REGIONAL KONSEKVENSUTREDNING, NORDSJØEN

TAMPEN-OMRÅDET REGIONAL KONSEKVENSUTREDNING, NORDSJØEN Temarapport 1c: Infrastruktur, utslipp, overvåkingsundersøkelser og miljøtiltak i Osebergområdet 62 Snorre Statfjord Visund TROLL-OMRÅDET FLORØ St.Fergus 61 Statpipe Gullfaks Huldra Veslefrikk OSEBERG-OMRÅDET 60 Oseberg Frostpipe Brage Troll MONGSTAD STURE KOLLSNES BERGEN Heimdal Frigg St.Fergus 59 Balder Sleipner FRIGG-HEIMDAL-OMRÅDET Grane Zeepipe II A Zeepipe II B Statpipe Sleipner kondensat HAUGESUND KÅRSTØ STAVANGER 58 Varg SLEIPNER-OMRÅDET NorFra Zeepipe I 57 Cod Statpipe Europipe I Ula Gyda Yme EKOFISK-OMRÅDET Europipe II (Åpnes 1999 Teeside Norpipe Ekofisk Valhall Norpipe HK GT 980427-a

Innholdsfortegnelse Forord... 3 1 Innledning... 9 1.1 Organisering av utredningsarbeidet. Rapportstruktur.... 9 1.2 Formålet med konsekvensutredningen... 10 1.3 Forholdet til feltspesifikke konsekvensutredninger... 11 1.4 Oppdatering... 11 1.5 Geografisk avgrensning av Osebergområdet... 12 2 Oversikt over felt og rørledninger og forventninger til framtidige funn i Osebergområdet.... 13 2.1 Oversikt over lisenser og funn... 14 2.2 Felt i Produksjon... 17 2.2.1 Oseberg Feltsenter (OSF) og Oseberg C (OSC)... 17 2.2.2 Bragefeltet... 19 2.2.3 Oseberg Vest... 20 2.2.4 Troll-Oseberg gassinjeksjon (TOGI)... 20 2.3 Ressurser med godkjent utbyggingsplan... 21 2.3.1 Oseberg Øst... 21 2.3.2 Oseberg Sør... 22 2.3.3 Oseberg Gasstransport (D)... 23 2.4 Ressurser i sen planleggingsfase... 24 2.4.1 Tune 30/8... 24 2.4.2 Kappa og Delta... 25 2.4.3 Økt utvinningsgrad / utvidelse av dreneringsområde... 25 2.5 Ressurser i tidlig planleggingsfase... 26 2.5.1 Hild... 26 2.5.2 Alfa Cook... 26 2.6 Oversikt over ressursene i Osebergområdet fordelt på ressursklasser... 26 2.6.1 Status for området... 27 2.7 Rørledninger... 28 2.7.1 Eksportrørledinger... 29 2.7.2 Eksisterende rørledninger i Osebergområdet... 30 2.7.3 Planlagte rørledninger i Osebergområdet.... 31 3 Planlagte miljøtiltak i Osebergområdet... 33 3.1 Feltspesifikke tiltak for å redusere utslipp til luft og sjø, eksisterende felt... 35 3.1.1 Oseberg Feltsenter... 35 3.1.2 Oseberg C... 36 3.1.3 Brage... 37 3.2 Feltspesifikke tiltak for å redusere utslipp til luft og sjø, framtidige installasjoner... 38 3.2.1 Oseberg Øst og Oseberg Sør... 38 3.2.2 Oseberg Gass (D)... 39 3.3 Oppsummering av miljøtiltak for Osebergområdet... 39 3.3.1 CO2 ved fakling... 39 3.3.2 CO2 ved kraftproduksjon... 39 3.3.3 NOx... 39 3.3.4 Brønntesting... 40 3.3.5 Diffuse utslipp... 40 3.3.6 Produsert vann... 40 3.3.7 Sand og borekaks... 40

3.3.8 Produksjonskjemikalier... 40 3.3.9 Avfall... 40 4 Utslippsprognoser for Osebergområdet (1999-2015)... 41 Prognoser for utslipp til luft... 41 4.2 Prognoser for utslipp til vann... 44 5 Miljøundersøkelser og overvåkingsprogrammer... 45 5.1 Overvåking av sedimenter... 45 5.1.1 Generelt Oseberg og Brage... 46 5.1.2 Oseberg Feltsenter... 46 5.1.3 Oseberg C... 46 5.1.4 Brage... 47 5.2 Overvåking av vannsøylen... 47 5.3 Oljeselskapenes anvendelse av overvåkingsresultatene... 47

Forord Denne rapporten inngår som en del av Regional konsekvensutredning for petroleumsvirksomheten i Nordsjøen (RKU-Nordsjøen). Rapporten er utarbeidet av Norsk Hydro. RKU-Nordsjøen består av en rekke temarapporter som dokumenterer konsekvensene av den samlede nåværende og framtidige petroleumsaktiviteten på norsk sokkel sør for 62. breddegrad. En nærmere oversikt over temarapportene er gitt i innledningskapitlet. De enkelte temarapportene kan leses uavhengig av hverandre, og de vil kunne oppdateres hver for seg etter behov. Utarbeidelsen av dokumentasjonen ble igangsatt på henstilling fra Olje- og Energidepartementet (OED) samt etter eget ønske fra de deltakende selskapenes side. De deltakende selskaper har vært: Amoco, BP, Conoco, Esso, Norsk Hydro, Mobil, Phillips, Saga, Shell og Statoil. Utredningsarbeidet har vært organisert med en ressursgruppe bestående av alle de deltakende selskapene og flere arbeidsgrupper innenfor ulike deler av utredningsarbeidet. I samsvar med de generelle bestemmelsene om konsekvensutredninger i Petroleumsloven, er det utarbeidet et utredningsprogram forut for utredningsarbeidet (Statoil 1998). Olje- og Energidepartementet sendte utredningsprogrammet for RKU-Nordsjøen på høring 15. juli 1998. Frist for å komme med merknader ble satt til 1. oktober. Mottatte høringsuttalelser er tatt hensyn til i de ulike temarapportene. En oversikt over høringsuttalelsene er tatt inn som vedlegg til temarapport Ia og Ie. Hensikten med regionale konsekvensutredninger er primært å gi en bedre oversikt over konsekvensene av petroleumsaktiviteten på sokkelen enn det enkeltstående feltvise konsekvensutredninger gir. Den regionale konsekvensutredningen vil tjene som referansedokument for framtidige feltspesifikke konsekvensutredninger. Dette forventes å bety en forenkling og forbedring av utredningsarbeidet. I forbindelse med RKU-arbeidet er Nordsjøen delt inn i 6 delområder. Disse delområdene er: Tampenområdet Trollområdet Osebergområdet Frigg-Heimdalområdet Sleipnerområdet Ekofiskområdet 3

Sammendrag Generelt Osebergområdet omfatter hovedsakelig Osebergfeltet med blokkene: 30/6, 30/8, 30/9 og Bragefeltet med blokkene 30/6, 31/4, 31/7. De første funnene på Oseberg ble påvist i 1979 og oljeproduksjon startet fra Oseberg Feltsenter i 1988. Osebergfeltet ligger ca 130 km nordvest for Bergen hvor det er 100 til 160 meter havdyp. Osebergfeltet Osebergfeltet er et olje- og gassfelt. Feltet er bygget ut trinnvis og designet for en tofaset utvinning av olje og gassresurssene i området. I første fase utvinnes oljen med injeksjon av prosessert egenprodusert og importert gass for trykkvedlikehold i reservoaret. I andre fase produseres, prosesseres og eksporteres gassen. Oseberg er et modent område. Over halvparten av de påviste oljereservene i området er produsert. Oljeproduksjonen fra de store feltene er fallende, og det er ledig kapasitet for innfasing av olje på de fleste etablerte plattformene. Prioriterte aktiviteter i Osebergområdet vil derfor være optimalisering av produksjonen fra feltene i drift, samt innfasing av utbyggingsprosjektene; Oseberg Øst, Oseberg Sør, Tune og Kappa-Delta. Oseberg vil fra år 2000 gradvis gå fra produksjon, prosessering og eksport av olje over mot produksjon, prosessering og eksport av gass. Feltsenteret vil oppgraderes og etableres som et gassknutepunkt for prosessering og eksport av gassreservene i området. Gassen vil eksporteres til Heimdal gjennom OGT. Gassproduksjon er forventet å øke betydelig i de neste 10 år, og vil utgjøre 50% av den samlede produksjonen fra Osebergområdet i år 2008. Osebergfeltet er til nå bygget ut med fire plattformer. I første utbyggingstrinn ble Oseberg Feltsenter (OSF), som består av Oseberg A- og Oseberg B-plattformen bygget. Senere er Oseberg C plattformen (OSC, oppstart 1991) og Oseberg Øst plattformen (OSØ, oppstart april 1999) bygget og koplet opp mot feltsenteret via feltinterne rørledninger. Foruten produksjon og prosessering av olje og gass, er feltsenteret også et knutepunkt for transport av olje til Stureterminalen gjennom Oseberg Transport System (OTS). Fra nord kommer olje fra Veslefrikk og OSC, i fra sør kommer olje fra Frøy og Lille-Frigg og fra øst Bragefeltet og OSØ. Vest i Osebergfeltet er det bygget undervannsinstallasjoner, Gamma Nord, som produserer olje til OSF og gass for injeksjon til OSC. Feltsenteret importerer gass via Troll Oseberg Gass Injeksjon (TOGI). Gassen fra TOGI benyttes til injeksjon og trykkvedlikehold i reservoaret. Bragefeltet er bygget ut med en plattform som ligger 13 km øst for OSF. Brageplattformen startet oljeproduksjon i 1993. Oljen eksporteres via OSF til Sture via OTS. Gass fra Bragefeltet eksporteres via Statpipe til Tyskland. Osebergfeltet vil bli bygget ut med ytterligere to plattformer og en undervannsinstallasjon de nærmeste årene. Oseberg Sør (OSS) plattformen har planlagt oppstart av oljeproduksjon i oktober i år 2000. Plattformen koples til feltsenteret for prosessering og eksport av olje til Sture. Oseberg Gasstransport (Oseberg D plattformen, OSD), har planlagt oppstart av gasseksport oktober år 2000. Videre er det besluttet å bygge ut blokk 30/8 (Tune) med en undervannsinstallasjon 5

med oppstart i 2002. Det arbeides med planer om en samordnet undervannsutbygging av Statfjord Kappa og Delta. Dette er imidlertid i tidlig planfase. Ved oppstart av Oseberg D starter utvinningsfase II av Oseberg feltet. Gass fra Osebergfeltet vil prosesseres og eksporteres via Oseberg D plattformen og gjennom Oseberg Gass Transport (OGT) til Heimdal. Heimdal plattformen bygges om til et knutepunkt for gassproduksjon, prosessering, tredjepartsprosessering og gasseksport. Fra Heimdal kan gassen eksporteres til kontinentet via Statpipe eller Storbritannia via Vesterled. Rørledninger Oseberg Feltsenter (OSF) er et knutepunkt for eksport av olje til Sture via Oseberg Transport System (OTS). Rørledningen går mellom OSF til Stureterminalen i Øygarden kommune. Installasjonene i Osebergfeltet er knyttet opp til OSF med feltinterne rørledninger for eksport av olje til Sture via OTS. Frostpiperørledningen knytter Friggfeltet opp mot OSF for eksport av kondensat til Sture. I år 2000 starter Oseberg D-plattformen med gasseksport til Heimdalplattformen via rørledningen Oseberg Gass Transport (OGT). Dette muliggjør eksport av gass i Osebergområdet til Heimdal og videre til Storbritannia og kontinentet. Utslippsprognoser Utslippene til luft (CO 2, NOx og nmvoc) og vann (produsert vann) i Osebergområdet er generelt økende til 2003. Denne utviklingen i utslipp til luft kan forklares med oppstart av tre nye felt OSØ, OSS og Tune, samt behov for energi til gassproduksjon og kompresjon av gass til eksport. Utslippene av nmvoc er imidlertid svært lave i Osebergregionen i forhold til enkelte andre felt. Dette er fordi det ikke forekommer bøyelasting på Osebergfeltet Økende utslipp av produsertvann er knyttet til stigende vannproduksjon fra oljebrønnene i området. Oseberg Feltsenter og Oseberg C-plattformen bidrar til de største utslippsøkningene. Brageplattformen, OSØ og OSS vil normalt reinjisere produsertvann, og derfor bidra marginalt til utviklingen i området. Det vil fortsatt være utslipp av vannbasert boreslam i forbindelse med videre utforskning av tilleggsresurser og en eventuell utbygging av reservene i Osebergregionen. Ved produksjon i Osebergområdet vil de årlige CO 2 - og NOx-utslippene i år 2003 utgjøre ca. 11% (hhv. 1,03 Mtonn/år og 5,8 Ktonn/år) av de totale utslippene av disse gassene fra petroleumsindustrien i Nordsjøen. VOC-utslippene vil utgjøre omlag 0,2% (2700 tonn/år) av totalen, og produsertvannutslippene vil utgjøre drøyt 7% (8538 Ktonn/år) av de totale utslippsmengdene. 6

Miljøskadereduserende tiltak Oseberg Feltsenter og Oseberg C er bygget etter relativt "moderne" konsepter og utslippene pr. produsert enhet er generelt lave. Produsertvannutslippene fra OSF og OSC er likevel relativt høye og vil være naturlig å fokusere på disse i forbindelse med vurdering og gjennomføring av utslippsreduserende tiltak. Foreløpig er det besluttet å utvide vannbehandlingskapasiteten ved OSF og OSC, for å møte den stigende vannproduksjonen. Nye installasjoner som settes i drift reinjiserer produsert vann. Totalt sett kommer Osebergområdet bra ut i forhold til de fleste feltene i Nordsjøen. Av andre viktige miljøtiltak i området installeres det dampkraftverk på OSF i forbindelse med oppstart av Oseberg D-plattformen. Oseberg Øst og Oseberg Sør er utstyrt med turbiner som er klargjort for lav-nox-brennere. Miljøovervåking i Oseberg området Miljøovervåking av sediment gjennomføres etter SFTs gjeldende retningslinjer. Overvåkingsrapport er under utarbeidelse av Akvaplan NIVA og vil oversendes myndighetene 01.04.99. Det eneste som er tilgjengelig materiale fra denne overvåkingsrapporten i skrivende stund, er enkelte overordnede konklusjoner. Som tidligere viser 1998 sedimentundersøkelsene en gradient fra tydelig påvirket fauna i nærheten av installasjonene til lett faunapåvirkning ut til 1500 meter langs hovedstrømretningen (SØ-retning). Det er funnet en økning i konsentrasjon av de fleste kjemiske parameterene ved prøvestasjonene nærmest installasjonene. Prøvestasjoner utenom hovedstrømretningen fra ulike installasjoner viser imidlertid ingen endring i forhold til tidligere undersøkelser. Noen felt viser også en forbedring av bunnfaunaen i forhold til tidligere undersøkelser. 7

1 Innledning Petroleumsloven krever at det blir utarbeidet en selvstendig feltspesifikk konsekvensutredning for hvert nytt felt/funn som bygges ut, som et vedlegg til Plan for utbygging og drift (PUD). Fra myndighetenes side har det lenge vært et uttalt ønske om å komme bort fra bit for bit betraktninger. En har ønsket at nye utbygginger blir vurdert i en større sammenheng, slik at det kommer klarere fram hvordan de totale konsekvensene av petroleumsvirksomheten endres. Det har også vært et ønske om å få til en mer effektiv og mindre ressurskrevende utredningsprosess. Dette var bakgrunnen for at den første regionale konsekvensutredningen ble utarbeidet for Tampenområdet i 1995 (Norsk Hydro 1995). Utredningen for Tampen har vært benyttet som grunnlag for flere forenklede feltspesifikke konsekvensutredninger, bl.a. for Statoils prosjekter Gullfaks Satellitter, Huldra og Sagas Snorre 2 (Snorre B). I tiden som har gått siden den første RKU ble laget, har nye opplysninger og kunnskaper kommet til. Gjennom bruk av den eksisterende utredningen fra 1995 og utarbeidelse av regionale konsekvensutredninger for andre områder, har en gjort seg nyttige erfaringer. Innhold og form har vært gjenstand for diskusjon mellom oljeselskapene og myndighetene, og disse har ledet fram til den omleggingen av utredningsarbeidet som er gjort rede for i kapittel 1.2. 1.1 Organisering av utredningsarbeidet. Rapportstruktur. Den første RKU for Osebergområdet bestod av en enkelt rapport, som hovedsakelig fokuserte på aktiviteten innenfor Osebergområdet, uten i særlig grad å se denne i sammenheng med aktiviteten i tilgrensende områder. Det vesentligste nye ved RKU- Nordsjøen er: Det fokuseres på de samlede konsekvensene av petroleumsaktiviteten i hele Nordsjøen. Samtidig beskrives bidragene fra hvert delområde til det totale konsekvensbildet. Utredningen er splittet opp i flere separate temarapporter, som kan oppdateres hver for seg etter behov. På denne måten håper en at det i større grad enn før skal bli mulig å bruke den regionale utredningen til å vurdere konsekvensene av nye enkeltprosjekter i et riktig perspektiv. I RKU - Nordsjøen er Nordsjøen delt inn i 6 delområder, hovedsakelig med utgangspunkt i infrastruktur og operatøransvar. Aktiviteten innen et delområde vil i de fleste tilfeller kunne medføre konsekvenser utover delområdets grenser. Influensområdene vil altså til en viss grad overlappe hverandre. Graden av overlapping vil variere med hvilket tema som fokuseres. Eksempelvis vil utslipp til luft kunne ha et influensområde som strekker seg over størsteparten av Nordsjøen, og i tillegg inn over fastlandet. For regulære utslipp til sjø derimot (produsertvann), vil influensområdet hovedsakelig omfatte det delområdet hvor aktiviteten finner sted, samt deler av naboområdene. 9

Dette, sammen med at de temavise rapportene kan oppdateres uavhengig av hverandre, danner bakgrunnen for at en har valgt å la den regionale konsekvensutredningen bestå av et sett av temavise rapporter. Følgende rapporter vil inngå i den regionale konsekvensutredningen for Nordsjøen: Temarapport 1a: Temarapport 1b: Temarapport 1c: Temarapport 1d: Temarapport 1e: Temarapport 1f: Temarapport 2: Temarapport 3: Temarapport 4: Temarapport 5: Temarapport 6: Temarapport 7: Temarapport 8a: Temarapport 8b: Infrastruktur, utslipp, overvåkningsundersøkelser og miljøtiltak i Tampenområdet Infrastruktur, utslipp, overvåkningsundersøkelser og miljøtiltak i Trollområdet. Infrastruktur, utslipp, overvåkningsundersøkelser og miljøtiltak i Osebergområdet. Infrastruktur, utslipp, overvåkningsundersøkelser og miljøtiltak i Frigg-Heimdal området. Infrastruktur, utslipp, overvåkningsundersøkelser og miljøtiltak i Sleipnerområdet. Infrastruktur, utslipp, overvåkningsundersøkelser og miljøtiltak i Ekofiskområdet. (Denne rapporten vil foreligge på et senere tidspunkt) Utslipp til luft og sjø - Prognoser Beskrivelse av influensområdet til havs og på land Uhellsutslipp - sannsynlighet, miljørisiko og konsekvenser Regulære utslipp til luft - konsekvenser Regulære utslipp til sjø - konsekvenser Fiskerier og akvakultur - konsekvenser området 58 o N- 62 o N Samfunnsøkonomiske konsekvenser Tampenområdet Samfunnsøkonomiske konsekvenser Sleipnerområdet 1.2 Formålet med konsekvensutredningen Hovedmålet med å utarbeide regionale konsekvensutredninger er å legge et best mulig grunnlag for å vurdere hvordan petroleumsaktiviteten (eksisterende og planlagte aktiviteter) vil påvirke miljø- og samfunnsinteresser (herunder naturressurser, næringsmessige interesser fiskerier og andre brukerinteresser) samt å beskrive de muligheter som finnes for å redusere eller unngå negative effekter. Videre skal RKU bidra til en forenklet og rasjonell konsekvensutredningsprosess for enkeltprosjekter. Det er meningen at konsekvensutredningsarbeidet skal inngå som en integrert del av planleggingen av utviklingen i de forskjellige utbyggingsområdene, og således være med på å legge premisser for utbyggings- og driftskonsepter. 10

For å få dette til er følgende punkter særlig viktige: RKU må inneholde oppdatert grunnlagsinformasjon om influensområdets fysiske miljø, biologiske ressurser, økologiske sammenhenger, næringsinteresser og rekreasjonsmessige interesser. Der det er mulig skal informasjonen presenteres på en slik måte at den kan danne grunnlag for overvåking av miljøtilstanden for å kunne avdekke eventuelle endringer som følge av drift av feltene. RKU skal identifisere og dokumentere mulige tiltak for å redusere eller unngå negative effekter av utslipp til luft og sjø, og av fysiske inngrep. Dette omfatter også tiltak for å avbøte negative effekter som likevel oppstår. RKU må jevnlig oppdateres både mht til utbyggingsplaner og utslippsprognoser, informasjon om influensområdet og generell kunnskapsstatus. 1.3 Forholdet til feltspesifikke konsekvensutredninger Den regionale konsekvensutredningen skal sammen med de feltspesifikke utredningene dekke de krav som lovverket setter til konsekvensutredninger ved utbygginger på kontinentalsokkelen. Dette betyr at man ved utarbeidelse av framtidige feltvise konsekvensutredninger i stor grad vil basere seg på konklusjoner og dokumentasjon fra den regionale utredningen. De feltspesifikke konsekvensutredningene forutsettes å være mer konkrete og detaljerte mht. utbyggingsløsninger og teknologiske løsninger. Når det gjelder miljømessige konsekvenser utenfor nærsonen til installasjonen vil det bli henvist til den regionale konsekvensutredningen, såfremt utbyggingen skjer innenfor de rammer for utslipp mv. som den regionale konsekvensutredningen er basert på. I enkelte tilfeller vil den regionale utredningen helt kunne erstatte en feltspesifikk utredning. 1.4 Oppdatering Det legges ikke opp til at den regionale konsekvensutredningen skal oppdateres hver gang den benyttes som bakgrunn for en feltspesifikk utredning. Derimot vil det være naturlig at den oppdateres dersom forutsetningene for utredningen blir vesentlig endret. Dette kan være tilfelle dersom det skal gjennomføres nye store utbygginger som det ikke er tatt høyde for i utredningene, eller dersom det innføres nye krav til hva som skal utredes ved nye utbygginger. Oppsplittingen i temarapporter vil gjøre oppdateringen enklere, sammenlignet med tidligere da alle tema ble behandlet i en og samme rapport. Oppdateringsfrekvensen vil kunne bli ulik for de ulike temarapportene. 11

1.5 Geografisk avgrensning av Osebergområdet Osebergområdet er avgrenset av engelsk sektor i vest, 3 0 15' øst, og breddegradene 60 45' i nord og 60 0 i sør med unntak av Nordøst Frigg og Odin som er inkludert i Frigg-Heimdalområdet. Osebergområdet omfatter blant annet feltene Oseberg og Brage. Osebergfeltet ligger innenfor blokkene: 30/6, 30/8, 30/9 og Bragefeltet innenfor blokkene 30/6, 31/4, 31/7. Feltene ligger henholdsvis ca. 130 og 120 km nordvest for Bergen. Omlag 40-50 km øst for Osebergfeltet ligger Trollområdet med feltene Troll og Sogn og ca. 100 km nordvest for Osebergfeltet ligger Tampenområdet med bl.a. oljeinstallasjoner på feltene Statfjord, Gullfaks, Snorre og Visund. Feltene Frigg og Heimdal ligger henholdsvis 70 og100 km sør for Oseberg Feltsenter. Frigg- og Heimdal feltene går mot avvikling. Heimdalplattformen bygges imidlertid om fra produksjon og eksport av kondensat til knutepunkt for produksjon, prosessering og eksport av gass. Den foreliggende rapporten beskriver infrastruktur, utslippsprognoser, miljøtiltak og overvåkings- resultater i Osebergområdet. Hovedvekten er lagt på å beskrive det som er særegent og spesifikt for Osebergområdet. Det henvises til Miljøsok-rapporten Oljeindustrien tar ansvar og RKU-Nordsjøen, temarapport 1a for en generell omtale av politiske føringer, mulige miljøtiltak og forskningsprogrammer. Høringsuttalelsene til utredningsprogrammet for RKU-Nordsjøen finnes også vedlagt temarapport 1a. 12

2 Oversikt over felt og rørledninger og forventninger til framtidige funn i Osebergområdet. I dette kapitlet gis en oversikt over den eksisterende og mulige framtidige petroleumsvirksomhet i Osebergområdet. Figur 2.1 gir en oversikt over eksisterende og nært kommende installasjoner og rørledninger i Osebergområdet. Innledningsvis (Kap. 2.1) gis det en områdebeskrivelse og kart- og tabellmessig presentasjon av lisenser, funn og produksjon. Deretter gjennomgås felt i produksjon (Kap. 2.2), ressurser med godkjent utbyggingsplan (Kap. 2.3), ressurser i sen planleggingsfase (Kap. 2.4) og ressurser i tidelig planleggingsfase (kapittel 2.5). Oppsummeringsvis gis det en oversikt over ressursene i området fordelt på ressursklasser (Kap. 2.6) og en oversikt over eksisterende og planlagte rørledninger i området (Kap. 2.7). Figur 2.1 Oversikt installasjoner og rørledninger i Osebergområdet 13

2.1 Oversikt over lisenser og funn Norsk Hydro har operatørskap over installasjonene som omfattes av foreliggende rapport. Tabell 2.1. gir en oversikt over lisenser gitt i Osebergområdet. Tabell 2.1 Lisenser og funn i Osebergområdet (Faktahefte (OED 1998) og Norsk Hydro) Feltnavn Blokk Lisens Operatør Planlagt prod. periode Alfa Cook Hild Hild Oseberg Oseberg Øst Oseberg Sør Brage 30/6 29/7 30/7 29/6 30/4 30/9 30/9 30/12 30/6 30/6 31/4 31/7 PL 054 PL 040 PL 043 PL 079 PL 104 PL 171 PL 053 PL 053 PL 055 PL 185 Norsk Hydro Produksjon a.s Norsk Hydro Produksjon a.s TOTAL Norge a.s Norsk Hydro Produksjon a.s Norsk Hydro Produksjon a.s Norsk Hydro Produksjon a.s Ingen konkrete planer Ingen konkrete planer Ingen konkrete planer 1988-2020 1999-2026 2000-2026 1993-2012 Tune 30/8 PL 190 Norsk Hydro Produksjon a.s 2001-2026 Ressursmessig domineres området av Osebergfeltet som er et oljefelt med gasskappe. Osebergfeltet rangeres som det tredje største oljefunnet (basert på opprinnelig tilstedeværende olje) på norsk sokkel. Feltet vil i hovedsak utvinnes i to faser. I fase I produseres olje med injeksjon av gass og vann (OSC) som trykkstøtte. I fase II vil gassen produseres, prosesseres og eksporteres. Osebergfeltet er bygget ut i flere trinn. Første byggetrinn omfattet plattformene Oseberg A- og Oseberg B på feltets sørlige del. Plattformene er koplet sammen og utgjør Oseberg Feltsenter. Feltsenteret startet sin oljeproduksjon 1988. I byggetrinn to ble Oseberg C-plattformen bygget på feltets nordlige del, med oppstart av oljeproduksjon i 1991. Oseberg C-plattformen er knyttet til OSF med feltinterne rørledninger og eksporterer olje og multifase til OSF samt importerer vann for injeksjon fra OSF. Olje fra Osebergfeltet eksporteres gjennom Oseberg Transportsystem (OTS) med rørledning fra Oseberg Feltsenter til terminalen på Sture. Gassen i Osebergområdet produseres, prosesseres og injiseres for trykkstøtte i reservoaret. I tillegg importeres det gass fra Troll Oseberg Gassinjeksjon (TOGI) til injeksjon i reservoaret for trykkvedlikehold under den oljeproduserende perioden. Oseberg Feltsenter produserer og prosesserer i fase I olje, og er også et knutepunkt for eksport av olje fra nærliggende installasjoner gjennom OTS til Sture. Etter etablering av feltsenteret i 1988 og Oseberg C i 1991 er det bygget to plattformer i nærområdene til feltsenteret, Brage og Veslefrikk. Begge installasjonene eksporterer olje til OSF for videre transport via OTS til Sture. Ytterligere to plattformer, Oseberg Øst og Oseberg Sør, og en undervannsutbygging, Tune, er besluttet utbygget og fases inn mot OSF i år 1999, 2000 og 2002. 14

Det planlegges ytterligere en kombinert utbygging av Kappa-Delta strukturene for innfasing mot OSF. Følgende installasjoner er således knyttet eller vil bli knyttet opp mot OSF: Troll Oseberg Gass Injeksjon (TOGI). Oseberg Feltsenter importerer gass fra TOGI. Gassen injiseres for trykkvedlikehold på feltet. Gassen vil senere bli produsert og eksportert i fase II av feltets levetid. Oseberg C plattformen 14 km nord for feltsenteret startet oljeproduksjon i 1991. Oseberg C transporterer stabilisert olje og flerfase (MTS) til OSF. Oseberg C mottar vann for injeksjon fra OSF. Gamma Nord ligger vest for OSF og er bygget ut med undervanns-installasjoner. Gamma Nord eksporterer olje til OSF og gass til OSC til injeksjon og trykkvedlikehold. Brage feltet 13 km øst for feltsenteret er bygget ut med Brageplattformen som startet oljeproduksjon i 1993. Brageplattformen eksporterer olje til feltsenteret og gass via Statpipe-systemet til Tyskland. Veslefrikk-plattformen ligger ca 34 km nord for feltsenteret startet oljeproduksjon i 1990. Olje transporteres til OSF for transport til Sture. Gass eksporteres via Statpipe-systemet. Statoil er operatør for Veslefrikk som er nærmere beskrevet i Tampenutredningen. Friggfeltet eksporterer kondensat via Frostpipe rørledning til Oseberg Feltsenter for videre transport til Sture via OTS. Oseberg Øst-plattformen nordøst for feltsenteret starter oljeproduksjon første kvartal 1999 og vil eksportere olje til feltsenteret for prosessering og videre transport til Sture. Oseberg Sør har planlagt oppstart i år 2000. Oseberg Sør vil eksportere olje til feltsenteret for prosessering og transport til Sture. Oseberg D-plattformen (OSD) vil bli koplet til OSF i år 2000. Oseberg D vil prosessere og eksportere gass via OGT til Heimdal. Tune er et kondensat- og gassfunn 12 km sørvest for feltsenteret, og planlegges utbygget med undervannsinstallasjon knyttet opp mot OSF. Oppstartet for Tune er planlagt innen år 2002. Kappa-Delta planlegges som mulig kombinert undervannutbygging med innfasing mot OSF. Det vurderes å levere plan for utvikling og produksjon (PUD) i desember 1999 med mulig oppstart i år 2002. 15

Figur 2.2 Figuren viser en oversikt over blokker, lisenser og funn i Osebergområdet. 16

2.2 Felt i Produksjon I dette kapitlet beskrives samtlige felt i produksjon i Osebergområdet, se også figur 2.1 over installasjoner i Osebergområdet. I forhold til Oljedirektoratets inndeling i ressursklasser utgjør dette ressursklasse 1, ressurser i produksjon. 2.2.1 Oseberg Feltsenter (OSF) og Oseberg C (OSC) Felt Oseberg Blokk og utvinningstillatelse Blokk 30/6, utvinningstillatelse 053, tildelt 1979 Blokk 30/9, utvinningstillatelse 079, tildelt 1982 Operatør Norsk Hydro Produksjon a.s Planlagt produksjonsperiode OSF 1988-2020, Oseberg C 1991-2020 Opprinnelig utvinnbare reserver Olje: 337,6 mill Sm³, Gass: 109 mrd Sm³, NLG: 8,3 mill Sm³ Produksjon i 1998 65970 Sm 3 /sd (OSF og OSC) Gjenstående utvinnbare Olje 90 mill Sm 3 olje, 8,3 mill Sm 3 NLG reserver pr 31.12.98 Gass 109 mrd Sm 3 Utbyggingsløsning Osebergfeltet ble påvist i 1979. Osebergfeltet er bygget ut i flere trinn. Første trinn i utbyggingen omfattet et feltsenter i sør bestående av to plattformer: En betongplattform med prosessutstyr og boligkvarter (Oseberg A) og en stålplattform med utstyr for boring og produksjon (Oseberg B). Til sammen omtales de to plattformene som Oseberg Feltsenter (OSF). OSF er bemannet med 264 personer. Havdypet ved plattformene er ca 100 meter. Osebergfeltet har en total produksjonskapasitet for olje på ca. 79500 Sm 3 /dag. Produksjonen på OSF skjer fra 30 oljeproduserende brønner hvorav to er separate havbunnsbrønner. I tillegg benyttes 10 brønner for injeksjon av gass og vann. OSF er bygget med prosesskapasiteter på ca 57.000 Sm 3 /sd olje, ca 47 MSm 3 /sd gass og ca. 12.000 Sm 3 /sd vann. Utbyggingstrinn 2 omfattet en integrert produksjons-, bore og bolig innretning (Oseberg C), plassert ca 14 kilometer nord for feltsenteret. Oseberg C har en bemanning på 45 personer. Produksjonen på Oseberg C skjer fra 18 oljeproduserende brønner inkludert en separat havbunnsbrønn. I tillegg benyttes 8 brønner til injeksjon av gass og vann for trykkvedlikehold. OSC eksporterer både stabilisert olje og multifase/brønnstrøm til OSF. Stabilisert olje eksporteres til OSF i rørledning som er koplet til Veslefrikk-OSF rørledning med en Y-kopling på bunnen. Den stabiliserte oljen eksporteres videre fra OSF via OTS til Sture, mens multifase prosesseres ved OSF før videre transport til Sture. OSC importerer vann for injeksjon i reservoaret fra OSF. Produsert gass på OSC injiseres i reservoaret for trykkvedlikehold. OSC er bygget med prosesskapasiteter på ca 24.000 Sm 3 /sd olje, 5 MSm 3 /sd gass og 8.000 Sm 3 /sd vann. Havdypet er ca. 100 meter ved OSC. Oseberg Vest er bygget ut med undervannsinstallasjoner, Gamma nord, som produserer olje til OSF og gass til injeksjon på OSC. Feltsenteret importerer gass fra Troll Oseberg Gass Injeksjon (TOGI). Gassen fra TOGI injiseres i reservoaret for trykkvedlikehold. Oseberg Feltsenter er et knutepunkt for transport av olje. Fra nord blir stabilisert olje fra Veslefrikk og Oseberg C ført frem. OSC eksporterer også multifase til OSF for prosessering. Fra sør kommer olje fra Frøy og Lille Frigg. Fra øst kommer oljen fra Brage. Oljen fra omkringliggende installasjoner transporteres videre til Stureterminalen via Oseberg Transportsystem (OTS). Produsert vann renses og slippes ut. Oseberg feltsenter gikk av platå i 1997 og OSC i 1998. Det arbeides derfor med å knytte til tilleggsreserver som Tune og Kappa-Delta nord til feltsenteret. Det bores dessuten nye brønner fra OSB til Omega nord. Omega nord brønnene koples opp som tandembrønner på OSB-plattformen. Oseberg Feltsenter vil starte opp produksjon og prosessering av gass for eksport til Heimdal gjennom Oseberg Gass Transport (OGT) fra år 2000. Innfasing av nye gassfunn for injeksjon og trykkvedlikehold vil bidra til å opprettholde oljeproduksjonen fra Osebergfeltet de første årene etter dette. Driftsfunksjoner er lokalisert i Bergen. Hovedforsyningsbase er Mongstad. 17

Figur 2.3 Osebergfeltet med Oseberg A, B og C samt Oseberg vest 18

2.2.2 Bragefeltet Felt Blokk og utvinningstillatelse Brage Blokk 30/6, utvinningstillatelse 053, tildelt 1979 Blokk 31/4, utvinningstillatelse 055, tildelt 1979 Blokk 31/7, Utvinningstillatelse 185, tildelt 1991 Operatør Planlagt produksjonsperiode Opprinnelig utvinnbare reserver Produksjon i 1998 Gjenstående utvinnbare reserver pr. 31.12.98 Norsk Hydro Produksjon a.s 1993-2012 Olje 54 mill Sm 3 Gass 3,3 mrd Sm 3 NGL 1,6 mill. Sm 3 Olje 15376 Sm 3 /sd Olje 23,3 mill Sm 3 Gass 1,8 mrd Sm 3 NLG 0,8 mill tonn Utbyggingsløsning Bragefeltet ligger omlag 120 km vest for Bergen og 13 km nordøst for Oseberg Feltsenter. Bragefeltet er bygget ut med en bunnfast, integrert behandlings-, bore- og boligplattform med understell i stål. Plattformen er bygget med prosesskapasiteter på 19.400 Sm 3 /sd olje, 5 MSm 3 /sd gass og 18.000 Sm 3 /sd vann. Oljen transporteres i rørledning til Oseberg A for videre transport gjennom Oseberg Transport System (OTS) til Stureterminalen. Gassen transporteres i egen rørledning til Statpipe/Norpipe-systemet for videre transport til Tyskland. En 9 km lang rørledning knytter Brage til Statpipe Plattformen har en bemanning på 121. Havdypet er 140 meter ved plattformen. Feltet er pr. 28.02.99 bygget ut med til sammen 36 brønner fordelt som 23 oljeprodusenter (inkludert Sognefjordreservoaret), 2 vannprodusenter (Utsira) og 11 vann-/gassinjeksjonsbrønner. Sognefjordreservoaret ble satt i produksjon i oktober 1998. Produsert vann reinjiseres. Driftsfunksjoner er lokalisert i Bergen. Hovedforsyningsbase er Mongstad. Figur 2.4 Brageplattformen 19

2.2.3 Oseberg Vest Felt Oseberg Vest Blokk og utvinningstillatelse Blokk 30/6, utvinningstillatelse 053, tildelt 1979 Operatør Norsk Hydro Produksjon as Planlagt 1991-2028 produksjonsperiode Opprinnelige utvinnbare Olje 1,3 MSm³ reserver i Gamma Nord Gass 6,2 GSm³ Oseberg Vest omfatter reservoaret Gamma Nord og omfattes av utvinningstillatelsen for Osebergområdet, og inngår i utbyggingsplanen for den nordlige delen av Osebergfeltet. Utbyggingsløsning Oseberg Vest er en satelittutbygging, og ble etablert for å kunne levere ekstra gass til injeksjon på OSF. Feltet har vist seg å inneholde mer olje enn forventet. Produksjonsstart fra den første brønnen var i oktober 1991. Denne leverer gass til Oseberg C. Produksjonsstart fra Brønn nr 2, som er koplet til OSF, ble startet mars 1996. Det er beregnet at om lag 75% av den injiserte gassen ved feltsenteret senere vil kunne utvinnes når gassproduksjonen tar til ved feltsenteret. Driftsfunksjoner er lokalisert i Bergen. Hovedforsyningsbase er Mongstad. 2.2.4 Troll-Oseberg gassinjeksjon (TOGI) Installasjon Troll-Oseberg Gassinjeksjon Blokk og Blokk 31/5 og 31/6 utvinningstillatelse 085. Blokker og utvinningstillatelser utvinningstillatelse er de samme som i Troll fase 1. og drives av det samordnede Troll-feltet. Operatør Norsk Hydro Produksjon a.s Planlagt 1991-2002 produksjonsperiode Ressurser Gas 22-25 mrd Sm3 i løpet av 12-14 år Utbyggingsløsning Troll-Oseberg Gassinjeksjon er en undervannsinstallasjon og ligger på 303 meters dyp. Installasjonen var den første i sitt slag på norsk sokkel. Installasjonen er bygget ut med fem produserende brønner. Kontroll og styring samt overføring av produksjonsvæsker og elektrisk kraft skjer fra Oseberg. Gassen som produseres transporteres ubehandlet i 48 km lang rørledning til Oseberg Feltsenter for prosessering og injeksjon til trykkstøtte. Det er beregnet at om lag 75% av den injiserte gassen vil senere kunne utvinnes når gassproduksjonen tar til ved feltsenteret. Driftsfunksjoner er lokalisert i Bergen. Hovedforsyningsbase er Mongstad. 20

2.3 Ressurser med godkjent utbyggingsplan I dette kapitlet gjennomgås samtlige felt under utbygging i Osebergområdet. I forhold til Oljedirektoratets inndeling i ressursklasser utgjør dette ressursklasse 2, reserver med godkjent utbyggingsplan. 2.3.1 Oseberg Øst Felt Blokk og utvinningstillatelse Operatør Planlagt produksjonsperiode Opprinnelige utvinnbare reserver Planlagt platåproduksjon Oseberg Øst Blokk 30/6, utvinningstillatelse 053, tildelt 1979 Norsk Hydro Produksjon a.s 1999-2015 Olje 23,5 mill Sm Gass 0,8 mrd Sm Olje 10500 Sm 3 /sd Utbyggingsløsning Oseberg Øst ligger nordøst for det samordnede Osebergfeltet og sør for Veslefrikk. Utbyggingsløsningen består av en plattform med boligkvarter samt utstyr for boring og 1. trinns separasjons- og kompresjonsanlegg for alternerende vann- og gassinjeksjon. Plattformen er bygget ut med prosesskapasiteter på 12.000 Sm 3 /sd olje, 1.4 MSm 3 /sd gass og 13.300 Sm 3 /sd vann Oljen eksporteres til OSF for videre prosessering og transport gjennom den eksisterende rørledningen Oseberg Transport System (OTS) til Stureterminalen. For trykkvedlikehold i reservoaret reinjiseres produsert gass og vann. For ytterligere trykkstøtte produseres det vann for injeksjon. Feltet skal operere til sammen 15 brønner fordelt på 6 oljeprodusenter, 2 alternerende vann og gass injektorer samt 4 vanninjektorer og 2 vannprodusenter. Feltet starter produksjonen april 1999. Oseberg Øst har en bemanning på 40 personer. Vanndypet ved installasjonen er 160 meter. Driftsfunksjoner er lokalisert i Bergen. Hovedforsyningsbase er Mongstad. Fors. OSB Prog. report Figur 2.5 Oseberg Øst v ises i sentrum av figuren med OSF til venstre og OSC til høyre 21

H 2.3.2 Oseberg Sør 12" (Future gas) OSD B 12" (Oil) OSA 13km HELIKOPTER SERVICE LN-OHB C OSEBERG SØR (PDQ) G OS C 8 (WI) 7km 14km SU J SU 8"(WI) 8 (Prod. line) OSS PDO 07.02.96 1 WM i U&P/IF Grafisk K Figur 2.6 Oseberg Sør med brønnrammene K og J 22

2.3.3 Oseberg Gasstransport (D) Istallasjon Oseberg D Blokk og Ref.-Oseberg Feltsenter utvinningstillatelse Operatør Norsk Hydro Produksjon a.s Planlagt produksjonsperiode 2000-2028 Utbyggingsløsning Oseberg D-plattformen (OSD) bygges ut for behandling og eksport av gass fra OSF. OSD vil øke gasseksportkapasiteten på feltsenteret og gi rom for nye stigerør for import av brønnstrøm og eksport av behandlet gass. På plattformen vil det bli installert utstyr for prosessering av gass samt to gassturbindrevne salgsgasskompressorer. Varme vil bli gjenvunnet og høytrykksdamp som produseres, vil bli brukt til elproduksjon i en ny dampturbindrevet generator på OSA. OSD vil bli knyttet til Oseberg Feltsenter (A-plattformen) via en 90 m lang gangbro hvor også rør for framføring av gass, kondensat og damp samt vann, strøm osv. er plassert. Gassen vil bli eksportert via Oseberg Gass Transport (OGT) til Heimdal. Det er planlagt at gasseksporten vil starte opp 1. oktober 2000. Det ble levert Plan for anlegg og drift (PAD) for OGT 1 januar 1997 som ble godkjent i januar 1998. Rørledningen skal tas i bruk i løpet av tredje kvartal i år 2000. Driftsfunksjoner vil bli lokalisert i Bergen. Hovedforsyningsbase er Mongstad. OSEBERG A OSEBERG B OSEBERG D Oil Oseberg Øst 12" N Gas Export 36" Oil Oseberg Syd 12" Figur 2.7 Oversikt over Oseberg feltsenter og Oseberg D plattformen 23

2.4 Ressurser i sen planleggingsfase I dette kapittelet beskrives de funnene der Plan for utbygging og drift (PUD) ventes å bli lagt fram for myndighetene i løpet av 2 år. I forhold til Oljedirektoratets inndeling i ressursklasser utgjør dette ressursklasse 3; ressurser i sen planfase. 2.4.1 Tune 30/8 Felt Blokk og utvinningstillatelse Operatør Planlagt PUD Planlagt produksstart Forventet produksjon Ressurser Tune Blokk 30/8, utvinningstillatelse PL 190, tildelt 1993 Norsk Hydro Produksjon a.s Innlevering av PUD juli 1999 Oktober 2002 og drift til 2010 Kondensat 8.000 Sm 3 /sd Gass 14.000 MSm 3 /sd 7,3 mill Sm 3 27 mrd Sm gass 1,0 mill Sm NGL. Utbyggingsløsning Tunefeltet ligger ca 10 km sørvest for OSF, hovedsakelig i blokk 30/8, men strekker seg inn i blokk 30/5 i nord og inn i blokk 30/6 i øst. Det planlegges å installere en undervannsinstallasjon med høytrykks brønnstrøm med gass og kondensat til Oseberg. Det er planlagt å bygge ut Tune i to trinn. Første byggetrinn omfatter en 6-hulls brønnramme med 4 brønner i byggetrinn 1 og en femte brønn samt en satellittbrønn i byggetrinn 2. Kapasiteten vil med dette være noe redusert de første årene. Det vil legges to 14" rørledninger til Oseberg Feltsenter. Rørledningene er designet for 440 barg for direkte brønntilknytning. Rørledningene vil fortrinnsvis graves ned. Alternativ utbyggingsløsning innebærer å bygge en brønnhodeplattform med første separasjon av kondensat og gass, med eksport av rikgass til Kollsnes og kondensat til Oseberg. Det tas sikte på å levere Plan for utbygging og drift av Tune i juni 1999. Driftsfunksjoner vil bli lokalisert i Bergen. Hovedforsyningsbase er Mongstad. Oseberg D Oseberg A Oseberg B Tune 10 km, flerfase Figur 2.8 Tune undervannsinstallasjon koplet til OSD og med brønnramme og fremtidigsatellittbrønn 24

2.4.2 Kappa og Delta Felt Blokk og utvinningstillatelse Kappa og Delta Kappa: Blokk 30/6, utvinningstillatelse PL 053, tildelt 1979. Delta: Blokk 30/9, utvinningstillatelse PL 079, tildelt 1982 Operatør Planlagt PUD Planlagt produksjonsstart Norsk Hydro Produksjon a.s Innlevering av PUD desember 1999 1.7.2002 Forventet produksjon Olje ca. 3000 Sm 3 /d Gass ca. 3 MSm 3 /d Ressurser 1,7 mill Sm 3 olje 8,0 Gass 1,5 millsm 3 NGL Kappa er antagelig ikke lønnsom som selvstendig utbygging. En letebrønn i den østlige delen av Kappa høsten 1998 var tørr. Samtidig er volumene av olje og gass i det opprinnelige funnet i Kappa noe nedjustert. Kappa vurderes nå bygget ut sammen med et funn i Delta-strukturen som ble gjort høsten 1998. Dette funnet ligger i lisens PL 079 og grenser inn til Kappa i nord. Funnet består fortrinnsvis av gass, men inneholder også noe olje og kondensat. En felles utbygging vil kunne bestå av en brønnramme for 4 brønner plassert i området på grensen mellom de to strukturene og med 2x10" rørledninger til Oseberg Feltsenter. To brønner vil bli boret inn i Kappa og to i Delta. På et senere tidspunkt vil det kunne bli aktuelt å installere ytterligere en brønnramme i området. Denne vil i tilfelle kobles sammen med den første rammen og benytte samme rørledninger inn til Oseberg Feltsenter. En lønnsomhetsanalyse for Kappa og Delta forventes å bli lagt fram i juni 1999. Eventuell beslutning om PUD vil bli tatt på dette tidspunkt. Tidligste tidspunkt for innlevering av PUD er i desember 1999. Produksjonsstart er aktuell sommeren 2002. Drifts og basefunksjoner vil bli lokalisert i Bergen. Hovedforsyningsbase er Mongstad. 2.4.3 Økt utvinningsgrad / utvidelse av dreneringsområde De større feltene er gått av platå og produksjonen er sterkt fallende. Det er ledig kapasitet for innfasing av oljeressurser på eksisterende installasjoner i Osebergområdet, og for å utnytte ressursene og installasjonene i best mulig grad er det nå viktig å utvikle ressurser nær eksisterende felt. For å møte den negative produksjons- og reserveutviklingen i området må det fokuseres på tiltak som optimaliserer utvinning av ressurser på eksisterende felt og i tilknytning til eksisterende infrastruktur. Utforskningsaktiviteten i Osebergområdet er derfor tidskritisk. Perioden år 2000-2010 representerer et mulighetsvindu for innfasing av oljeressurser til OSF før Oseberg gassbehandlingkapasitet benyttes fullt ut til egen gasseksport. 25

2.5 Ressurser i tidlig planleggingsfase I dette kapitlet beskrives utvinnbare ressurser der plan for utbygging og drift ventes å bli lagt fram for myndighetene i løpet av ti år eller bygges ut på lang sikt. I forhold til Oljedirektoratets inndeling i ressursklasser utgjør dette ressursklasse 4; ressurser i tidlig planleggingsfase og ressurser som kan bli bygget ut på lang sikt. 2.5.1 Hild Felt Blokk og utvinningstillatelse Operatør Planer for feltet Ressurser Hild Blokk 30/7 og Blokk 29/7, lisens PL 040 Blokk 29/6 og 30/4, lisens PL 043 Norsk Hydro Produksjon a.s :30/7 og 29/7 TOTAL Norge AS. :29/6 og 30/4 Det er ingen konkrete planer for utbygging av Hild. Feltet regnes som tekniske ressurser Olje 0,8 mill Sm 3 Gass 12,2 mrdsm 3 /d NGL 1,9 MSm 3 /d 2.5.2 Alfa Cook Felt Blokk og utvinningstillatelse Operatør Planer for feltet Ressurser Alfe Cook Blokk 30/6, lisens PL 053 Norsk Hydro Produksjon a.s Det er ingen konkrete planer for å bygge ut Alfa Cook. Olje 0,5mill Sm 3 Gass 1,4 mrd Sm 3 2.6 Oversikt over ressursene i Osebergområdet fordelt på ressursklasser Tabell 2.2 under gir en samlet oversikt over opprinnelige og gjenværende utvinnbare ressurser i Osebergområdet. Tabell 2.2 Oppsummering av reserver i Osebergområdet fordelt på ressursklasse. Felt Operatør Ressursklasse Planlagt Opprinnelige Gjenværende reserver prod. periode reserver Olje Gass NGL. Olje Gass NGL OSF Hydro Brage Hydro OSØ Hydro OSS Hydro OSD Hydro Tune Hydro Kappa og Hydro Delta Hild Hydro Alfa Cook Hydro Sum (omlag) 1 1 1 2 2 3 3 4 4 1988-2020 1993-2012 1999-2015 2000-2020 2000-2028 2 002-2010 2 002 mill Sm 3 337.6 54 23.5 53.5 7.3 1.7 0.8 0.5 478.9 mrd Sm 3 109 3.3 0.8 11 27 8 12.2 1.4 172.7 mill Sm 3 8.3 1.6 - - 1 1.5 1.9 14.3 mill Sm 3 90 23.3 23.5 53.5 7.3 1.7 0.8 0.5 201 mrd Sm 3 109 1.8 0.8 11 27 8 12.2 1.4 171 mill Sm 3 8.3 0.8 - - 1 1.5 1.9 14 26

2.6.1 Status for området Figur 2.9 viser at det forventes et fall i oljeproduksjonen for Osebergområdet etter år 2001. Platåavgang for installasjonene i Osebergområdet indikerer når det vil være aktuelt å fase inn tilleggsresurser til installasjonene. Tabell 2.3 viser tidspunktene for forventet platåavgang for installasjonene i Osebergområdet. Oseberg Feltsenter gikk av platå i juli 1997. Imidlertid vil innfasing av OSØ i 1999 og OSS i 2000 sørge for samlet oljeproduksjon opp mot platå frem til og med år 2001. Tabell 2.3 Tidspunkt for platåavgang for installasjoner i Osebergområdet. Plattform Platåavgang Begrensing etter platåavgang Brønnpotensiale Gassbehandling OSA 1 997 X OSC 1 998 X Brage 1 998 OSØ 2 001 X OSS 2 004 X * - OSA prosessen forventes vannbegrenset ved innfasing av Omega N brønner Vannbehandling X* X X MSm3/år 35 30 25 20 15 Brage Ose Øst Ose Sør Oseberg 10 5 0 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 år Figur 2.9 Forventet oljeproduksjon fra felt i Osebergområdet 27

I år 2000 starter gasseksporten på OSF. Gassen eksporteres gjennom Oseberg Gass Transport (OGT) via Heimdal til kontinentet eller til Storbritannia. Gassproduksjonen er forventet å øke betydelig i de neste 10 år, og vil utgjøre 50% av den samlede produksjonen fra Osebergområdet i år 2008. Prognoser vist i Figur 2.10 for utvinning av gassreservene i området, viser en stigning fra oppstart i år 2000 til 2011 for deretter å falle raskt fra år 2017. GSm3/år 12 10 8 6 Brage Tune OSF 4 2 0 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 Årstall Figur 2.10 Gasseksport potensiale for Osebergområdet. Brage eksporterer via Statpipe og Tune via OSF. Kappa og Delta er omfattet av OSF. 2.7 Rørledninger I dette kapitlet redegjøres det for alle rørledninger til og fra installasjonene i Osebergområdet og rørledninger som krysser gjennom området. Som vist på figur 2.1 og kartfigur 2.11 har Osebergområdet en godt utbygget infrastruktur. Oseberg Feltsenter er et knutepunkt for eksport av olje til Stureterminalen via Oseberg Transportsystem (OTS). Plattformene i Osebergområdet er derfor knyttet opp til OSF via feltinterne rørledninger. Typisk for Osebergområdet er at plattformene helt eller delvis prosesserer olje før oljen transporteres til OSF via feltinterne rørledninger. Etter en eventuell sluttprosessering på OSF eksporteres oljen til Sture via OTS. Det finnes også flere rørledninger mellom undervannsinstallasjoner og produksjons- og behandlingsplattformer med ulike funksjoner. Eksempler er rør for transport av brønnstrøm fra brønnene, og transport av vann eller gass fra plattformene til brønner for injeksjon i reservoaret. I tillegg finnes det kontrollkabler som typisk kan inneholde rør for transport av kjemikalier, hydraulikkvæske og ledninger for overføring av signaler og elektrisk kraft. Mindre rør og kabler er normalt nedgravd. 28

Olje og gass eksporteres til landanlegg i Norge, til Storbritannia eller Kontinentet via flere eksportrørledninger i Osebergområdet. Eksportrørledningene er oftest 16" i diameter eller større. Disse rørledningene legges oftest direkte på havbunnen. Rørledningene stabiliseres ved at det dumpes grus over dem på begrensede områder hvor de må ha understøtte. Dette er oftest påkrevet ved rørkryssinger og i kupert område for å hindre frie spenn. Eksportrørledningene i Osebergområdet blir beskrevet under og er også listet i tabell 2.4 og 2.5. 2.7.1 Eksportrørledinger Oseberg Transport System (OTS) Oljen fra Osebergfeltet transporteres i en 110 km lang rørledning fra Oseberg A-plattformen til råoljeterminalen på Sture i Øygarden kommune. Rørledningen har en dimensjon på 28, og en teknisk kapasitet på 122 000 Sm 3 /sd. Lagerkapasiteten på Sture er 990 000 Sm 3. OTS ble åpnet i 1988 og er bygget for en levetid på minimum 40 år. Rettighetshaverne i Oseberg-gruppen har opprettet et eget interessentselskap som er ansvarlig for driften av rørledningen. Eierfordelingen er den samme som i Osebergfeltet. Interessentskapet har inngått avtaler med rettighetshaverne til feltene Veslefrikk, Brage, Frøy og Lille-Frigg om transport av oljen fra disse feltene via Oseberg A og gjennom OTS til Sture. Olje og NGL fra Lille-Frigg og Frøy blir transportert fra TCP2-plattformen på Frigg-feltet til Oseberg A gjennom Frostpipe. Frostpipe Rørledningen ligger mellom Frigg og Oseberg Feltsenter. Røret har en diameter på 16" og er 81 km lang. Røret transporterer kondensat fra Friggfeltet for videre eksport via OTS til Sture. Veslefrikk - OSA Rørledningen (16") ligger mellom Veslefrikk og Oseberg A-plattformen. Det transporteres stabilisert olje fra Veslefrikk til OSA for videre transport til Sture via OTS. OSC transporterer også stabilisert olje gjennom rørledningen og er koplet til rørledningen med en Y-kopling mellom Veslefrikk og OSA. Se også figur 2.11. Oseberg Gasstransport OGT. OGT legges mellom Heimdal og Oseberg D plattformen. Rørledninger vil være 36" og være 110 km lang. OGT skal tas i bruk i tredje kvartal år 2000. Den vil transportere tørrgass fra OSD til Heimdal for videre transport til Storbritannia via Vesterled eller til Kontinentet via Statpipe. Rørtraséen er valgt lagt noe øst for den rette linje mellom installasjonene, for å være mindre til hinder for tobisfisket vest og sørvest for Oseberg Feltsenter. Kvitebjørn - Heimdal Det er ulike alternativer til vurdering. Et alternativ er å kople gassrørledningen fra Kvitebjørn til rørledningen som skal gå fra Huldra til Heimdal rett sør for Huldra. Et annet alternativ er å legge rørledning fra Kvitebjørn direkte til Heimdal. 29

Huldragass Det er besluttet å legge en gassrørledning fra Huldra til Heimdal. Denne rørledningen vil gå gjennom Osebergområdet og gå relativt parallelt med OGT fra Oseberg til Heimdal. Flere alternativ for rørledningsdimmensjoner er aktuelle. Et alternativ er en 24" rørledning direkte fra Huldra til Heimdal. Denne rørledningen vil være 110 km lang. Et annet alternativ er at rikgass fra Kvitebjørn koples til Huldra gassrørledning. Aktuell rørdiameter for dette alternativet er 36", se kartfigur 2.11. Statpipe Statpipe krysser gjennom Osebergområdet og den sørlige delen av Trollområdet. Statpipe består av et 880 km langt rørledningssystem med to stigerørsplattformer og en terminal på Kårstø. Feltene Statfjord, Gullfaks, Snorre, Brage, Tordis, Veslefrikk og Heimdal er knyttet til denne rørledningen. Rikgass fra feltene i nordlige Nordsjøen (Statfjord, Gullfaks og Osebergområdet) blir transportert gjennom Statpipe til Kårstø der våtgassen skilles ut og fraksjoneres til kommersielle NGL-produkter for videre transport med skip. Tørrgassen transporteres i en 28 rørledning til stigerørsplattformen Draupner S og videre til Emden via Ekofisk. Heimdalfeltet er tilknyttet Statpipe-rørledningen ved en 36 rørledning til stigerørsplattformen Draupner S. 2.7.2 Eksisterende rørledninger i Osebergområdet I de følgende tabellene 2.4 og 2.5 er det gitt en oversikt over eksisterende, planlagte og mulige rørledninger i Osebergområdet. Korte rørledninger mellom havbunnsinstallasjoner o.l er ikke tatt med. Under beskrivelsen av de enkelte feltene vil det likevel framgå hva som finnes av slike rørledninger. Rørledningene er også vist i figur 2.1 og kartfigur 2.11. Tabell 2.4. Eksisterende rørledninger i Osebergområdet Navn Strekning Funksjon Lengde, km Ressursklasse 1 OTS Frostpipe Statpipe MTS TOGI Oseberg A- Stureterminalen Frigg - Oseberg F Statfjord - Kårstø Veslefrikk - OSA OSC - Veslefrikk-Y OSC - OSA OSA-OSC Oseberg F- Troll-Oseberg Gassinjeksjon Brage - Statpipe Brage - OSA Olje Olje Rikgass Olje Olje Flerfase injeksjonsvann Gass Rikgass Olje 3,6 110 81 308 34 47 Antall, dimensjon 1 x 28" 1 x 16" 1 x 30" 1 x 16" 1 x 16" 1 x 14" 1 x 20" 1 x 8" 1 x 12" * Ved økende gassvolum synker oljekapasiteten ** Begrenset av kompressorkapasitet (M10) for gassinjeksjon på OSF Transportvolum, Sm3/år 122 000 Sm 3 /sd 16.000 Sm 3 /sd 25 MSm 3 /sd 11.100 Sm 3 /sd Olje* 35.5 MSm3/sd** 1.1 MSm 3 /sd 19400 Sm 3 /sd 30