjerning. Boretårn Figur 2-7. Jotun B 2.2.2 Kartlegging av miljøfarlige stoffer på installasjonen Som en del av forberedelse til fjerning ble det i august 2015 utført en kartlegging av miljøfarlige stoffer på Jotun A og Jotun B (DNV-GL, 2015-b). Resultatene fra denne kartleggingen er presentert i kapittel 6.7.1. 2.2.3 Rengjøring Etter at all produksjon er stoppet og brønnene er plugget vil alle relevante systemer på Jotun A og Jotun B rengjøres i henhold til normal praksis før endelig sluttdisponering. Rengjøring av Jotun A er ikke planlagt enda, men her vil det ikke være mulig å reinjisere vaskevannet. 21

To av de tre produksjonsrørledningene mellom Jotun A og B ble tatt ut av drift henholdsvis i 2013 og 2015. Disse har historisk vært brukt til å lede brønnstrømmen fra Jotun B til Jotun A. I 2015 ble begge rørledningene spylt med vann til en oljekonsentrasjon på ca. 400 ppm. Volumet av olje er estimert til 40 kg i hver av rørledningene. Det planlegges ikke for at disse rørledningene skal åpnes for ytterligere rengjøring. Det er to produksjonsrørledninger for olje (Ringhorne til Jotun A, Jotun B til Jotun A) og fire rørledninger for gass (Ringhorne til Jotun A, Balder til Jotun A, Jotun A Gass Eksport, Jotun A/B Gas lift), som fremdeles er i drift. Disse vil også bli spylt med vann når produksjonen avsluttes. Oljerørledningen fra Ringhorne til Jotun A inneholder en del voksavleiring som vil forbli i rørledningen når den blir etterlatt. Eventuelle utslipp i forbindelse med rengjøring av rørledningene vil være underlagt en utslippstillatelse fra Miljødirektoratet og er ikke favnet av foreliggende konsekvensutredning. 2.2.4 Plugging av brønner En kampanje for plugging og etterlatelse av brønner er under utarbeidelse. Totalt omfatter programmet plugging av 22 brønner. Referansealternativet er bruk av en modulbasert borerigg (MDR). Arbeidet med plugging av brønner er planlagt til perioden 2016-2017. Plugging av brønner er ikke nærmere omhandlet i konsekvensutredningen, men vil være gjenstand for en samtykkeprosess. Figur 2-8. Eksempel på modulrigg. 22

Alternative disponeringsløsninger for Jotun-innretningene 2.3 I henhold til petroleumslovens bestemmelser for planlegging av avvikling og disponering av offshore innretninger, skal eierne vurdere muligheten for videre bruk innen petroleumsvirksomhet, annen bruk på stedet, hel eller delvis fjerning eller etterlatelse på feltet. 2.3.1 Gjenbruk Det er per i dag ikke identifisert muligheter for videre bruk av Jotun innretningene eller feltinterne rørledninger innen petroleumsvirksomheten andre steder, og dette vil ikke bli utredet videre. Et unntak er eksportrørledningen fra Jotun A til Statpipe, som alternativt vil kunne sammenkobles med gassrørledningen som nå går fra Balder til Jotun A. Jotun A er et produksjonsskip i god teknisk tilstand som vil være relativt enkelt å flytte, og som vil kunne gjenbrukes andre steder innenfor petroleumsvirksomheten i Norge eller i utlandet. Frem til endelig avslutningstidspunkt vil alternative bruksområder for Jotun A bli evaluert. Hittil er ingen innretninger som er avviklet i Norge funnet å være hensiktsmessige for annen bruk på stedet (for eksempel ombygging til kunstig rev). Det vurderes heller ikke som sannsynlig å gjenbruke Jotun innretningene til annen bruk på stedet, og dette vil ikke bli utredet videre. 2.3.2 Hel eller delvis fjerning eller etterlatelse på feltet 2.3.2.1 Jotun A og Jotun B Som beskrevet tidligere vurderes Jotun A for videre bruk innen petroleumsvirksomheten enten i Norge eller i utlandet. Rammebetingelsene, som gitt i internasjonale konvensjoner og retningslinjer (jf. kapittel 1.2.2), krever at stålinnretninger < 10.000 tonn må fjernes i sin helhet etter bruk. Eneste alternativ for Jotun B er således fjerning. Jotun B kan fjernes ved hjelp av konvensjonelle metoder, dvs. ved bruk av tungløftefartøy. Overbygningen er installert i to løft, og det vil bli vurdert om det vil være hensiktsmessig å reversere denne prosessen i forbindelse med fjerningsoperasjonene. Stålunderstellet vil også fjernes ved tungløft, enten i ett løft eller i flere seksjoner. Også alternative metoder for fjerning finnes, eller er under utvikling, for eksempel ved ettløftsfartøy. Forut for fjerning må pælene som forankrer understellet til havbunnen kuttes. 2.3.2.2 Rørledninger, stigerør og kabler Disponering av utrangerte rørledninger og kabler er omfattet av Stortingsmelding 47 (1999-2000). Som en generell regel kan rør og kabler etterlates når de ikke er til ulempe eller utgjør en risiko for bunnfiske, vurdert ut fra kostnadene med nedgraving, tildekking eller fjerning. I tråd med gjeldende praksis på sokkelen er således referansealternativet for nedgravde rørledninger, stigerør og kabler etterlatelse på feltet. Utredningsprogrammet la ikke opp til å utrede alternative disponeringsløsninger for nedgravde rørledninger, men for å imøtekomme høringskommentar fra fiskerihold, er også fjerning av rørledningene som ligger nedgravd blitt vurdert. 23

Fleksible stigerør og kabler mellom havbunnen og dreieskiven på Jotun A holdes flytende i vannsøylen via bøyesystemer og referansealternativet er å fjerne disse, med en vurdering av gjenbruksmuligheter. Utstyr som ikke kan gjenbrukes kan gjenvinnes/deponeres, og restavfall vil håndteres i henhold til normal avfallspraksis. Rørledninger/stigerør tømmes og rengjøres til et hensiktsmessig renhetsnivå før etterlatelse/fjerning. OED gjennomførte et treårig utredningsprogram (1996-99) av disponering av utrangerte rørledninger og kabler (OED 1999). Disse studiene konkluderte med at det generelt var små negative konsekvenser av å la rørledninger og kabler ligge igjen, såfremt det var gjort tiltak for at de skulle være tildekket, i forhold til kostnader og utslipp ved å fjerne dem. Etterlatte rørledninger har lang levetid i sjøbunnen før de går i oppløsning og det kan forventes å ta 300-500 år (OED 1999) til noen tusen år (DNV 1999). Eventuelle rester av hydrokarboner som ikke er nedbrutt, og tilførsler av forbindelser i selve rørene (og anoder), vil ha meget små og lokale effekter på miljøforholdene. Det er en mulighet for at etterlatte rør blir eksponert på sjøbunnen som følge av utvasking av sedimentene rundt. Det er imidlertid ikke forventet at dette vil skje på Jotun, da rørledninger som ikke er i drift ligger stabilt og overvåking gjennom driftsperioden viser at rørene ligger stabilt med ca 0,5 m overdekking. Normalt forblir slike rørledninger liggende tildekket i havbunnen. 2.3.2.3 Alternativ disponering; fjerning av nedgravde rørledninger Alternativet hvor også nedgravde rørledninger fjernes, vil ut over referansealternativet medføre fjerning av gasseksportrørledningen fra Jotun A til Jotun manifold inkludert et tilkoblingsrørstykke. Tilkoblingsrørstykket («spoolen») som kobler gasseksportrørledningen til Jotun manifolden ligger på havbunnen, men er overdekket med stein helt bort til overgangen hvor rørledningen er grøftet ned i havbunnen. I tillegg skal de 7 feltinterne rørledningene og kontrollkabel mellom Jotun A og Jotun B fjernes. De nedgravde rørledningene mellom Jotun A, Balder og Ringhorne er ikke omfattet av denne konsekvensutredningen. For å fjerne de nedgravde feltinterne rørledningene og kontrollkabelen vil det være nødvendig å fjerne en del stein og havbunnsediment for å komme til rørene. Dette vil gi økt fysisk forstyrrelse av sjøbunnen og sedimentasjon i nærområdet. Trolig vil fordypningen etter fjerning av røret gjenfylles naturlig slik at steindumping av grøften ikke er nødvendig. Et rørleggingsfartøy kan benyttes til å ta opp rørledningene. Arbeidsprosessen vil være en reversert installasjon, hvor en rørende hentes opp og rørledningen kveiles inn på en stor spole. Rørene kan senere kappes i passelige lengder. Gasseksportrørledningen fra Jotun A til Statpipe vil bli fjernet med samme metode som beskrevet for de fleksible produksjonsrørene og kontrollkablene. Rørledningen er 9 km lang og veier ca. 250 tonn. Rørledningen vil trolig bli kappet i passelig lengder på fartøyet for å lette den videre håndteringen. Det anses noe utfordrende å gjenvinne materialene i fleksible rørledningene, men dette vil bli vurdert nærmere dersom disse fjernes. Stålet i gasseksportrørledningen vil kunne smeltes om dersom den tas til land. 24

2.4 Anbefalt avviklingsløsning for Jotun innretningene Ut fra en totalvurdering, inkludert en kost-nytte vurdering, er følgende alternativer anbefalt for avviklingen av Jotun-feltet: Etter at brønnene er permanent plugget vil Jotun B bli tatt til land for opphugging og sluttdisponering Fleksible stigerør og kabler fjernes og tas til land, med en vurdering av gjenbruksmuligheter. Utstyr som ikke kan gjenbrukes kan gjenvinnes/deponeres, og restavfall vil håndteres i henhold til normal avfallspraksis. Jotun A fjernes fra Jotun-feltet med sikte på gjenbruk av installasjonen et annet sted på norsk sokkel eller i utlandet En kort bit av ankerkjettinger og anker pæler for Jotun A etterlates nedgravd og eventuelt dekket med stein Rørledninger som er nedgravd, dvs. rørledningene for produksjon (3), test (1), gassløft (1), produsert vann (1) og injeksjonsvann (1) mellom Jotun B og Jotun A samt gasseksportrørledningen fra Jotun A til Statpipe vil bli etterlatt og endestykker steindumpet Detaljer rundt den anbefalte avviklingsløsningen er gitt i de neste avsnittene. 2.4.1 Jotun B Som beskrevet tidligere må Jotun B fjernes dersom det ikke identifiseres gjenbruksløsninger på stedet. Dette følger av betingelsene i OSPAR beslutning 98/3 hvor en stålinnretning av denne størrelse må fjernes i sin helhet. Jotun B er designet for fjerning og kan fjernes ved konvensjonelle metoder (tungløftefartøy). Eiernes anbefaling er således at Jotun B tas til land for opphogging med påfølgende gjenbruk, gjenvinning og deponering av materialene. Flere forskjellige alternativer for fjerning av Jotun B har blitt evaluert. Disse evalueringene konkluderte med at overbygningen og stålunderstellet best og til lavest kost kan fjernes ved hjelp en av de følgende metoder/ fartøyer: Se figur 2.9 og 2.10 Tungløftfartøy Ettløftsfartøy 25

Figur 2-9. Tungløftefartøyer for fjerning av overbygning og understell Figur 2-10. Skisse av ettløftsfartøy for fjerning og transport av overbygning og understell En av de følgende metodene for fjerning av overbygning vil bli valgt ved bruk av tungløftfartøy og/ eller ettløftsfartøy: a) Reversert installasjon av overbygning (et løft hvor overbygning løftes og transporteres til land hengende i tungløftfartøyets kraner/ på dekk) b) De fire modulene fjernes enkeltvis og plasseres på dekket til tungløftfartøyet for transport til land c) Fjerning og transport til land av hele overbygningen som en enhet ved bruk av ettløftsfartøy til land (overbygning overføres til lekter nær land) Referansealternativet er fjerning av overbygning i ett løft ved hjelp av tungløftfartøy eller ettløftsfartøy. Videre omfatter referansealternativet transport av overbygning enten på dekket til tungløftfartøyet/ ettløftsfartøyet eller transportert hengende i kranene på tungløftfartøyet til mottaksanlegg for hogging 26

og sluttdisponering. Fordeler med et-løfts-alternativet er at løsninger krever lite forberedende arbeider offshore sammenlignet med «bit for bit fjerning» eller løfting/fjerning av modulene enkeltvis. Når det gjelder stålunderstellet vil en av de følgende metodene bli vurdert: a) Reversert installasjon av stålunderstellet i et løft og transport til land hengende i tungløftfartøyets kraner b) Stålunderstellet splittes horisontalt i to deler hvor hver del transporteres til land hengende i tungløftfartøyets kraner c) Stålunderstellet fjernes i et løft ved bruk av ettløftsfartøy og transporteres til land for overføring til lekter/ land Stålunderstellet på Jotun B er forankret i havbunnen med to pæler på hver plattformlegg, det vil si totalt åtte pæler. Ringrommet mellom pælene og pæleføringene har som en del av installeringen blitt fylt igjen med mørtel («grout») for overføring av krefter fra stålunderstellet til pælene/grunnen. Forut for fjerning må sand/silt inne i pælene fjernes slik at pælene kan kuttes under sjøbunnen (kuttes fra innsiden). Kutting av pæler fra utsiden vil kreve betydelige gravearbeider i havbunnen, og antas som en vesentlig dyrere løsning. Stålunderstellet inneholder strukturvann, det vil si vann tilsatt kjemikalie, med funksjon å gi innretningen stabilitet samt som passiv brannbeskyttelse. Referansealternativet innebærer at strukturvannet dreneres til sjø i forbindelse med fjerningsoperasjonen. Håndtering av strukturvann i forbindelse med fjerningsoperasjonen vil skje i henhold til tillatelse som må innhentes fra Miljødirektoratet. Som illustrert i figuren under er referansealternativet fjerning av stålunderstellet i et enkeltløft ved hjelp av tungløftfartøy eller ettløftsfartøy. Videre vil understellet, som nevnt, transporteres til land hengende i tungløftfartøyets to kraner eller ombord på ettløftsfartøy. Referansealternativet er basert på at «mud mattene» løftes med understellet. Det kan også være aktuelt å kutte understellet i to, som tidligere nevnt. Det forventes at noe sediment må mudres/flyttes som en del av fjerningsoperasjonen. Lokalt vil sedimentene bestå av en del borekaks sluppet ut fra tidligere boreoperasjoner på feltet. Borekaksen har vedheng av vannbasert borevæske og forventes å være lite forurenset og kan etterlates på stedet 5. Lav grad av kontaminering indikeres gjennom den regulære miljøovervåkingen som angir lave nivåer av hydrokarboner i sedimentene. Eksakt metode for fjerning av innretningen, og valg av kontraktør, vil avklares på et senere tidspunkt etter en anbudskonkurranse. Beskrivelsen av metode for forberedende arbeider, fjerning osv. er i hovedsak avklart for de aktuelle kontraktørene. Kun mindre endringer i utførelse er forventet som resultat av anbudsprosessen. 5 Det er krav om mer omfattende undersøkelser og vurdering av borekakshauger med oljebasert borevæsker/kaks før slike hauger kan etterlates (OSPAR 2006, OLF 2003), men dette er ikke relevant til situasjonen på Jotun for kun kaks fra boring med vannbasert borevæske er sluppet ut. 27

2.4.2 Rørledninger og stigerør Retningslinjer for disponering av utrangerte rørledninger og kabler på norsk kontinentalsokkel er gitt i Stortingsmelding nr. 47 (1999-2000). Normal praksis er at nedgravde rør og kabler etterlates, og at eksponerte rørledninger kan etterlates når de ikke er til ulempe eller utgjør en risiko for bunnfiske. 2.4.2.1 Produksjonsrør Produksjonsrørene på Jotun-feltet er nedgravd ca. 0,5 meter og gasseksportrørledningen er nedgravd med ca. 1 meter overdekning. Den anbefalte avviklingsløsningen innebærer etterlatelse av de nedgravde rørledningene på stedet med steintildekking av endestykkene. Steintildekking vil bli utført samlet etter at installasjoner og havbunnsutstyr er fjernet. Rørledningene det gjelder finnes innenfor sikkerhetssonen og de er således ikke eksponert for trålfiske før all aktivitet på feltet er avsluttet og sikkerhetssonen oppheves. 2.4.2.2 Stigerør og kabler De fleksible rørledningene kuttes nær koblingen til stigerørene på Jotun B. Kontrollkabelen, kuttes ved sjøbunnen, og fjernes enten med understellet eller løftes ut separat. De vertikale lederørene («conductors») fra brønnene fjernes enten ved hjelp av P&A enheten eller i forbindelse med fjerning av plattformen. Fjerning av de 11 fleksible stigerørene og 2 kontrollkablene som henger ut fra Jotun A kan gjøres med et offshore servicefartøy. Stigerørene og kabler frakobles fra Jotun A og senkes ned i vannet ved hjelp av vinsjene på skipet, hvor endestykket hentes opp av utstyr på servicefartøyet. Stigerør og kabler spoles inn på slangetromler på fartøyet. Langs stigerørene fra Balder og Ringhorne, samt stigerøret til gasseksportrørledningen, er det festet oppdriftslegemer som holder stigerørene flytende. Disse vil bli fjernet sammen med stigerørene. Produksjonsrørene og kontrollkabelen mellom Jotun A og Jotun B ble grøftet og overdekt under installasjon, og det ble lagt stein over tilkoblingspunkt til stigerørene til Jotun B. Disse vil bli etterlatt nedgravd, og endestykkene vil bli steindumpet. 2.4.3 Jotun A Etter fjerning av alle ankerlinene vil Jotun A bli slept til land med sikte på mulig gjenbruk. På det nåværende tidspunkt er det ikke identifisert konkrete gjenbruksmuligheter. Lisensen har leid inn FPSO en Jotun A fra PR Jotun DA (et datterselskap av Exxon Mobil), og Jotun A vil bli tilbakelevert til eier. Tidspunktet for fjerning av Jotun A avhenger av avtaler med andre lisenser som benytter denne. 2.4.4 Ankerkjettinger og pæler Operasjonen med å frigjøre Jotun A fra ankerkjettingene er væravhengig, og det er derfor anbefalt at ankerkjettingene frigjøres og legges ned på havbunnen fortløpende, for så å hentes opp etter at produksjonsskipet er fjernet fra feltet. Ankerpæler for fortøyningene blir etterlatt nede i sjøbunnen sammen med en kort bit av kjettingen. 28

2.4.5 Oppdriftsbøyer for stigerørene på Jotun A Som beskrevet tidligere ligger stigerørene fra Jotun B til Jotun A over to store metalbøyer som er forankret i klumpvekter på havbunnen. Klumpvektene står i en ramme som er pælet fast til sjøbunnen. Disse pælene blir kuttet under sjøbunnen og restene på sjøbunnen vil bli dekket med stein. Oppdriftsbøyene er ca. 8 meter lange, har en diameter på ca. 6 meter og veier ca. 120 tonn. Klumpvektene veier ca. 320 tonn hver. Klumpvektrammen er en selvstendig stålstruktur. Fjerning av klumpvekten gir tilgang til at de fire hjørnepælene kan kuttes og strukturen heises opp. Andre havbunnsinnretninger For hvert av de tre produksjonsrørene fra Ringhorne og Balder vil det være to ankere og en manifold (PLEM) som skal fjernes. Ankerene er festet til et klammerfeste rundt stigerørene som henger under Jotun A. Det ene ankeret er et sugeanker og holder stigerøret fast i vertikal retning mens det andre ankeret er et gravitasjonsanker og holder stigerøret fast i horisontal retning. Begge ankerene planlegges fjernet. De tre manifoldene (PLEM) som står i overgangen mellom stigerøret opp til Jotun A og den nedgravde delen av rørledningene skal fjernes. Manifoldene er ikke festet til sjøbunnen da de er beregnet til fritt å kunne bevege seg på sjøbunnen for å kunne oppta ekspansjon i rørledningene. Selve gasseksportrørledningen mellom Jotun SSIV og Jotun Manifold er nedgravd og vil bli etterlatt i sjøbunnen. Et tilkoblingsrørstykke mellom Statpipe og tilkoblingspunkt («Jotun Manifold») skal etterlates sammen med manifolden og dette kan eventuelt gjenbrukes. Tilkoblingsrørstykket («spoolen») mellom tilkoblingspunkt og gassrørledningen (jfr. Figur 2-6) samt tilkoblingsrørstykket mot SSIV og SSIV vil bli fjernet. Enden av rørledningen vil bli steindumpet. Stålstrukturene på gasseksportrørledningen med tilkoblingsventilen er ikke forankret og heller ikke overdekket. Disse vil bli fjernet til land. 2.4.6 Demontering og sluttdisponering Da produksjonsskipet Jotun A er innleid, og vil kunne benyttes videre på andre felt, vil mengde materialer som skal sluttdisponeres på land i hovedsak omfatte Jotun B (totalt 16 700 tonn). I tillegg kommer en mengde materialer (i hovedsak stål) fra fleksible stigerør/rør, ankerkjettinger og subsea strukturer etc. (totalt ca. 4 250 tonn). Etter ankomst til land vil Jotun B sikres, inspiseres og kartlegges. Farlig avfall eller enheter med HMSutfordringer vil normalt fjernes først. Eventuelt utstyr for salg vil identifiseres og sikres. Deretter vil selve demonteringsarbeidet starte. Generelle prinsipper som gjelder er å: Minimere arbeid i høyden. Hovedsakelig å benytte maskiner til mekanisk kutting, kun benytte varmkutting ved behov. Demontere/hogge i områder med tett dekke for å ha kontroll over væskestrømmer. 29

Ved de aktuelle anlegg på land er det etablert rutiner for materialsortering og avfallshåndtering. Det er høy fokus på å muliggjøre gjenbruk og gjenvinning, og de gjennomførte prosjekter har således oppnådd en betydelig gjenvinningsgrad. Samtidig er det viktig å understreke at regelverk og rutiner sikrer en ansvarlig håndtering og sluttdisponering av farlig avfall, hvor mottak for destruksjon/sluttbehandling deklareres og dokumentasjonen inngår i prosjektets miljøregnskap. Når overbygning, understell, stigerør og rørledninger løftes på land er disse gjenstand for en prosess for identifisering av materialstrømmer og korrekt håndtering, vurdering og avhending av materialer og avfallsstrømmer. Som et første steg i dette identifiseres og sikres farlig avfall. Miljøfarlige stoffer (som radioaktivt materiale, hydrokarboner eller tungmetaller) håndteres i henhold til anleggets rutiner og konsesjonsvilkår. Stålstrukturene kuttes deretter til håndterbare størrelser og sendes til godkjent smelteverk eller metallforhandler. Mulig gjenvinning av de ulike bestanddelene (plast og stål av ulik kvalitet) i de fleksible rørene vil være gjenstand for nærmere vurderinger etter fjerning. I prosjekter for avvikling og disponering av overflødige offshore petroleumsinnretninger legges prinsippene i avfallshierarkiet til grunn for avfallsstyringen, se prinsippskisse i Figur 2-11. Det legges derfor normalt inn betydelig innsats for å optimalisere avhendingsløsninger for de ulike avfallsstrømmer for å oppnå den beste miljøløsningen. De siste reviderte retningslinjene fra Norsk Olje og Gass om avfallsstyring fra offshorevirksomheten (093 NOROG, 2013) favner nå også enkelte avfallsstrømmer som er typiske for avviklingsaktivitet. 30

Unngå Unngå at avfall genereres eller oppstår Redusere Redusere avfall ved god avfallsstyring og materialsubstitusjon. Relevant til midlertidig materialbruk ved fjerning («temp. materials») Gjenbruk Direkte gjenbruk til opprinnelig formål Materialgjenvinning Materialgjenvinning for bruk i nye produkter (f.eks. omsmelting av metaller, bruk av betong som fyllmasse, osv.) Energigjenvinning Nyttiggjøre energi i avfallet, til varme eller el. Behandling Behandling for å fjerne den iboende miljøfaren / -utfordringen i avfallet Deponering Unngå miljøutfordringer ved kontrollert deponering av avfallet Figur 2-11. Avfallstrekanten sett i relasjon til avvikling og disponering av petroleumsinnretninger. 2.5 Miljøovervåking/opprydding Som en del av fjerningsoperasjonene på Jotun-feltet vil havbunnen undersøkes for skrot og eventuelt identifisert skrot vil bli fjernet. Videre vil det bli foretatt steindumping for å fylle ut eventuelle groper etter fjernede installasjoner og/eller utfylle manglende tildekking av etterlatte installasjoner. Operatøren vil sikre nødvendig dokumentasjon for at nedgraving/tildekking av etterlatte rørledninger/kabler er forsvarlig. I henhold til aktivitetsforskriftens 52 og 54 og retningslinjer for miljøovervåking etter avsluttet offshore virksomhet (M-300, 2015), vil det bli gjennomført to overvåkingsundersøkelser med tre års mellomrom etter at produksjonsfasen på Jotun er avsluttet. Behov for videre miljøovervåking av feltet etter den tid vil avklares med Miljødirektoratet basert på resultater fra forrige undersøkelse og eventuelle trender. 2.6 Tidsplan og kostnader for avviklingsarbeidet 2.6.1 Tidsplan for avviklingsarbeidet Tidligst tidspunkt for nedstenging av produksjonen på Jotun er 2019. Tabell 2-4 viser tentativ tidsplan for avviklingen av Jotun feltet. 31

Tabell 2-4. Tentativ tidsplan for avvikling av Jotun-feltet. Aktivitet Tidsplan Nedstengning /plugging av brønner 2016/2017 Avslutning av produksjon fra Jotunfeltet 2016 Rengjøring av Jotun B 2016-2017 Fjerning av Jotun B 2018-2020 Hogging og sluttdisponering av Jotun B 2018-2021 Fjerning av Jotun A 2020/2021 Nedgraving av rørledningsender/fjerning av skrot 2021 2.6.2 Kostnader ved avvikling De totale kostnader knyttet til anbefalt avviklingsløsning for Jotun-feltet er estimert til ca. 3-4 mrd. NOK, inkludert permanent plugging av brønnene (P&A). I anbefalt avviklingsløsning er det lagt opp til at nedgravde rørledninger etterlates i tråd med gjeldende regelverk og praksis på norsk sokkel. Dersom de nedgravde rørledningene skal fjernes vil det medføre en merkostnad på ca. 180 mill. NOK. Kostnadsestimatene er basert på erfaringsdata for tilsvarende operasjoner og hensyntatt lokale forhold. Inspeksjon før og etter gjennomføring av fjerningsoperasjonene er med i estimatet, men ikke kostnader ved eventuelle fremtidige inspeksjoner. 2.7 Nødvendige søknader og tillatelser I forbindelse med avviklingen av Jotun-feltet må ulike søknader og tillatelser innhentes fra norske myndigheter. Tabell 2-5 gir en oversikt disse. Listen er ikke nødvendigvis komplett og vil ferdigstilles i den videre planleggingen. 32

Tabell 2-5. Mulige søknader og tillatelser i forbindelse med avviklingen av Jotun-feltet. Søknad/tillatelse Gjeldende regelverk Ansvarlig myndighet Søknad om bruk av kjemikalier og Forurensningsloven 11 Miljødirektoratet eventuelle utslipp til sjø knyttet til (Statens strålevern for eventuelle rengjøring og avvikling til havs utslipp med radioaktive komponenter/avleiringer) Eventuell søknad om tillatelse til utslipp knyttet til tømming av rørledninger Eventuell søknad om tillatelse til utslipp av strukturvann Eventuell søknad om mudring i forbindelse med f.eks. kutting av stålpæler Forurensingsloven 11 Forurensingsloven 11 Forurensningsforskriften 22-6 Eventuell søknad om bruk av kuttesand Forurensningsforskriften 22-6 Søknad om samtykke før disponering av en innretning Søknad om tillatelse til å benytte farled til slep (hvor relevant) innenfor 12 nm fra grunnlinjen Søknad om tillatelse til eventuelle utslipp av lavradioaktive komponenter og håndtering av radioaktivt avfall /scaling. Styringsforskriften 25, 4.ledd bokstav d. Havne- og farvannsloven 13 Forskrift om forurensningslovens anvendelse på radioaktiv forurensning og radioaktivt avfall 4 Miljødirektoratet Miljødirektoratet Miljødirektoratet Miljødirektoratet Petroleumstilsynet Kystverket Statens strålevern 2.8 HMS-forhold ExxonMobils styringssystem «Operations Integrity Management System» (OIMS) danner det overordnede rammeverket for selskapets arbeid med sikkerhet, helse og miljø. OIMS stiller en rekke krav og forventninger til systematisk arbeid for å sikre den høyeste HMS standard i alle faser av selskapets aktiviteter. Arbeidet med sikkerhet, helse og miljø er definert som et linjeansvar i ExxonMobil, og er gitt høyeste prioritet. Planlegging og gjennomføring av fjerningsoperasjonene på Jotun-feltet vil bli gjennomført med den høyeste fokus på sikkerhet, helse og miljø. Den/de kontraktøren(e) som skal gjennomføre fjerningsoperasjonen, skal utarbeide egne HMS program som er i samsvar med ExxonMobils overordnede målsetning om null skader. Det vil videre bli avholdt møter med kontraktørene på ulike nivå i organisasjonen for å sikre at prosjektet gjennomføres med den høyeste fokus på sikkerhet, helse og miljø. 33

3 SAMMENFATNING AV HØRINGSUTTALELSER TIL PROGRAMFORSLAGET Et forslag til utredningsprogram for avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på Jotunfeltet ble 6. oktober 2014 sent på offentlig høring til relevante høringsinstanser. Høringsfristen ble satt til 12 uker. Utredningsprogrammet ble sent ut til totalt 59 instanser og det ble mottatt kommentarer fra følgende 13 instanser: Norges Fiskarlag Fiskeridirektoratet Statens strålevern Miljødirektoratet NAV Arbeidstilsynet Forsvarsbygg Stavanger kommune Klima- og miljødepartementet Arbeids- og sosialdepartementet og Petroleumstilsynet (Ptil) NVE Havforskningsinstituttet Riksantikvaren Nedenfor følger en oppsummering av de mottatte høringsuttalelsene med ExxonMobils vurdering av hvordan kommentarene kan bli ivaretatt i konsekvensutredningen. Tabell 3-1. Innkomne høringskommentarer til programforslaget. Innkomne kommentarer til forslag til program for konsekvensutredning (datert) ExxonMobils vurdering av kommentaren 1. Norges Fiskarlag (30.12.2014) Norges Fiskarlag viser til en høringskommentar Fiskeslaget tidligere har sendt i forbindelse med høring av rapport vedrørende avvikling av utrangerte offshoreinnretninger i 2010 hvor blant annet risiko for «spøkelsesfiske» omtales. Norges Fiskarlag krever at det legges opp til fjerning av rørledninger på Jotunfeltet selv om det krever at dagens praksis endres. I KU vil en vurdere konsekvenser for de ulike disponeringsløsningene i forhold til utøvelse av fiskeri med relevante redskaper, samt risiko for fasthekting. Kommentaren tas til orientering. Basert på kommentaren vil en i KU utrede et alternativ med fjerning av rørledninger, stigerør og kabler, inkludert forventede konsekvenser og kostnader. Dette vil bli utredet basert på 34

Innkomne kommentarer til forslag til program for konsekvensutredning (datert) ExxonMobils vurdering av kommentaren tilgjengelig kunnskap og studier som vil bli presentert i KU. Dersom det ikke er lagt opp til permanent plugging av brønner krever Norges Fiskarlag at dette inntas som en del av KU, og at det også redegjøres for miljøkonsekvenser som kan oppstå på et senere tidspunkt. Brønnene på Jotun vil plugges permanent og etterlates i henhold til beste industripraksis og norsk regelverk. Plugging av brønner vil ikke omhandles i KU for avvikling da slik aktivitet vil bli ivaretatt gjennom annet regelverk og prosesser. 2. Fiskeridirektoratet (5.1.2015) Fiskeridirektoratet ser positivt på at Jotun A kan gjenbrukes og at Jotun B kan fjernes i sin helhet. Fiskeridirektoratet er på generelt grunnlag skeptisk til dagens praksis, hvor rørledninger blir etterlatt etter avvikling av feltene. Etterlatte rørledninger vil over tid kunne skape heftelser for fiske med bunnredskaper, og kan også være en fare for fartøyets sikkerhet, selv om rørledningene opprinnelig var nedgravd eller på andre måter gjort overtrålbare. Kommentaren tas til orientering. Direktoratets syn på norsk praksis for disponering av rørledninger tas til orientering. Fiskeridirektoratet ber om fjerning av rørledninger m.v. utredes. Fiskeridirektoratet mener at forurenset borekaks tas opp og blir transportert til land. ExxonMobil tar kommentaren til etterretning og vil, basert på tilgjengelig kunnskap og studier, utrede fjerning og etterlatelse av rørledninger, inkludert forventede konsekvenser og kostnader forbundet med alternativene. Det har ikke vært utslipp av oljebasert borevæske på Jotun og det forventes ikke å være større ansamlinger av borekaks under Jotun B innretningen, eller på feltet for øvrig. Miljøkonsekvenser ved etterlatelse av borekaks fra boring med vannbasert borevæske er generelt vurdert som «ikke-signifikante» (ref OLFs veiledning for karakterisering av borekaks 35

Innkomne kommentarer til forslag til program for konsekvensutredning (datert) ExxonMobils vurdering av kommentaren hauger (2003)), og normal praksis er at slik borekaks etterlates på feltet. Anbefalingen er i henhold til OSPARs anbefaling 2006/5, BAT prinsippet og norsk bransjepraksis for disponering av vannbasert borekaks ved feltavvikling. Forholdet vil adresseres nærmere i KU. Fiskeridirektoratet påpeker at fisket er en dynamisk aktivitet og vil variere alt etter fiskens vandringsmønster og de til enhver tid gjeldende reguleringer. På sikt kan dette føre til en økende fiskeriaktivitet inn i området. Fiskeridirektoratet ser positivt på at overflateinnretninger og den delen av tilknytningssystemet som holdes flytende i vannsøylen fjernes i sin helhet. Kommentaren tas til orientering. Data for flere år vil legges til grunn i vurderingene, og en vil her også se på historiske data fra KU ved utbygging for å få med variasjoner over tid. Kommentaren tas til orientering. 3. Statens strålevern (1.12.2014) Strålevernet minner om viktigheten av en grundig kartlegging av eventuelle forekomster av radioaktive stoffer i form av avleiringer eller andre typer forurensing før arbeidet med demonteringen av innretningene offshore, transport og opphogging på land starter. Kartlegging av eventuelle forekomster av lavradioaktive avleiringer vil bli gjennomført i planleggingsfasen, når dette er praktisk mulig, og før opphoggingen starter. Nødvendige tiltak for beskyttelse av miljøet og mennesker må iverksettes i forbindelse med arbeidet. ExxonMobil vil gjennomføre tiltak som til en hver tid ivaretar beskyttelse av miljø og mennesker under hele operasjonen. Strålevernet minner om at utslipp av radioaktive stoffer i forbindelse med rengjøringsarbeid om bord krever en egen tillatelse, samt at kravet til bruk av BAT også gjelder i forbindelse med valg av løsninger for avvikling og disponering av innretningene på Jotun-feltet og arbeider som skal utføres i sammenheng med dette. I tilfelle av eventuelle planlagte utslipp under rengjøringsarbeidet vil det sendes søknad om tillatelse for dette i henhold til regelverket. ExxonMobil bekrefter at BAT prinsippet vil ligge til grunn i forbindelse med valg av løsninger for avvikling og disponering av innretningene og 36

Innkomne kommentarer til forslag til program for konsekvensutredning (datert) ExxonMobils vurdering av kommentaren arbeider som skal utføres i sammenheng med dette. 4. Miljødirektoratet (3.12.2014) Miljødirektoratet mener opplegget for gjennomføring av utredninger og grunnlagsdokumentasjon i KU er godt, men ønsker å få belyst følgende punkter grundigere i KU: Beskrivelse av hvor og når plattformbeina kuttes Beskrivelse av hva som skal gjøres med marin begroing Beskrivelse av opplegg for miljøovervåking etter fjerning en vil gi en beskrivelse av mulige metoder for fjerning av stålunderstellet på Jotun B, inkludert alternative kuttemetoder og alternative metoder for håndtering av marin begroing. Tidspunkt for fjerning av stålunderstellet vil være innenfor en ramme som sikrer gode løsninger for fjerning og sluttdisponering. Oppdatert tidsplan vil inngå i KU. Kontrakter vil utarbeides på en slik måte at gode miljøløsninger sikres. Da kontrakt(er) for fjerning/sanering vil tildeles på et senere tidspunkt vil imidlertid ikke alle detaljer være på plass når KU sendes inn, men vil studeres videre som en del av kontraktøren(es) engineeringsarbeid. Beskrivelse av eventuelle forsikringsordninger/finansielle sikkerhetsstillelser som kan være aktuelle ifm. avviklingen Etter at produksjonsfasen på Jotun er avsluttet vil det gjennomføres to overvåkingsundersøkelser med tre års mellomrom. Behov for videre overvåking av feltet vil avklares med Miljødirektoratet og presenteres i KU. Operatøren vil gjennom kontraktsformuleringer sikre forsvarlige prosedyrer for avfallshåndtering og sluttbehandling/deponering av miljøfarlige stoffer ihht. avfallshierarkiet og BAT prinsippet. 6 6 Når det gjelder finansielle sikkerhetsstillelser i forhold til at mottaksanlegg skal kunne behandle mottatt avfall, er dette sikret gjennom skjerpede krav som ble innført i avfallsregleverket i 2015, med ikrafttredelse 1.1.2016. 37

Innkomne kommentarer til forslag til program for konsekvensutredning (datert) ExxonMobils vurdering av kommentaren 5. NAV (15.10.2014) Ingen merknader Kommentaren tas til orientering 6. Arbeidstilsynet (23.10.2014) Ingen merknader Kommentaren tas til orientering 7. Forsvarsbygg (25.11.2014) Ingen merknader Kommentaren tas til orientering 8. Stavanger kommune (2.12.2014) Ingen merknader Kommentaren tas til orientering 9. Klima- og miljødepartementet (17.12.2014) Viser til høringsuttalelsene fra Miljødirektoratet og Statens Strålevern, og har ingen øvrige merknader. 10. Arbeids- og sosialdepartementet og Petroleumstilsynet (Ptil) (5.1.2015) Ptil har ingen kommentar til KU programmet, men bemerker at Ptil vil følge opp KU program når avslutningsplanen for feltet forelegges myndighetene. Kommentaren tas til orientering Kommentaren tas til orientering. 11. NVE (5.1.2015) Ingen merknader Kommentaren tas til orientering 12. Havforskningsinstituttet (5.1.2015) Ingen merknader Kommentaren tas til orientering 13. Riksantikvaren (19.12.2014) Riksantikvaren opplyser om kulturminneplanen for petroleumssektoren. I denne er det en prioriteringsliste over felt som industrien, fagmyndighetene og Riksantikvaren definerer som de mest interessante kulturminner fra petroleumsvirksomheten med A som høyeste og D som laveste prioritet. Jotunfeltet er i denne sammenheng gitt prioritet B, altså nest høyeste Operatøren merker seg at Jotun er gitt prioritering B i kulturminneplanen. 38

Innkomne kommentarer til forslag til program for konsekvensutredning (datert) ExxonMobils vurdering av kommentaren prioritet. Operatøren må ta kontakt med Norsk oljemuseum for å avklare om det skal gjennomføres dokumentasjon i forbindelse med avslutningen av anleggene. Det bør vurderes om dette skal omtales i konsekvensutredningen. Riksantikvaren understreker at en tilfredsstillende kartlegging av eventuelle skipsfunn i forbindelse med avvikling av anlegg knyttet til utvinning av olje og gass forutsetter gode rutiner for rapportering mellom kulturminneforvaltningen og oljeindustrien. Det anses som hensiktsmessig at kulturminneforvaltningen kobles inn tidlig ved planlegging av eventuelle surveys, og at eventuelle surveys samkjøres med kulturminneforvaltningen. Operatøren bekrefter at Norsk Oljemuseum vil bli kontaktet på et senere tidspunkt for å sikre dem ønskelig dokumentasjon fra Jotun. Operatørens planer om videre dialog med kulturminnemyndighetene vil omtales i konsekvensutredningen. Kommentaren tas til orientering. Videre gjøres det oppmerksom på at finner av skipsfunn plikter å melde disse til vedkommende myndighet jf. Kulturminnelovens 14 tredje ledd. Kommentaren tas til orientering. 39

4 METODER FOR UTREDNINGSARBEIDET 4.1 Metode for konsekvensutredning Metoden for konsekvensutredning som benyttes er i henhold til OLF håndbok for konsekvensutredning ved avvikling (DNV, 2001). Denne metoden er «industristandard» i Norge og er benyttet for en rekke felt og innretninger på norsk og britisk sokkel. Hensikten med metoden er i hovedsak å bedre kommunikasjonen av ikke-kvantifiserbare konsekvenser. Samtidig sørger metoden for en ensartet vurdering av ulike aspekter og tema, hvor tilhørende dokumentasjon skal være transparent og etterrettelig. Dette skal også motvirke den subjektivitet, og dokumentere faglig skjønn, som kan forekomme i vurderingene. Metoden benytter en todelt skala hvor steg én er å vurdere et område/resipient eller ressurs sin sårbarhet eller verdi, sett i forhold til den aktuelle påvirkning eller aktivitet. Denne vurderingen skal så langt som mulig baseres på litteratur eller omforent fagkunnskap, og vurderinger og vektlegging som gjøres skal dokumenteres. I steg to vurderes omfang av effekter på et område/resipient eller ressurs som følge av den aktuelle påvirkning eller aktivitet. Herunder inngår vurdering av type påvirkning, omfang og varighet av påvirkning/effekt, restitusjonstid, kumulative effekter osv. Sammenstilt i en matriseform, som vist i Figur 4-1, angir dette da forenklet sett konsekvenspotensialet. De faglige vurderingene er likevel det viktige, og metoden skal primært forenkle kommunikasjon av resultater. Et tillegg som er videreutviklet og benyttet i senere tid er en funksjon for angivelse av usikkerhet. Dette er også tatt inn i foreliggende utredning. Usikkerhet angis ved at sirkelen som angir konsekvenspotensiale trekkes horisontalt ved usikkerhet om områdets/ressursens sårbarhet eller verdi, og trekkes i vertikal retning ved usikkerhet omkring effektpotensial. En liten sirkel angir således lav usikkerhet, mens en oval angir varierende grad av usikkerhet. Et eksempel er vist i Figur 4-1. Er usikkerheten for stor vil konsekvens ikke kunne vurderes, og mer kunnskap vil måtte fremskaffes. 40

Figur 4-1. Matrise for presentasjon av ikke-kvantifiserbare konsekvenser. Sirklene A og B angir henholdsvis (A) en liten negativ konsekvens med liten usikkerhet og (B) en liten til stor negativ konsekvens som det er knyttet betydelig usikkerhet til omfang av. Verdien eller sårbarheten til det som påvirkes er lav i tilfelle A, og vurdert til å være middels til høy i B. 4.2 Erfaringer fra gjennomførte avviklingsprosjekter Første avviklingsprosjekt i Norge var Nordøst-Frigg som ble fjernet sommeren 1996, og senere på 90- tallet fulgte flere satellittfelt tilknyttet Frigg, inkludert Odin. På 2000-tallet er det imidlertid bygget opp betydelig med erfaringer fra avviklings- og fjerningsprosjekter, i hovedsak knyttet til Frigg- og Ekofisk I-feltene. Erfaringsdata benyttet i foreliggende KU er basert på informasjon fra andre operatører der dette er tilgjengelig (for eksempel Moltu og Aavik, 2010 (om energibruk og CO 2 -utslipp) og Nesse og Moltu, 2012 (erfaringsbasert sammenligning mot antatte virkninger i konsekvensutredningen for Frigg). 4.3 Tematisk gjennomgang av forutsetninger og tilnærming 4.3.1 Utslipp til luft og energi De fleste konsekvensutredninger for avvikling baseres på en retningslinje utgitt av Institute of Petroleum, London, (IOP 2000) for beregning av energi og utslipp til luft ved avvikling. Grunnlaget for beregninger er i tillegg innretningsspesifikke tekniske mulighetsstudier, antatte varigheter av operasjoner, samt standard beregningsfaktorer. Metoden anbefales også i Håndboka for konsekvensutredning (DNV, 2001). Sistnevnte påpeker at en må påregne 30-40 % usikkerhet i beregningene basert på datamaterialet alene. Senere etterprøvingsstudier har vist at usikkerheten knyttet til metode for fjerning, samt varigheten av de marine operasjonene, langt kan overgå en slik usikkerhet (Nesse og Moltu, 2012). Usikkerheten er 41

likevel relativt lik mellom alternativer, og metoden egner seg derfor for sammenligning der det finnes flere alternative disponeringsløsninger. IOP (2000) legger til grunn et livsløpsperspektiv, med fjerning og demontering inntil endelig disponering av materialet, og inkludert erstatningsenergi dersom gjenvinnbare materialer ikke gjenvinnes. I foreliggende studie benyttes metodikken fra IOP og datagrunnlag fra Jotun-spesifikke mulighetsstudier, men hvor det også sammenlignes med erfaringer fra faktisk gjennomførte fjerningsprosjekter for å redusere usikkerheten i estimatene. 4.3.2 Planlagte utslipp til sjø eller grunn Relevante problemstillinger er knyttet til: Rengjøringsaktiviteter (prosessanlegg, tanker, rørledninger) forut for fjerning/disponering Utslipp av strukturvann fra stålunderstell på Jotun B Eventuelt utslipp av kuttesand ved kutteoperasjoner under vann (avhengig av metode) Behandling av forurenset vann på landanlegg I de ulike aktivitetene på innretning, fartøyer og knyttet til maskinbruk benyttes også en mindre mengde kjemikalier, men som kan favne en rekke ulike typer (vaskemidler, smøreoljer, lut, osv.). Basert på erfaringene fra tidligere prosjekter kan det antas et begrenset kjemikalieforbruk, hvorav det aller meste er relatert til aktivitetene på land. Regulære utslipp fra fartøyer (kjølevann, sanitær- og avløpsvann, osv.) er regulert gjennom internasjonale bestemmelser (MARPOL), generelt antatt å ha lavt konsekvenspotensial i åpne havområder, og er normalt ikke vektlagt i denne type konsekvensutredninger. Vurdering av konsekvenser gjøres ved å studere de aktuelle utslippene (type, mengde, tidspunkt/varighet, giftighet, bestandighet, osv.) sett i forhold til aktuell resipient og dennes naturressurser. Vannresipienten i Jotunområdet har god sirkulasjon og god kvalitet. For vannresipient tilknyttet et anlegg for demontering av innretninger på land kan det ikke konkluderes med «verdi/sårbarhet», da det ikke er kjent hvilket anlegg som skal benyttes. Gjennom de senere år er det forbedret kapasitet på anleggene for oppsamling og rensing/kontroll av vannstrømmer, herunder økt omfang av tett dekke på flere anlegg. Basert på kunnskap om eksisterende anlegg i Norge, kan det legges til grunn en «lav-middels» verdi/sårbarhet for konsekvensvurderingene basert på resipientenes kvalitet, vannutskiftning og tilstedeværende naturressurser. For anleggene på land legger konsesjonene også gjerne krav om miljøovervåking av resipienter. 4.3.3 Fysiske konsekvenser på habitater Relevante problemstillinger er: Gravearbeider i havbunnen knyttet til fjerning av stålunderstell av Jotun B Gravearbeider i havbunnen knyttet til fjerning/etterlatelse av rørledninger og manifolder Fysisk påvirkning av havbunnen ved fjerning av Jotun A sine fortøyninger Fysisk påvirkning ved fjerning av fortøyninger til stigerør 42

Tildekking med stein Eventuell bruk av kuttesand Overflaten til sjøbunnen i området består av finkornet sediment med en bunnfauna som har en vid utbredelse. I forhold til de planlagte aktivitetene anses verdi/sårbarhet av habitatet lokalt som «lav». Fysiske miljøkonsekvenser forventes ikke ved etablerte anlegg for demontering på land. 4.3.4 Estetiske- / nærmiljøvirkninger Relevante problemstillinger er: Støy knyttet til fartøyaktiviteter, løfting, kutting og material-/avfallshåndtering Støvflukt Lukt knyttet til nedbryting av marin begroing Visuell forstyrrelse, herunder også lys For aktiviteter til havs, vil relevante forhold ivaretas gjennom HMS-regelverket (designkrav, verneutstyr osv.), og vurderinger gjort i denne utredningen er knyttet mot tredje parter i forhold til aktiviteter på og ved landanlegg for demontering. Siden det ikke er avklart hvilket anlegg som skal benyttes, vil vurderingene gjøres på et noe generelt grunnlag. Basert på erfaringer fra flere demonteringsprosjekter i Norge gjennom de siste 10-15 år, er det grunnlag for å hevde en viss forskjell i konfliktpotensial mellom de ulike anleggene og estetiske virkninger. Basert på kunnskap om eksisterende anlegg i Norge, kan det legges til grunn en «lav-middels» verdi/sårbarhet for konsekvensvurderingene basert på lokale forhold ved anleggene (omfang av og avstand til bosetning, rekreasjonsområder, osv.). Ved de ulike anleggene har det vært betydelig fokus på å implementere tiltak for å begrense eventuelle lokale virkninger. Enkelte er kortfattet omtalt under: Støy er omfattet av anleggene sine konsesjoner og angir nivåer for akseptabel støy samt tidsbegrensninger. Fartøy som ankommer utenfor «normal tid» kan bryte grensene og må styres. Støvflukt var tidligere ikke ventet som et problem knyttet til demontering av stålinnretninger, men erfaringer tilsier at en del rust- og partikler oppstår ved hogging, og kan gi noe støvflukt. Rutiner med vanning og/eller regelmessig feiing er derfor innført. Marin begroing som brytes ned kan gi meget sjenerende lukt. Fokus er derfor på å ivareta dette så hurtig og effektivt som mulig ved ankomst land (etter eksponering mot luft). Siden anleggene som benyttes til demontering er industriområder, er normalt ikke det visuelle ved inntak av fartøy og utrangerte innretninger tillagt stor betydning. Lys på anlegg (og fra fartøyer ved kai) kan imidlertid oppfattes sjenerende, og omfattes normalt av anleggets konsesjon. 4.3.5 Avfallsstyring og ressursbruk Basert på erfaringer fra fjerning av innretninger på blant annet Frigg- og Ekofisk I-feltene, kan en anta en anslagsvis materialfordeling for henholdsvis overbygning og understell på Jotun B. Hvordan materialer 43

kategoriseres og sorteres kan variere basert på kontraktsmessige definisjoner og fjernings- og hoggemetode. Figur 4-2 viser at omkring 88 % av en overbygning kan antas å være metaller, hvorav stål utgjør det meste. Avhengig av alder på innretning og materialer som er benyttet vil en viss andel være farlig avfall. Av «ikke-metaller» er isolasjonsmaterialer og gjerne noe betong hovedtypene, men her kan også inngå noe trevirke og plaststoffer. I kategori «annet» kan inngå usortert avfall eller ulike typer avfall i mindre mengder, og også oppsop fra hoggelokaliteten (som eventuelt ikke inngår som farlig avfall). Elektrisk og elektronisk avfall er diverse elektrisk utstyr, styringspaneler, kabler osv. Materialfordeling - overbygning 3,0 1,4 3,7 4,3 Metaller Ikke-metaller Elektrisk og elektronisk avfall Farlig avfall Annet 87,7 Figur 4-2. Fordeling av materialer (%)i ulike kategorier - overbygning. Erfaringer fra hogging av overbygninger viser at over 80 % av det fjernede materialet blir gjenvunnet, en varierende andel gjenbrukes, noe kan energigjenvinnes, mens om lag 2-3 % går til destruksjon og/eller deponi. Erfaringene fra Frigg (Nesse og Moltu, 2012) viser at en stor andel av farlig avfall kan energigjenvinnes og/eller destrueres, mens en viss andel også kan gjenvinnes. Stålunderstell består naturligvis i stor grad av metall (stål og anoder (aluminium)), men det følger gjerne også med en del betongrester (fra pæleføringene), samt marin begroing (Figur 4-3). Farlig avfall kan her være knyttet til eventuell bruk av kuttesand og oppsop fra hoggelokaliteten, og utgjør normalt en liten andel. Anoder på stålunderstellene går normalt til metallgjenvinning. 44

0,1 1,9 1,7 9,6 Materialfordeling - stålunderstell Metaller Ikke-metaller Elektrisk og elektronisk avfall Farlig avfall 86,7 Annet Figur 4-3. Fordeling av materialer (%) i ulike kategorier - stålunderstell. 4.3.6 Forsøpling Forsøpling vil unngås ved å etablere gode rutiner for undersøkelse og fjerning av skrot, samt verifikasjon etter endt disponering. Dette beskrives og vurderes basert på erfaringer fra andre feltavslutninger. 4.3.7 Uplanlagte utslipp til sjø Når avviklingsarbeidet starter er brønner plugget og tanker, prosessutstyr og rør rengjort. Det er derfor begrenset konsekvenspotensial knyttet til uplanlagte utslipp av olje og/eller kjemikalier. Erfaringene fra fjerningsarbeidet på andre felt viser en lav hyppighet av utslipp, og hvor volumet av hvert utslipp er meget begrenset. Tidligere utslipp har i all hovedsak vært knyttet til hydraulikksystemer (hydraulikkolje) og mindre dieselutslipp. Sannsynligheten for mer alvorlige hendelser med involverte fartøy (kollisjoner mellom fartøy og produserende innretning, eller mellom fartøyer) er meget lav og ivaretas av feltets risikoanalyser, og vurderes ikke nærmere i denne konsekvensutredningen. 4.3.8 Konsekvenser for fiskeri Virkninger på fiskeri vurderes basert på type og omfang av fiskeri, fangststatistikk og fartøysporing for et relevant utvalg av år. Dette vurderes i forhold til planlagte aktiviteter (anleggsfase) og alternative disponeringsløsninger. Aktuelle typer av virkninger omtales normalt som operasjonelle ulemper og arealbeslag, hvor sistnevnte normalt er av lengre varighet eller permanent karakter. Ved avvikling kan resultatet av disponeringsarbeidet være frigjøring av areal, som vurderes som en positiv konsekvens for utøvelse av fiskerivirksomhet. 45

5 STATUSBESKRIVELSE AV NATURRESSURSER OG MILJØTILSTAND I OMRÅDET 5.1 Meteorologi og oseanografi Vannmassene i Nordsjøen består av en blanding av atlantisk vann og kystvann (Figur 5-1). Vann fra Atlanterhavet strømmer i hovedsak inn i Nordsjøen fra Norskehavet, men en liten del strømmer også inn sørfra, via Den engelske kanal. Det atlantiske vannet har høy saltholdighet og beveger seg i den vestre delen av Norskerenna. Kystvannet fører med seg brakkvann fra Østersjøen og ferskvann fra land, og har lavere saltholdighet. Figur 5-1. Strømsystemer i Nordsjøen og Skagerrak (Kilde: Metocean). Den dominerende vindretningen i Nordsjøen (58-62 N) er fra sør og sørvest om vinteren, med et økende innslag av nordlige vinder i sommerhalvåret. I området hvor Jotun-feltet er plassert ligger 46

vindhastighetene på 10-10,5 m/s (Figur 5-2) (NVE, 2010). Den mildere signifikante bølgehøyden ved Jotun-feltet er 2,25-2,5 m (Figur 5-2) (NVE, 2010). Figur 5-2. Årsmiddelverdi (m/s) i 100 meters høyde og mildere signifikant bølgehøyde (m) for Nordsjøen (Kilde: NVE, 2010). 5.2 Plankton Plankton deles inn i to grupper; planteplankton og dyreplankton. Planteplankton lever i de øverste 30-50 m av vannmassene og får energi fra fotosyntesen. Dyreplankton består av encellede organismer, små krepsdyr, samt egg og larver fra større dyr. Disse utgjør et viktig næringsgrunnlag for flere kommersielle fiskearter, marine pattedyr og sjøfugl. Viktige arter er raudåte, krill og amfipoder. Den vanligste hoppekrepsen nord i Nordsjøen er raudåte som er svært viktig for dyreplanktonspisende fisk. 5.3 Bunnforhold 5.3.1 Sediment og bunnfauna Overflaten til sjøbunnen på Jotun-feltet består av finkornet sediment (bløtbunn) med en høy andel finkornet sand. På linje med andre petroleumsfelt på norsk sokkel blir miljøforholdene i sjøbunnen på Jotun undersøkt hvert tredje år. Siste innsamling ble gjort i 2015 (DNV GL 2015-a), men resultatene vil ikke være ferdig rapportert før i 2016. Sjøbunnen undersøkes ved Jotun B gjennom den regulære miljøovervåkingen (se kapittel 5.3.4), der det har vært utslipp fra boring, og det er ikke tatt prøver i samme omfang ved Jotun A hvor det er utslipp av renset produsert vann. De nærmeste stasjonene er lokalisert 250 m fra Jotun B. I 2012 og 2015 ble det tatt prøver til kjemiske analyser og siste gang det ble innsamlet faunaprøver var i 2009 (UniResearch 2010). 47

Det er børstemarker som var de mest tallrike artene (44 % av alle artene) og som også var flest i antall (60 %). Krepsdyr var den nest mest utbredte dyregruppen (UniResearch 2010). I gjennomsnitt ble det identifisert 129 arter og 1528 individer per 0,5 m 2 på stasjonene ved Jotun. Artsmangfoldet var høyt og faunasammensetningen lignet det som ellers ble identifisert i området. Det høye artsmangfoldet og lavt innhold av hydrokarboner i sedimentet indikerer at driften og utslippene har hatt en ubetydelig innvirkning på miljøkvaliteten ved prøvestasjonene. 5.3.2 Koraller Det er ikke identifisert naturlig forekommende korallrev i området som Jotun er lokalisert i, slike finnes spredt i kystonen langs Norskekysten. Det er ikke registrert naturlige korallrev på sokkelområdet i Nordsjøen eller i Skagerrak, men det er registrert korallkolonier på plattformbein i sentrale deler av Nordsjøen. Forekomst av korallrev ved Jotun er ikke sannsynlig da havbunnen er dekket av sand, og larvene til kaldtvannskorallen trenger hardt substrat for å etablere seg (Ottersen et al., 2010). 5.3.3 Pockmarks Det er observert pockmarks i blokk 25/7 hvor Jotun er lokalisert (Hovland et al., 1987). Siden de områder som fysisk vil berøres av avviklingsaktivitetene på Jotun-feltet allerede er utbygd/berørt, forventes det ingen ytterligere konsekvenser på eventuelle pockmarks. Pockmarks er fordypninger i sjøbunnen som oppstår ved at naturlig gass og/eller væske lekker ut av lommer under havbunnen, enten ved en sakte utsiving av gass/væske eller ved plutselige utblåsninger. Gassen/væsken virvler opp finkornede sedimenter som føres bort av havstrømmer og gropene dannes. Aktive pockmarks inneholder karbonat-sedimenter (aragonitt og kalsitt) som sannsynligvis er dannet ved bakteriell nedbrytning av utstrømmende metan. Disse sedimentene utgjør et viktig habitat for bunnlevende organismer. Utsivingen av gass gir også et næringsgrunnlag for mange organismer og gropene er ofte preget av høy biologisk aktivitet. 5.3.4 Borekaks og miljøovervåking Borekaks er masse som er boret ut av grunnen ned mot reservoaret og har vedheng av borevæske som er benyttet til boringen. Utslippene av borekaks fra boring på Jotun B stammer fra boring med vannbasert væske. Når det er benyttet oljebasert borevæske (fordi det kreves av boretekniske årsaker), er borekaksen injisert i berggrunnen. Kaks fra boring med vannbasert borevæske spres generelt mer enn kaks fra boring med oljebasert borevæske og danner i mindre grad kakshauger under innretningen. Kakshaugene fra boring med vannbasert borevæske inneholder generelt også langt mindre forurensninger enn tilsvarende i borekakshauger fra boring med oljebasert borevæske, fra tidligere tiders utslipp. Totalt er om lag 8021 tonn borekaks og 32000 tonn vannbasert borevæske sluppet til sjø i perioden 1999-2006. Det forventes likevel ikke å være store ansamlinger av borekaks under Jotun B. Gjennom miljøovervåkingen er det på de undersøkte stasjonene påvist et lavt innhold av olje (THC, totalt hydrokarbon innhold) i sjøbunnen 250 m ut fra Jotun B (DNV 2013). I 2012 var THC konsentrasjonen 48

under 10 mg/kg tørt sediment, og dermed på linje med, eller lavere, enn den beregnede bakgrunnsverdien for området. Resultatene i 2012 var på nivå med undersøkelsene i 2006 og 2009, og dette var lavere enn i 2000 og 2003 da nivået var fra 10-30 mg/kg. I forhold til bakgrunnsverdiene for området var det noe forhøyet innhold av enkelte metaller i prøvene i 2012, men det var ingen høye konsentrasjoner. 5.4 Fisk De viktigste artene i Nordsjøen er sei, makrell, sild, brisling, kolmule, øyepål, tobis, reker og torsk (Forvaltningsplan, 2012-2013). Tobis, sild og brisling er viktige byttedyr for sjøpattedyr, fisk og sjøfugl, mens øyepål er viktig føde for fisk. I de nordlige delene av Nordsjøen finnes de viktigste områdene for voksen torsk, sei, sild, makrell, taggmakrell, hyse og øyepål. De mer sentrale delene av Nordsjøen utgjør viktige områder for brisling, hvitting og hyse, mens i de østligere områdene av Nordsjøen finnes viktige oppvekstområder for sild og torsk. Her er det også viktige tobisområder og viktige leveområder for flatfisk. Noen arter befinner seg i Nordsjøen hele året (sild, makrell, brisling), mens andre bare tilbringer visse perioder av året her (norsk vårgytende sild, vestlig og sørlig makrell). 5.4.1 Fisk med gyteområder ved Jotun Nordsjøsei, øyepål, hvitting, nordsjøhyse, nordsjøtorsk, tobis og makrell gyter i områder som overlapper med Jotun-feltet eller i tilgrensende områder (Figur 5-3). Gyteperioden og de tidligste utviklingsstadiene er sårbare perioder i fiskens livssyklus. Generelt gyter sei, øyepål, hvitting, nordsjøhyse og makrell over store deler av Nordsjøen, mens tobis og torsk har mer avgrensede geografiske gyteområder. En oversikt over gyteperioder for fisk som har gyteområder som overlapper med eller har tilgrensende gyteområder til Jotun er gikk i Tabell 5-1. Tabell 5-1. Gyteperioder for fisk som har gyteområder som overlapper med eller har tilgrensende gyteområder til Jotun (Kilde: HI, 2014e). Art Jan. Feb. Mar. Apr. Mai Jun. Jul. Aug. Sep. Okt. Nov. Des. Nordsjøsei x x Øyepål x x x x x Hvitting x x x x x x x Nordsjøhyse x x x Nordsjøtorsk x x x x Tobis x x Makrell x x x 49

Figur 5-3 Gyteområder for nordsjøsei, øyepål, hvitting, nordsjøhyse, nordsjøtorsk, tobis og makrell (Kilde: Mareano). 50

Sjøfugl 5.5 Nordsjøen er et viktig område for flere store sjøfuglbestander. Spesielt viktige er havområdene over kontinentalsokkelen utenfor Vest Agder til Sogn og Fjordane (Skov et al., 1995). Kystnære områder er godt beskrevet og endrer seg lite over tid, mens sjøfugl i åpent hav varierer både i rom og tid. Mindre enn 5 % av alle norske sjøfugler hekker i Nordsjøen, noe som i all hovedsak skyldes at det ikke finnes noen store fuglefjell i Nordsjøen (Ottersen et al., 2010). Like fullt er Nordsjøen og Skagerrak et viktig område for mange sjøfuglbestander. Flere av sjøfuglene i Nordsjøen har en nasjonal og internasjonal verneverdi. Lunde og lomvi står oppført som henholdsvis Sårbar og Kritisk truet i Norsk rødliste (2015), alke og havhest som Sårbar. Lomvi og andre alkefugler regnes som ekstra sårbare arter da de myter i åpent hav og er flygeudyktige i de påfølgende 45-50 dagene. Både havhest, krykkje og lunde har en internasjonal verneverdi. Tabell 5-2 viser de viktigste periodene i livssyklusen til sjøfugl og når de inntreffer på året. Sårbarheten er størst for de artene som ligger i overflaten og dykker etter næring. Tabell 5-2. Viktige perioder i livssyklus for sjøfugl (Kilde: NSTF, 1993a,b). Aktivitet Jan. Feb. Mar. Apr. Mai Jun. Jul. Aug. Sep. Okt. Nov. Des. Hekking x x x x x Svømmetrekk alkefugler x x x x Myting x x x x Svømmetrekk andre arter x x x x x x x x Overvintring x x x x x x 5.6 Marine pattedyr Vågehval, nise og kvitnos er de tre vanligste hvalartene i Nordsjøen. Vågehvalen oppholder seg i Nordsjøen i forbindelse med næringsvandring, mens nise og kvitnos er mer stedbundne. Generelt er forekomsten av hval større i den vestlige delen av Nordsjøen enn i den østlige. Vågehvalen oppholder seg i den nordvestlige delen av Nordsjøen, spesielt i områdene rundt Storbritannia. Det siste estimatet er på 81 400 vågehval, basert på telletokt i perioden 2002 2007. Estimatet er av samme størrelse som for telleperioden 1996 2001, og indikerer stabile bestandsforhold (HI, 2013). På sommerstid er det mellom 8400-20 200 individer i Nordsjøen, avhengig av næringstilbudet. Nise forekommer i hele Nordsjøen og er den mest tallrike arten. Nordsjøbestanden er beregnet til 350 000 individer (HI, 2013a). Individer opptrer enten alene eller i flokker på 2-5. 51

Kvitnos og kvitskjeving er to delfinarter som holder til i Nordsjøen. Delfinartene er vidt utbredt hos oss, og utgjør i størrelsesorden 100 000 individer totalt i norske farvann (HI, 2013b). Mesteparten av observasjonene av kvitnos gjøres i den vestlige delen av Nordsjøen, mens kvitskjeving har leveområder i hele Nordatlanteren. Steinkobbe og havert er de vanligste selartene i Nordsjøen. Selartene lever året rundt i kolonier spredt langs norskekysten. De er kystnære og stedsegne, med kaste (føde)-, hårfelling - og hvileplasser på land. Steinkobben oppholder seg på beskyttende lokaliteter i skjærgården. Bestanden langs norskekysten, basert på tellinger i hårfellingsperioden i 2010 2013, utgjør totalt ca. 7080 steinkobber (HI, 2014d). Steinkobben står oppført som Sårbar på Norsk Rødliste 2010. Haverten holder til på de ytterste og mest værharde holmer og skjær langs norskekysten, fra Rogaland til Finnmark. Haverten er kystnær, men kan krysse Nordsjøen i forbindelse med beiting. Havertbestanden i Norge ble i 1960 70-årene anslått til å være mellom 3000 og 4000 dyr. Nye modelleringer tyder på at bestanden har økt i løpet av de siste 30 årene til en totalbestand på ca. 8700 dyr i 2011 (HI, 2014d). 5.7 Særlig verdifulle områder Særlig verdifulle områder (SVO) er områder som ut fra naturfaglige vurderinger har vesentlig betydning for det biologiske mangfoldet og den biologiske produksjonen i havområdet, også utenfor områdene selv (Forvaltningsplan, 2012-2013). Det finnes ingen særlig verdifulle områder i umiddelbar nærhet av Jotun, eller i større avstand og som kan tenkes berørt av avviklingsarbeidet til havs (Figur 5-4). 52

Figur 5-4. Oversikt over særlig verdifulle områder i den midtre delen av Nordsjøen (Kilde: Miljødirektoratet, 2014). 5.8 Kulturminner En kulturminneutredning ble i 2006 utført på norsk sokkel i Nordsjøen, fra sokkelgrensen til 62 N (NSM, 2006). Aktuelle kulturminner vil gjelde funn fra steinalderen og skipsvrak. Det finnes ingen kjente funn av menneskeskapt materiale fra steinalder på norsk sokkel sør for 62 N, men basert på funn gjort ellers i Nordsjøen og kunnskap om tidligere havnivå, vil det være et potensial for nye funn over det meste av kontinentalsokkelen grunnere enn 140 m. I kulturminneplanen for petroleumssektoren er det en prioriteringsliste over felt som industrien, fagmyndighetene og Riksantikvaren definerer som de mest interessante kulturminner fra petroleumsvirksomheten med A som høyeste og D som laveste prioritet. Jotunfeltet er i denne sammenheng gitt prioritet B, altså nest høyeste prioritet. I forbindelse med høringen av utredningsprogrammet har Riksantikvaren gjort oppmerksom på at operatøren må ta kontakt med Norsk oljemuseum for å avklare om det skal gjennomføres dokumentasjon i forbindelse med avslutningen av anleggene. Riksantikvaren ser det som hensiktsmessig at kulturminneforvaltningen kobles inn tidlig ved 53

planlegging av eventuelle kartlegginger, og at eventuelle undersøkelser samkjøres med kulturminneforvaltningen. 5.9 Fiskeriaktivitet Nordsjøen er inndelt i blokker for å rapportere marine fangster. Figur 5-5 viser fiskeristatistikkens hovedområder og lokasjoner for sørlige deler av Nordsjøen. Jotun er lokalisert i hovedområde 08 og helt nord i lokasjon 54. Figur 5-5. Fiskeristatistikkens inndeling av Nordsjøen og Jotunfeltets plassering. Hovedområde 08 er innringet med rødt (kilde: www.fiskeridirektoratet.no) Jotun-feltet ligger innenfor et større trål- og snurrevadfelt som dekker hele det norske fiskeriområde fra Vikingbanken og sørover, vest for Norskerenna. Like vest for Jotun, innenfor britisk sektor, ligger det et større trålfelt etter øyepål. Innenfor hovedområde 08 drives det også fiske med garn og line, hovedsakelig etter sei, torsk, hyse, brosme og lange. Videre drives det fiske med snurrevad og reketrål. Fangstene med disse redskapene utgjør imidlertid svært små andeler av den totale fangsten i området (Esso Norge AS, 1997). Figur 5-6 - Figur 5-9 viser kart over innmeldte fangster (tonn) fra norske fartøy av henholdsvis torsk, sei, makrell og sild fra år 2000 til 2009 (Miljødirektoratet, 2010). 54

Figur 5-6. Fangst av torsk fra norske fartøy i alle soner i Nordsjøen og Skagerrak i perioden 2000-2009. Jotun-feltet er markert med stjerne. Figur 5-7. Fangst av sei fra norske fartøy i alle soner i Nordsjøen og Skagerrak i perioden 2000-2009. Jotun-feltet er markert med stjerne. 55

Figur 5-8. Fangst av makrell fra norske fartøy i alle soner i Nordsjøen og Skagerrak i perioden 2000-2009. Jotun-feltet er markert med stjerne. Figur 5-9. Fangst av sild fra norske fartøy i alle soner i Nordsjøen og Skagerrak i perioden 2000-2009. Jotun-feltet er markert med stjerne. 56

Tonn Avvikling og disponering av innretninger på Jotun-feltet For den aktuelle fangstruten der Jotun-feltet er lokalisert, er det hentet ut fangstdata fra elektronisk fangstdagbok for et utvalg av de artene det fiskes mest av i området. Fangstdataene fra norske og EUfartøy er fra 2012, 2013 og 2014 og er presentert i Figur 5-10. 1 800 1 600 1 400 1 200 1 000 800 600 400 200 0 Fangster i fangstrute 8-54. Årene 2012-14 2012 2013 2014 Figur 5-10. Fangstdata fra fangstrute 8-54 der Jotun-feltet er lokalisert (Fiskeridirektoratet, 2015). Tabell 5-3 viser hvordan fangstene for sei, sild, makrell, øyepål og kolmule er fordelt på de ulike fangstredskapene bunntrål, flytetrål og not/snurrevad. Det er i all hovedsak bunntrål som blir brukt etter sei, mens not er det viktigste redskapet etter sild. Tabell 5-3. Fangsttall for fangstrute 8-54 i årene 2012-2014, fordelt på ulike fangstredskap (tonn). Sei Sild Makrell Øyepål Kolmule Bunntrål Flytetrål Not/snurrevad 2012 378 31 2013 288 10 53 2014 1,319 57 2012 709 2013 1,388 2014 90 1,370 2012 210 2013 5 2014 2012 2013 1 2014 2012 2013 2014 1 Historiske tall for de samme artene og fangstredskaper er oppstilt i Tabell 5-4. Dataene er fra 2000, 2002 og 2004 og er hentet fra RKU-Nordsjøen 2006 (Oppdatering av regional konsekvensutredning for 57

Nordsjøen konsekvenser for fiskeri og oppdrettsnæringen). Historiske tall er interessante i forbindelse med avvikling, da de gir en indikasjon om variasjon eller stabilitet over tid. Tabell 5-4. Fangstdata fra 2000, 2002 og 2004 for sei, sild, makrell, øyepål og kolmule i fangstrute 8-54 fordelt på ulike fangstredskaper (RKU, 2006) Sei Sild Makrell Øyepål Kolmule 2000 2002 2004 2000 2002 2004 2000 2002 2004 2000 2002 2004 2000 2002 2004 Bunntrål Flytetrål Not Totalt Fargen angir fangst i følgende størrelsesintervall (tonn). 0,1-10 11-100 101-1000 1001-5000 Som for 2012-2014 er det bunntråling etter sei og notfangst av sild som utgjør de største fangstene. Fisket etter øyepål og kolmule er neglisjerbart i de senere år i dette området, mens det ble fanget noe av disse artene tidligere (over 1000 tonn øyepål i 2000). Makrellfisket er også redusert når man sammenligner de to tidsintervallene. Informasjonen i figur 5-11, er hentet fra Fiskeridirektoratet og viser sporingsdata for 2. kvartal i 2014. Sporingen dekker fiskefartøy over 15m fra Norge og EU. Sporingsdata for de tre resterende kvartaler i 2014 samt data fra 2012 og 2013 er lagt ved i vedlegg 2. Aktiviteten vil variere noe fra år til år, men disse årene antas å være representative også for dagens situasjon. Fisket er imidlertid en dynamisk aktivitet og vil variere alt etter fiskens vandringsmønster og de til enhver tid gjeldende reguleringer. Som vist i figurene foregår det en del aktivitet i området rundt Jotun-feltet i andre og tredje kvartal. I hovedsak er det aktivitet fra danske bunntrålere (otter, dobbel) med fartøystørrelse på 200-750 bruttotonn og lengde 24-36 m. Noen skotske partrålere var også i området. Det foregår kun spredt pelagisk fiske her fra norske fartøy (hestmakrell/sild). Basert på tilgjengelige data fra flere tidsperioder er området ved Jotun karakterisert som av «lavmiddels» viktighet for fiskeri, varierende over tid og for ulike redskapstyper. 58

Figur 5-11. Sporingskart for 2014 viser fangstoperasjoner (sporingslinjer) for 2. kvartal inndelt på redskapstype, med opplysninger hentet fra elektronisk fangstdagbok som dekker norske og EU-fartøy over 15m. 5.10Skipstrafikk Ved avvikling av Jotun-feltet vil materialer fra Jotun B transporteres til land ved hjelp av tungløftfartøy. Jotun A vil bli slept til land for istandsetting. Konfliktpotensialet mellom avviklingsaktiviteter og skipstrafikk er således knyttet til bruk av de samme havområdene. Potensialet er størst der hvor petroleumsvirksomheten har overflateinnretninger med tilhørende trafikk av fartøy, og hvor viktige fartøyleder passerer. 59

Informasjon fra databasen COAST 7 viser at det innenfor en sirkel med avstand på 10 nautiske mil (nm) eller 18,5 km er identifisert 36 seilingsruter, med til sammen ca. 900 passerende fartøy per. år, se Figur 5-12. Dette er vurdert å være en lav trafikktetthet, og området er således karakterisert som av «lav» verdi for skipstrafikk (jf. konsekvensutredningsmetodikken). Innenfor 2 nm (3,7 km) fa Jotun A er det ikke registrert noen passerende fartøyer og innenfor 4 nm (7,4 km) er det registrert ca. 300 fartøyer pr. år. Av den trafikken som er registrert innenfor 10 nm fra Jotun A utgjør forsyningsfartøy 46 %, tankskip 15 % og handelsskip 18 %. Samlet utgjør disse tre kategoriene 79 % av skipstrafikken i dette området (SAFETEC, 2013). Figur 5-12. Skjematisk angivelse av skipsruter som passerer innenfor 10 nm (18,5 km) fra Jotun A (Safetec, 2013). 7 Computer Assisted Ship Traffic (database) 60