REGIONAL KONSEKVENSUTREDNING, NORDSJØEN

TAMPEN-OMRÅDET REGIONAL KONSEKVENSUTREDNING, NORDSJØEN Temarapport 8a: Samfunnsøkonomiske konsekvenser - Tampenområdet 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

Temarapport 8a Samfunnsmessige konsekvenser Tampen-området Agenda UTREDNING & UTVIKLING AS Malmskrivervn 35 A Postboks 542 1301 Sandvika Tlf 67 57 57 00 Fax 67 57 57 01 Ref: R2384

FORORD Denne rapporten inngår som en del av Regional konsekvensutredning for petroleumsvirksomheten i Nordsjøen (RKU-Nordsjøen). 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, 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. 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 1 til temarapport 1a og 1e. 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: Tampen-området Frigg-Heimdal-området Troll-området Sleipner-området Oseberg-området Ekofisk-området

INNHOLD 0 SAMMENDRAG 1 INNLEDNING 13 1.1 Organisering av utredningsarbeidet, rapportstruktur 13 1.2 Formålet med konsekvensutredningen 15 1.3 Forholdet til feltspesifikke konsekvens-utredninger 16 1.4 Oppdatering 16 2 PETROLEUMSVIRKSOMHETEN I TAMPEN-OMRÅDET 17 2.1 Feltutbygging og rørledningssystemer i Tampenområdet 17 2.2 Opplegget for den regionale konsekvensutredningen 20 2.3 Samlede ressurser og investeringer på Tampen 22 3 SAMFUNNSMESSIG LØNNSOMHET VED VIRKSOMHETEN PÅ TAMPEN 23 3.1 Petroleumsproduksjon på Tampen 23 3.2 Samlede inntekter av petroleumsvirksomheten på Tampen 25 3.3 Kostnader ved petroleumsproduksjonen på Tampen 29 3.4 Samfunnsmessig lønnsomhet ved petroleumsvirksomheten på Tampen 30 4 VARE- OG TJENESTELEVERANSER TIL UTBYGGING OG DRIFT AV FELT OG RØRLEDNINGER 34 4.1 Bruk av inntektene fra Tampen-området 34 4.2 Kostnader på Tampen med sysselsettingseffekt 34 4.3 Norske vare- og tjenesteleveranser til investeringene på Tampen 36 4.4 Norske vare- og tjenesteleveranser til drift av feltene på Tampen 39

5 SYSSELSETTINGSVIRKNINGER AV VIRKSOMHETEN PÅ TAMPEN 43 5.1 Beregningsmetodikk 43 5.2 Nasjonale sysselsettingsvirkninger i investeringsfasen 44 5.3 Nasjonale sysselsettingsvirkninger knyttet til drift 46 5.4 Samlede nasjonale sysselsettingsvirkninger av petroleumsvirksomheten på Tampen 49 6 TAMPENOMRÅDETS ANDEL AV NORSK PETROLEUMSVIRKSOMHET 50 6.1 Tampens andel av investeringene på norsk kontinentalsokkel 50 6.2 Tampen-områdets andel av den norske petroleumsproduksjonen 51

Temarapport 8a: Tampen 7 SAMMENDRAG Regionale konsekvensutredninger, RKU Foreliggende rapport analyserer samfunnsmessige virkninger av de samlede petroleumsaktiviteter i Tampen-området i Nordsjøen. Rapporten inngår som del av Regional konsekvensutredning for petroleumsvirksomheten i Nordsjøen, der ulike temaer analyseres for tilsammen seks delområder i Nordsjøen, hvorav Tampen-området er ett. Hensikten med en regional konsekvensutredning er å gi en bedre oversikt over den samlede petroleumsaktiviteten i de enkelte områdene av Nordsjøen enn det feltspesifikke konsekvensutredninger kan gi, samtidig som arbeidet med de feltspesifikke konsekvensutredninger forenkles. Til sammen skal den regionale konsekvensutredningen og de feltspesifikke konsekvensutredningene dekke lovverkets krav til konsekvensutredning ved framtidige utbyggingsprosjekter i Nordsjøen. Tampen-området Tampen-området som denne utredningen dekker, ligger i den nordlige del av Nordsjøen, mot grensen til engelsk sektor, omtrent rett vest for Florø. o Området ligger sør for 62 N, og grenser mot Troll-området i øst og mot Oseberg-området i sør. Tampen er et forholdsvis lite geografisk område, men inneholder likevel 21 petroleumsfelt, hvorav noen av de største feltene på norsk kontinentalsokkel; Statfjord og Gullfaks. Disse feltene har en etablert infrastruktur som det er kostnadseffektivt for nye felt i området å benytte. De fleste feltene i Tampen-området blir derfor knyttet opp mot Statfjord eller Gullfaks etter hvert som de bygges ut. For oversikten skyld er feltene på Tampen delt inn i seks feltgrupper etter tilknytning til infrastrukturen. I tillegg har en tatt med gassrørledningen Statpipe fra Statfjord/Gullfaks til Kårstø. Statfjord og Gullfaks er kjernefeltene på Tampen. Snorre og Vigdis er koblet opp mot Statfjord, mens Tordis og Visund kobles opp mot Gullfaks. Hvor Kvitebjørn skal kobles opp er enda ikke avgjort. Den siste feltgruppen, Veslefrikk/Huldra, ligger sør på Tampen, og er knyttet opp sørover mot Oseberg. Samlet inneholder de 21 feltene på Tampen utvinnbare reserver på nær 1.600 3 3 mill Sm olje, 38 mill tonn kondensat (NGL) og vel 280 mrd Sm gass. Til

8 RKU-Nordsjøen 3 sammen gir dette vel 1.900 mill Sm oljeekvivalenter, mer enn en fjerdedel av de samlede utvinnbare reservene i Nordsjøen, og vel 20% av de totale utvinnbare petroleumsressursene som til nå er funnet på norsk kontinentalsokkel. Ved utgangen av 1998 er rundt halvparten av dette produsert. Resten vil bli produsert i perioden fram til rundt 2029, når ressursene på Tampen vil være uttømt, med mindre ny teknologi eller nye felt avdekker ytterligere petroleumsressurser i området. Samlede investeringer på Tampen blir, slik det i dag ser ut, rundt 340 mrd 1998-kr, fordelt over vel 35 år i perioden 1975-2011. Her kan det imidlertid komme endringer underveis. Samfunnsmessig lønnsomhet av virksomheten i Tanpen-området I beregningene av samfunnsmessige lønnsomhet av petroleumsressursene har man tatt utgangspunkt i oppnådde priser for petroleum fram til 1998. For tiden framover har en lagt til grunn forholdsvis moderate prisforutsetninger 3 på 14 USD pr fat olje, ca 60 øre pr Sm gass og 140 USD pr tonn NGL. Med disse prisforutsetninger og den forventede produksjonsprofil, gir produksjonen på Tampen en samlet inntekt på 1.781 milliarder 1998-kr fordelt på 54 år i perioden 1975-2029. Inntektene fordeler seg med 1410 mrd 1998-kr på olje, 165 mrd kr på gass og 46 mrd kr på NGL. I tillegg kommer interne transport og prosesseringsinntekter for tjenester Statfjord, Gullfaks og Statpipe yter de øvrige lisenser på Tampen. Disse inntektene er beregnet til nær 160 mrd 1998-kr, og er her tatt med både på inntektssiden og på kostnadssiden, for å få en riktig fordeling mellom feltene på Tampen. Kostnadene ved petroleumsproduksjonen på Tampen består dels av investeringskostnader til feltutbygginger og rørledninger, og dels av driftskostnader for disse installasjonene. I tillegg har en altså tatt med transport- og prosesseringskostnader. Samlet gir dette kostnader ved petroleumsproduksjonen på Tampen på rundt 765 mrd 1998-kr, fordelt med 339 mrd kr i investeringskostnader og 426 mrd kr i driftskostnader, hvorav nær 160 mrd kr i interne transport og prosesseringskostnader. Tidsmessig dominerte investeringskostnadene fram til 1985. Senere blir driftskostnadene mer og mer dominerende. Kombinerer en driftsinntektene for feltene på Tampen med sine tilhørende

Temarapport 8a: Tampen 9 70000 Årlig netto kontantstrøm 60000 50000 Statpipe Huldra/Veslefrikk Visund Snorre Tordis Gullfaks Statfjord Faste mill norske 98 kroner 40000 30000 20000 10000 0-10000 -20000 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Figur S.1 Samlet inntektstrøm på Tampen fordelt på delområde og år driftskostnader, framkommer et bilde av netto kontantstrøm fordelt på delområder og år, som vist i figur S.1. Det framgår her at Statfjord dominerer kontantstrømbildet de første årene, men at de øvrige delområdene på Tampen, og særlig Gullfaks, kommer sterkere inn etter hvert. Samlet gir petroleumsvirksomheten på Tampen med inntektsforutsetningene ovenfor, en netto kontantstrøm for det norske samfunn på 1.016 milliarder - vel en billion - 1998-kr i perioden 1975-2029. Kontantstrømmen fordeler seg med 893 mrd 1998-kr eller 88% på den norske stat, og 123 mrd 1998- kr eller 12% på oljeselskapene. Leveranse- og sysselsettingsvirkninger Inntektene fra petroleumsvirksomheten på Tampen bidrar til å finansiere statens og oljeselskapenes virksomhet, og gir som følge av dette grunnlag for svært mange arbeidsplasser rundt om i det norske samfunn, særlig i offentlig sektor. Hvor store disse sysselsettingsvirkningene er, har en liten mulighet til å beregne med noen grad av sikkerhet, da statens oljeinntekter ikke øremerkes spesielle formål, og staten gjennom sine generelle overføringer og sitt forbruk griper inn i hele nasjonaløkonomien. Det en imidlertid kan beregne, er hvilke vare- og tjenesteleveranser petroleumsvirksomheten på Tampen gir til norsk næringsliv, og hvilke sysselsettingsvirkninger dette gir for det norske samfunn.

10 RKU-Nordsjøen Tar en utgangspunkt i de samlede kostnader ved petroleumsproduksjonen på Tampen, og trekker ut avgifter til staten og interne overføringer mellom lisensene i området, står en tilbake med investeringskostnader på 339 mrd 1998-kr, og driftskostnader som gir leveranse- og sysselsettingseffekter på 245 mrd 1998- kr. Leveransevirkninger og sysselsettingsvirkninger av disse kostnadene kan en beregne. Når det gjelder investeringskostnadene har en med utgangspunkt i gjennomførte konsekvensutredninger, og erfaringer fra liknende utbygginger på felt der det ikke foreligger konsekvensutredninger, forsøkt å anslå norsk næringslivs andel av vare og tjenesteleveransene i utbyggingsfasen. Disse beregningene gir en samlet norsk verdiskapning gjennom leveranser til utbygging av feltene i Tampen-området på 211 mrd 1998-kr eller 62% av totalinvesteringene. Tilsvarende beregninger i driftsfasen gir en norsk verdiskapning på 197 mrd 1998-kr eller 80%. For beregning av sysselsettingsmessige virkninger av petroleumsvirksomheten på Tampen, er det benyttet en forenklet kryssløpsbasert beregningsmodell på nasjonalt nivå. Modellen beregner direkte sysselsetting i leverandør bedrifter, indirekte sysselsetting i underleverandørbedrifter og i tillegg konsumvirkninger rundt om i samfunnet som følge av de sysselsattes forbruk og skattebetalinger. Når det gjelder investeringene på Tampen, viser beregningsmodellen en samlet sysselsettingseffekt på vel 660.000 årsverk, fordelt over 54 år i perioden 1975-2029. Vel 42% av dette er direkte sysselsetting i leverandørbedriftene, 25% er ringvirkninger i underleverandørbedrifter, mens resten er konsumvirkninger. Fordelt på feltgrupper gir Gullfaks-gruppen de største virkningene med 36% av totalen, Statfjord-gruppen gir 35%, Snorre 15%, mens resten fordeler seg på de øvrige feltgruppene på Tampen. Når det gjelder drift viser modellberegningene en samlet sysselsettingseffekt på vel 400.000 årsverk i perioden 1979-2029. Nær halvparten av dette er direkte virkninger i operatørselskaper og leverandørbedrifter, 17% er indirekte virkninger i underleverandørbedrifter, mens resten er konsumvirkninger. Også når det gjelder drift er det Gullfaks-gruppen og Statfjord-gruppen som gir de største sysselsettingsvirkningene, hver med rundt 35% av totalen.

Temarapport 8a: Tampen 11 Totale nasjonale sysselsettingsvirkninger 50000 45000 40000 Årsverk 35000 30000 25000 20000 Drift Utbygging 15000 10000 5000 0 1975 1977 1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 Figur S.2: Samlede nasjonale sysselsettingsvirkninger av petroleumsvirksomheten på Tampen Samlet finner en at petroleumsvirksomheten på Tampen gir en beregnet sysselsettingseffekt i det norske samfunn på 1.060.000 årsverk i perioden 1975-2029, som vist i figur S.2. Selv fordelt over en så lang periode er dette meget store tall. Faktisk gir petroleumsvirksomheten på Tampen en gjennomsnittlig sysselsettingseffekt i det norske samfunn på 20.000 årsverk hvert år i mer enn 50 år. Tampen-områdets andel av norsk petroleumsvirksomhet Geografisk er Tampen-området en svært liten del av norsk kontinentalsokkel, men området spiller likevel en betydelig rolle i norsk petroleumsvirksomhet fordi det inneholder store felt som Statfjord og Gullfaks. Investeringsmessig står Tampen-området for 24% av gjennomførte og planlagte investeringer på norsk kontinentalsokkel i 30-årsperioden 1975-2005. Produksjonsmessig sto Tampen-området for nær halvparten av norsk petroleumsproduksjon i hele ti-årsperioden 1985-1994. Etter at særlig Troll og Oseberg-områdene kom inn for fullt, har denne andelen gått noe ned, men fortsatt står Tampen-området for rundt 30% av den samlede produksjonen på norsk kontinentalsokkel.

12 RKU-Nordsjøen.

Temarapport 8a: Tampen 13 1 INNLEDNING Petroleumsloven (Ref:1) 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 petroleums-virksomheten 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 (Hydro 1995). Utredningen for Tampen har vært benyttet som grunnlag for flere forenklede feltspesifikke konsekvens utredninger, bl.a. for Statoils prosjekter Gullfaks Satelitter og Huldra, og Sagas prosjekt 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 1.1. 1.1 Organisering av utredningsarbeidet, rapportstruktur Den første RKU for Tampenområdet bestod av en enkelt rapport, som hovedsakelig fokuserte på aktiviteten innenfor Tampen området, 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 samlende konsekvensene av petroleums aktiviteten i hele Nordsjøen. Samtidig beskrives hvert delområdes bidrag til det totale konsekvensbildet.

14 RKU-Nordsjøen Temarapporter regional konsekvensutredning Nordsjøen Temarapport 1a: Infrastruktur, utslipp, overvåkningsundersøkelser og miljøtiltak i Tampenområdet Temarapport1b: Infrastruktur, utslipp, overvåkningsundersøkelser og miljøtiltak i Trollområdet. Temarapport 1c: Infrastruktur, utslipp, overvåkningsundersøkelser og miljøtiltak i Oseberg området. Temarapport 1d: Infrastruktur, utslipp, overvåkningsundersøkelser og miljøtiltak i Frigg- Heimdal området. Temarapport 1e: Infrastruktur, utslipp, overvåkningsundersøkelser og miljøtiltak i Sleipnerområdet. Temarapport 1f: Infrastruktur, utslipp, overvåkningsundersøkelser og miljøtiltak i Ekofisk. (Denne tema rapporten vil foreligge på et senere tidspunkt). Temarapport 2: Utslipp til luft og sjø. Prognoser Temarapport 3: Beskrivelse av influensområdet til havs og på land Temarapport 4: Uhellsutslipp - sannsynlighet, miljørisiko og konsekvenser Temarapport 5: Regulære utslipp til luft - konsekvenser Temarapport 6: Regulære utslipp til sjø - konsekvenser o o Temarapport 7: Fiskerier og akvakultur - konsekvenser området 58 N- 62 N Temarapport 8a: Samfunnsøkonomiske konsekvenser Tampenområdet Temarapport 8b: Samfunnsøkonomiske konsekvenser Sleipnerområdet Figur 1.1 Delrapporter i RKU-Nordsjøen - 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 perpektiv. 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 (produsert vann), vil influensområdet

Temarapport 8a: Tampen 15 hovedsakelig omfatte det delområdet hvor aktiviteten finner sted, samt deler av naboområdene. 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, som vist i figur 1.1. 1.2 Formålet med konsekvensutredningen Hovedmålet med å utarbeide regionale konsekvens utredninger 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. For å få dette til er følgende punkter særlig viktige: - RKU må inneholde oppdatert tverrfaglig 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 virkningen av negative effekter som likevel oppstår. - RKU må jevnlig oppdateres både mht til utbyggingsplaner og utslippsprognoser, informasjon om influensområdet og generell kunnskapsstatus.

16 RKU-Nordsjøen 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 konsekvensene ligger innenfor de rammer for utslipp m.v. 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 oppdaters 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.

Temarapport 8a: Tampen 17 2 PETROLEUMSVIRKSOMHETEN I TAMPEN-OMRÅDET 2.1 Feltutbygging og rørledningssystemer i Tampenområdet Tampen-området ligger i den nordlige del av Nordsjøen, mot grensen til engelsk sektor, omtrent rett vest for Florø, se fig. 2.1. Tampen-området o o avgrenses geografisk av engelsk sektor i vest, 62 N i nord, 3 Ø i øst og o 60 45' i sør. Avgrensingen er gjort for å skille Tampen-området fra Troll- området i øst og fra Oseberg-området i sør. Geografisk er Tampen et forholdsvis lite område, men inneholder likevel noen av de største petroleumsfeltene og feltutbyggingene på norsk kontinentalsokkel. Til sammen inneholder vår analyse av Tampen-området 21 petroleumsfelt, hvorav de største er Statfjord, Gullfaks og Snorre, og i tillegg eksportrørledningen Statpipe fra Statfjord til Kårstø. Gjennomgangen av utbyggingsløsningene nedenfor er basert på OED s faktahefte for 1998. (Ref 2), og Norsk Hydros publikasjon Fakta om norske olje- og gassfelt 1998 (Ref 3). Ressursanslagene er basert på Statoils ressursdatabase pr september 1998 (Ref 4). Ressursanslagene i databasen blir revurdert en gang pr år, basert på nye opplysninger om reservoarene. Petroleumsutvinningen på Tampen begynte med oppstart av Statfjord-feltet i 1979. Statfjord er i hovedsak et oljefelt som strekker seg litt inn på britisk sokkel, med opprinnelige norske reserver (vel 85% av totalen) på 555 mill 3 3 Sm olje, 55 mrd Sm gass og 15 mill tonn NGL. Statfjord feltet er bygget ut med tre fullt integrerte betongplattformer, stående på havbunnen på 145 m dyp. Senere er flere felt knyttet opp gjennom rørledninger mot infrastrukturen på Statfjord-feltet, bl a Statfjord Nord, Statfjord Øst og Snorre. I tillegg planlegges Sygna tilknyttet Statfjord. Produsert olje fra Statfjord bøyelastes på feltet. Gass fra Statfjord føres gjennom den regionale transportrørledningen Statpipe til Kårstø. Statpiperørledningen er en viktig del av Tampen-områdets infrastruktur, og er derfor tatt med i denne regionale analysen.

18 RKU-Nordsjøen Murchison er i hovedsak et britisk oljefelt, men med vel 22% norsk andel 3 som utgjør rundt 13 mill Sm olje og litt gass. Murchison er bygget ut med en kombinert produksjons, bore og bolig-platform med stålunderstell. Olje fra Murchison, herunder også den norske andel, føres gjennom en rørledning til Shetland. Gass føres i rørledning til St. Fergus i Skottland. I Tampen analysen er bare norsk andel av Murchison med, ikke britenes del, og ikke rørledningen. Områdemessig behandles Murchison sammen med Statfjord. Gullfaks er bygget ut med tre store betongplattformer på havbunnen, og kom i produksjon i 1986. Opprinnelige reserver på Gullfaks var rundt 316 mill 3 3 Sm olje, 23 mrd Sm gass og litt NGL. Olje fra Gullfaks blir eksportert på skip med bøyelasting. Rikgass fra Gullfaks blir transportert gjennom Statpipe til Kårstø. Gullfaks har tung infrastruktur, og mange mindre felt og satelittfelt gjør bruk av denne. Tordis og Vigdis er allerede knyttet opp mot Gullfaks gjennom rørledninger på havbunnen. Gullfaks-satelittene Gullfaks Sør, Gullveig og Rimfaks er også knyttet opp mot Gullfaks. Det samme gjelder Visund, og kanskje etterhvert også Kvitebjørn, selv om det siste enda ikke er avgjort. Snorre er i hovedsak et oljefelt med opprinnelige reserver på rundt 225 Sm 3 3 olje, vel 5 mrd Sm gass og noe NGL. Snorre er bygget ut med en flytende strekkstagsplattform (TLP) og undervannsbrønner, og kom i drift i 1992. Olje og gass transporteres til Statfjord i rørledning for ferdigbehandling og utskiping. Den nordlige del av Snorre-feltet, Snorre B, bygges nå ut med en halvt nedsenkbar plattform (SEMI). Også her vil produksjonen bli sendt i rørledning til Statfjord for eksport. Vigdis er et lite oljefelt som er bygget ut med tre undervannsinstallasjoner knyttet opp til Snorre TLP, hvorfra oljen eksporteres i egen rørledning til Gullfaks A. Gass fra Vigdis injiseres på Snorre. Funnene H-Nord/ H-Vest og Vigdis Øst planlegges knyttet opp mot Vigdis. Tordis er et lite oljefelt, bygget ut med undervannsinstallasjoner, og koblet opp mot Gullfaks C-plattformen. Feltet kom i produksjon i 1994, og er i denne analysen skilt ut som egen enhet fordi en rekke småfelt, herunder Tordis Øst, H-sentral og STUJ vil bli knyttet opp mot Tordis før brønnstømmene overføres til Gullfaks.

Temarapport 8a: Tampen 19 Figur 2.1: Oversikt over felt og rørledninger i Tampen-området Visund inneholder nær 50 Sm olje og vel 50 mrd Sm gass. Feltet bygges 3 3 ut med en flytende produksjonsenhet (SEMI), og kobles opp mot Gullfaks for eksport av olje. En senere gassfase er under planlegging, og er også inkludert i denne analysen

20 RKU-Nordsjøen Veslefrikk og Huldra er to felt som ligger helt sør i Tampen-området, rett 3 nord for Oseberg. Veslefrikk inneholdt opprinnelig rundt 55 mill Sm olje og litt gass. Feltet er bygget ut med en bunnfast brønnhodeplattform, og kom i produksjon i 1990. Oljen fra Veslefrikk blir ført til Oseberg, for videre transport gjennom rørledningen Oseberg Transport til Sture. Huldra er et 3 mindre felt med utvinnbare reserver på rundt 7 mill Sm olje og rundt 20 mrd 3 Sm gass. Feltet bygges ut med en liten brønnhodeplattform. Transportløsning for olje og gass er høsten 1998 enda ikke bestemt. 2.2 Opplegget for den regionale konsekvensutredningen Den regionale konsekvensutredningen omfatter alle felt i Tampen-området som enten er i drift, er under utbygging, eller der det høsten 1998 finnes konkrete planer for utbygging (Ressursklasse 1-3 ). En har også inkludert et felt (H-Nord/H-Vest) der det foreligger planer for en mulig framtidig utbygging (Ressursklasse 4). Fordelingen av felt etter utbyggingsfase vil endre seg over tid etter hvert som nye felt bygges ut eller kommer i produksjon. Tilknytningsrørledninger mellom feltene i Tampen-område er ellers tatt med, under utbyggingskostnadene for det enkelte felt. I tillegg har en tatt med transportrørledningen Statpipe fra Tampen-området til Kårstø ( Ref 5). På Tampen dreier analysen seg om til sammen 21 petroleumsfelt, herunder noen av de største feltutbyggingene på norsk kontinentalsokkel. Flere av feltene på Tampen, særlig mindre satelitt-felt, er bygget ut ved hjelp av undervannsinstallasjoner som er knyttet opp mot produksjonsplattformer på tidligere utbygde felt i nærheten. For å holde oversikten over den geografiske fordeling av feltene, og hvordan feltene er knyttet opp mot hverandre gjennom rørledningssystemer på havbunnen, har en samlet feltene i grupper, og presentert tall for hver gruppe samlet. Dette medfører også at det blir betydelig lettere å lese både figurer og tabeller, enn om en skulle vist alle feltene hver for seg. Resultatene i samfunnsdelen av den regionale konsekvensutredningen for Tampen-området presenteres dermed på to ulike måter, dels fordelt på hvilken utviklingsfase de ulike felt er i, og dels fordelt på grupper av felt som henger produksjonsmessig sammen.

Temarapport 8a: Tampen 21 Utbyggingsfase Felt Felt i produksjon Statfjord Unit, Nord og Øst (Ressursklasse 1) Gullfaks (inkl Gullfaks sør og Gullveig) Rimfaks, Murchison (Norsk andel) Snorre, Vigdis, Tordis, Tordis Øst Visund olje/visund gass, Veslefrikk Felt under utbygging Gullfaks satelitter II, Snorre B (Ressursklasse 2) Huldra Funn med utbyggingsplaner Sygna, Kvitebjørn (Ressursklasse 3) STUJ, H-sentral Mulige framtidige utbygginger Vigdis øst, H-Nord/ H-Vest (Ressursklasse 4) Tabell 2.1 Felt og rørledninger i Tampen-området etter utviklingsfase Feltgruppe Felt i gruppen Statfjord Statfjord Unit, Nord og Øst,, Murchison Norsk andel, Sygna Gullfaks Gullfaks (inkl Gullfaks sør og Gullveig) Rimfaks, Gullfaks Satelitter II Kvitebjørn ( flere alternativ) Tordis Tordis, Tordis Øst ( knyttet opp mot Gullfaks C) Stuj+ H-sentral Snorre Snorre, Snorre B, Vigdis, Vigdis øst H-Nord/H-Vest Visund Visund gass og Visund Olje Veslefrikk/ Huldra Veslefrikk, Huldra Statpipe STATPIPE-rørledningen Tabell 2.2 Felt og rørledninger i Tampen-området inndelt i grupper En oversikt over feltfordelingen ved de to presentasjonsformene framgår av tabell 2.1 og 2.2

22 RKU-Nordsjøen 2.3 Samlede ressurser og investeringer på Tampen Samlet gir de 21 feltene i Tampen-området som denne analysen omfatter, 3 utvinnbare ressurser på nær 1.600 mill Sm olje, 38 mill tonn NGL og vel 3 280 mrd Sm gass. Dette utgjør alene mer enn 25% av de utvinnbare ressursene som er funnet i Nordsjøen, og vel 20% av de totale utvinnbare ressueser på norsk kontinentalsokkel (Ref 2). Samlede investeringer i leteboring og utbygging på Tampen beløper seg, slik det ser ut høsten 1998, til rundt 340 mrd 1998-kr, fordelt over vel 54 år fra 1975-2029.